Am 20. November 2025 hat PJM neue Netzanbindungsvereinbarungen abgeschlossen und den ersten Übergangszyklus (TC1) des reformierten Netzanbindungsprozesses beendet. Die teilnehmenden Projekte sind die zweite Kohorte, die während der Übergangsphase Netzanbindungsvereinbarungen erhält, nach den Fast Lane Projekten, die ihre letzten Netzanbindungsvereinbarungen am 18. April 2025 erhalten haben.

Die einzigen verbleibenden Projekte mit ausstehenden Netzanbindungsanfragen befinden sich derzeit im Übergangszyklus 2. PJM erwartet, die Netzanbindungsvereinbarungen mit diesen Projekten im ersten Quartal 2027 abzuschließen.

Wichtige Erkenntnisse

• 23 Batterie-Energiespeicherprojekte haben Netzanbindungsvereinbarungen erhalten. Sollten alle Projekte in Betrieb gehen, werden sie 2,2 GW Speicherkapazität zum PJM-Netz hinzufügen.
• Es dauerte 668 Tage bzw. etwa 22 Monate vom Start von TC1 bis zur finalen Vereinbarung – eine deutliche Verbesserung gegenüber dem alten Prozess, auch wenn nur 16 % der eingereichten Batteriekapazität die letzte Stufe erreichten.
• Die meisten Projekte werden voraussichtlich zwischen 2028 und 2030 in Betrieb gehen. Dies entspricht den historischen Zeitrahmen von 2-3 Jahren zwischen Erhalt der Netzanbindungsvereinbarung und kommerzieller Inbetriebnahme.
• Wie schon bei den Fast Lane Projekten werden auch beim TC1-Ausbau Nicht-Versorgungsunternehmen dominieren.
• Die Entwickler haben Einlagen für Netzanbindungskosten zwischen 0 und 50.000.000 US-Dollar gezahlt.
• Hohe Netzanbindungskosten gehen nicht immer mit besseren Arbitragemöglichkeiten einher; einige Projekte sind darauf ausgerichtet, andere Erlösströme zu erschließen oder Anreizprogramme zu nutzen.

23 Projekte haben über den ersten Übergangszyklus Netzanbindungsvereinbarungen erhalten

PJM hat die Bearbeitung aller Projekte abgeschlossen, die zwischen dem 1. April 2018 und dem 1. Oktober 2020 Netzanbindungsanfragen eingereicht haben.

89 Erzeugungs- und Speicherprojekte mit insgesamt 14,3 GW Kapazität erhielten Netzanbindungsvereinbarungen über TC1. Davon waren 23 Projekte (26 %) Batterie-Energiespeicheranlagen, die 2,2 GW (15 %) der gesamten Zykluskapazität bereitstellen.

Unter diesen Speicherprojekten gab es 10 eigenständige Batterien und 13 hybride oder gemeinsam genutzte Batterien. Die größte neue Anlage nach Nennleistung wird ein 500 MW-Projekt mit vier Stunden Dauer namens „Fourth Quarter“ in Maryland sein. Die Projekte mit der längsten Dauer sind „Liberty II“ und „French Creek“. Beide sind 10-Stunden-Batterien – alle anderen Batterien haben vier Stunden Dauer.

Im TC1 gab es geringere Ausfallquoten, die jedoch nicht repräsentativ für die Zukunft sind

Zu Beginn traten 40,6 GW an Projekten, darunter 10,4 GW Batteriekapazität, in TC1 ein. Letztlich erhielten 35 % der eingereichten Gesamtkapazität finale Vereinbarungen, bei Batteriekapazitäten waren es 16 %.

Das ist eine Verbesserung gegenüber dem sequentiellen Warteschlangensystem von PJM, das nur etwa 20 % der eingereichten Kapazität und nur 14 % der eingereichten Speicherkapazität finalisieren konnte.

Allerdings ist TC1 nicht vollständig repräsentativ für zukünftige Ausfallquoten. Die TC1-Projekte wurden nach mehr als drei Jahren im mittlerweile geschlossenen sequentiellen System in den reformierten Prozess übernommen. Einige sind möglicherweise ausgeschieden, weil sie die neuen Einlagenanforderungen nicht erfüllen konnten, was die Ausfallquote erhöht hat. Andere spekulative Projekte könnten während der langen Wartezeit vor dem offiziellen Beginn des Übergangs ausgeschieden sein. Das würde die dokumentierte Ausfallquote senken.

Künftige Zyklen, insbesondere nach der Übergangsphase, werden besser zeigen, ob die Reform die Ausfallquote wie beabsichtigt senkt.

Dennoch scheiden auch im reformierten Prozess weiterhin überdurchschnittlich viele Batterien aus. Das spiegelt Eigenschaften wie hohe Unsicherheiten bei Händlererlösen und Abhängigkeiten von gemeinsam genutzten Projekten wider.

Kürzere Bearbeitungszeiten für Netzanbindungen im neuen System

Der Prozess dauerte 668 Tage bzw. 1,8 Jahre – eine klare Verbesserung gegenüber den üblichen 5+ Jahren im alten System.

Insgesamt verlief TC1 weitgehend nach dem vorgesehenen Zeitplan von 1,7 Jahren von Beginn der Phase 1 bis zur endgültigen Vereinbarung. Phase 2 endete nur drei Tage hinter dem Plan, während Phase 3 sogar 28 Tage vor dem Zeitplan abgeschlossen wurde.

Die einzige größere Verzögerung gab es, als PJM den Prozess vom 21. Januar bis 21. April 2025 pausierte. Diese Pause war notwendig, weil TC1 erst fortgesetzt werden konnte, nachdem PJM die Netzanbindungsvereinbarungen für die letzten Fast Lane Projekte abgeschlossen hatte.

Zeitpläne bis zur Inbetriebnahme variieren bei den TC1-Batterien

Obwohl die 23 Batterien als Cluster durch die System Impact Studies gingen, unterscheiden sich ihre Zeitpläne zur kommerziellen Inbetriebnahme deutlich.

Einige könnten bereits ab Mai 2027 in Betrieb gehen. Andere, wie Fourth Quarter, planen die kommerzielle Inbetriebnahme für Februar 2030.

Dieses Timing entspricht dem Muster der Fast Lane Projekte, wobei die meisten Batterien Inbetriebnahmen zwischen 2027 und 2030 anstreben. Allerdings ist der Zeitraum zwischen Erhalt der Netzanbindungsvereinbarung und der kommerziellen Inbetriebnahme aufgrund von Risiken bei:

• Genehmigungen,
• Bau,
• und/oder Finanzierung

häufig sehr unsicher, sodass Entwickler ihre Zeitpläne oft zu optimistisch einschätzen.

Unabhängige Stromerzeuger dominieren weiterhin den Ausbau der PJM-Batterien

Ähnlich wie bei der Fast Lane Kohorte entwickeln unabhängige Stromerzeuger (IPPs) wie RWE, Jupiter Power und EDP den Großteil der TC1-Batterien.

RWE ist für Fourth Quarter, die größte Batterie der Kohorte, verantwortlich und trägt mit 555 MW am meisten zur TC1-Speicherkapazität bei. EDP hat hingegen die meisten Projekte und vier Netzanbindungsvereinbarungen erhalten.

Jupiter Power setzt seine Strategie fort und baut weiterhin Langzeitspeicher auf. Sein TC1-Projekt, eine 10-Stunden-Batterie, ergänzt die vier Langzeitprojekte, die im Fast Lane Zyklus vorangetrieben wurden.

Neben den IPPs ist Dominion das einzige Versorgungsunternehmen in dieser Kohorte. Seine beiden 75 MW-Projekte, Brunswick Battery Storage und Mulberry BESS, sollen 2029 in Betrieb gehen. Zusammen mit den fünf Fast Lane Batterien erhöht sich Dominions Versorgungsbatteriekapazität auf 400 MW.

Projekte haben unterschiedlich hohe Sicherheiten für Netzanbindungskosten hinterlegt

Innerhalb von PJM müssen anbindende Ressourcen für alle vom Netzbetreiber oder PJM als notwendig erachteten Aufrüstungen oder damit verbundenen Kosten aufkommen. Diese Kosten werden zunächst in Phase 1 geschätzt und in Phase 3 final bestimmt. Sie werden unter den anbindenden Parteien verteilt und richten sich nach der jeweiligen Systemauswirkung. Hauptsächlich handelt es sich um physische Netzaufrüstungen und Maßnahmen zur Systemzuverlässigkeit, aber auch künftige Analysen der Übertragungsnetzbetreiber können dazugehören. Die Kosten für die System Impact Studies von PJM sind darin nicht enthalten; hierzu leisten Entwickler bereits früher im Prozess Beiträge.

Vier Batterien haben Kostenanteile unter 1 Million US-Dollar, darunter eine, South Orchard, die keine Aufrüstungen benötigt.

Im Gegensatz dazu haben drei Batterien mehr als das Dreifache des Kohortendurchschnitts gezahlt, um das Netz für ihre Anbindung vorzubereiten; allein Three Lakes Solar zahlte über 50 Millionen US-Dollar.

Netzanbindungskosten können mit der Projektgröße skalieren, und ein Netzupgrade von 10 Millionen US-Dollar hat für ein 500 MW-Projekt ganz andere Auswirkungen als für ein 10 MW-Projekt. Deshalb können die Kosten auch auf $/kW-Basis bewertet werden, also als Gesamt-Netzanbindungskosten geteilt durch die geplante installierte Kapazität.

Auch auf $/kW-Basis variieren die Kosten erheblich. Die durchschnittlichen Kosten für TC1-Batterien liegen bei 190 $/kW, einzelne Projekte weichen aber stark ab. Fünf Projekte haben Netzanbindungskosten von über 400 $/kW, während fünf andere weniger als 15 $/kW zahlen werden.

Höhere Netzanbindungskosten führen nicht zu höheren Arbitrageerlösen

Mit der Inbetriebnahme der TC1-Speicher werden die Märkte für Systemdienstleistungen von PJM zunehmend gesättigt, wie es bereits in CAISO und ERCOT zu beobachten ist. Dadurch wird Energiearbitrage einen größeren Anteil am Händlererlös ausmachen und zum zentralen Treiber der TC1-Projektperformance. Die Top-Bottom (TB) Spanne eines nahegelegenen Netzknotens schätzt das maximale Intraday-Arbitragepotenzial jedes Projekts.

Obwohl einige Projekte überproportional hohe Netzanbindungskosten gezahlt haben, befinden sie sich nicht unbedingt an Knoten mit höherem Arbitragepotenzial.

Fünf Projekte hätten niedrige Verhältnisse zwischen potenziellen Arbitrageerlösen und Netzanbindungskosten, sofern die Arbitragemöglichkeiten an den jeweiligen Knoten ähnlich bleiben. Bemerkenswert ist, dass vier davon Standorte mit Solaranlagen teilen und sie alle weitere Besonderheiten aufweisen, die ihre Position erklären:

• French Creek, mit den höchsten Netzanbindungskosten pro Megawatt, ist eine 10-Stunden-Batterie. Sie qualifiziert sich für eine höhere Effective Load Carrying Capability (ELCC) und kann somit einen größeren Anteil ihrer Kapazität in die PJM-Kapazitätsauktion einbringen. Die Betriebsstrategie dürfte daher eher auf Kapazitätszuteilungen als auf maximale Energiearbitrage ausgerichtet sein, insbesondere da die jüngsten Auktionen zu immer höheren Preisen führen.
• Mulberry BESS wird von Dominion entwickelt, das gleichzeitig der lokale Übertragungsnetzbetreiber ist. Dominion dürfte das Projekt vor allem zur Erfüllung von IRP-Zielen vorantreiben und weniger auf Händlerpreise reagieren. Aktuell ist das Speicherziel von Dominion durch das Virginia Clean Energy Act festgelegt, das dem Versorger vorschreibt, bis 2035 eine Kapazität von 2,7 GW zu beschaffen.
• Missouri Avenue Battery Storage Project befindet sich in New Jersey und ist damit für das Garden State Energy Storage Program berechtigt. Dieses Programm garantiert 15 Jahre lang feste Zahlungen, sodass das Projekt auch bei begrenztem Arbitragepotenzial Erlöse sichern kann.
• Three Lakes Solar und Cass County Solar liegen beide im Südwesten von Michigan. Diese Region beherbergt vier TC1-Batterien, obwohl sie nur einen kleinen Teil des PJM-Gebiets ausmacht. Michigans vereinfachte Genehmigungsstruktur trägt dazu bei, da der Bundesstaat die Kontrolle über lokale Genehmigungen hat und Projekte lokale Einwände umgehen können.

Am anderen Ende des Spektrums hat Fourth Quarter bei weitem das größte Energiearbitragepotenzial und vergleichsweise niedrige Netzanbindungskosten pro Megawatt. Diese Batterie ist besonders interessant, da sie 500 MW Speicherkapazität im Raum Maryland–Virginia hinzufügen wird. Während die Batterie dazu beiträgt, Engpässe in der Region zu verringern, hat dieser Landesteil in den letzten Jahren einen enormen Nachfrageschub erlebt – insbesondere durch den Ausbau von Rechenzentren und großen Verbrauchern. Es ist wahrscheinlich, dass diese neuen Großverbraucher die Engpässe weiter verschärfen werden und Fourth Quarter die außergewöhnlichen Arbitragemöglichkeiten für Mid-Atlantic-BESS nicht vollständig ausschöpfen wird.

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