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

Die einzigen verbleibenden Projekte mit ausstehenden Netzanbindungsanträgen befinden sich im Übergangszyklus 2. PJM erwartet, die Netzanbindungsvereinbarungen für diese Projekte im ersten Quartal 2027 abzuschließen.

Wichtige Erkenntnisse

• 21 Batterie-Energiespeicherprojekte erhielten Netzanbindungsvereinbarungen. Sollten alle Projekte realisiert werden, würden sie 1,9 GW Speicherkapazität zum PJM-Netz beitragen.
• Vom Beginn von TC1 bis zur finalen Vereinbarung vergingen 668 Tage bzw. rund 22 Monate – eine deutliche Verbesserung gegenüber dem alten Verfahren, auch wenn nur 18 % der angemeldeten Batteriekapazität die Endphase erreichten.
• Die meisten Projekte werden voraussichtlich zwischen 2028 und 2030 ans Netz gehen. Dies entspricht den historischen Zeitrahmen von 2–3 Jahren zwischen Erhalt der Netzanbindungsvereinbarung und dem kommerziellen Betrieb.
• Unabhängige Entwickler werden den Ausbau der TC1-Batterien dominieren – wie bereits bei den Fast Lane-Projekten.
• Entwickler haben für Netzanbindungskosten Einlagen zwischen 0 und 50.000.000 US-Dollar geleistet.
• Hohe Netzanbindungskosten gehen nicht immer mit besseren Arbitragemöglichkeiten einher; manche Projekte zielen stattdessen auf andere Einnahmequellen oder Förderprogramme ab.

​Bei Fragen zum reformierten Netzanbindungsprozess von PJM oder zu den Projekten während der Übergangsphase schreiben Sie an aaron@modoenergy.com.

21 Projekte erhielten Netzanbindungsvereinbarungen im Rahmen des ersten Übergangszyklus

PJM hat alle Projekte bearbeitet, die zwischen dem 1. April 2018 und dem 1. Oktober 2020 Netzanbindungsanträge gestellt haben.

84 Erzeugungs- und Speicherprojekte mit insgesamt 14,3 GW Kapazität erhielten im Rahmen von TC1 eine Netzanbindungsvereinbarung. 21 dieser Projekte (25 %) waren Batterie-Energiespeicher und stellen 1,9 GW (13 %) der Gesamtkapazität des Zyklus dar.

Von diesen Speicherprojekten waren 9 reine Batterien und 12 Hybrid- oder Co-Location-Projekte. Die größte neue Anlage nach Nennleistung wird „Fourth Quarter“ in Maryland mit 500 MW und vier Stunden Speicherdauer sein. Das Projekt mit der längsten Speicherdauer ist „French Creek“, eine 10-Stunden-Batterie – alle anderen TC1-Batterien haben vier Stunden Dauer.

TC1 zeigte geringere Ausfallraten in der Warteschlange, ist aber nicht repräsentativ für die Zukunft

Zu Beginn gingen 40,7 GW an Projekten, darunter 10,4 GW Batteriekapazität, in TC1 ein. Letztlich erhielten 35 % der angemeldeten Gesamtkapazität eine finale Vereinbarung, bei den Batterien waren es 18 %.

Das ist eine Verbesserung gegenüber der seriellen Warteschlange von PJM, bei der nur etwa 20 % der angemeldeten Kapazität und lediglich 14 % der Speicherkapazität finalisiert wurden.

Allerdings ist TC1 nicht voll repräsentativ für künftige Ausfallraten. TC1-Projekte wurden nach mehr als drei Jahren in der nun geschlossenen seriellen Warteschlange in das reformierte Verfahren übernommen. Manche könnten ausgeschieden sein, weil sie die neuen Einlagenanforderungen nicht erfüllen konnten, was die Ausfallrate erhöht. Andere spekulative Projekte könnten während der langen Wartezeit vor dem offiziellen Beginn des Übergangs ausgestiegen sein, was die dokumentierte Ausfallrate senkt.

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

Trotz des reformierten Prozesses steigen Batterien weiterhin mit überdurchschnittlichen Raten aus. Das spiegelt Merkmale wie hohe Unsicherheit bei Merchant-Einnahmen und Abhängigkeiten bei Co-Location-Projekten wider.

Die Bearbeitungszeiten für Netzanbindungen sind im neuen System kürzer

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

Insgesamt folgte TC1 weitgehend dem geplanten Zeitrahmen von 1,7 Jahren vom Beginn der Phase 1 bis zur finalen Vereinbarung. Phase 2 endete nur drei Tage später als geplant, während Phase 3 sogar 28 Tage vor Plan abgeschlossen wurde.

Die einzige größere Verzögerung entstand, als PJM den Prozess vom 21. Januar bis zum 21. April 2025 pausierte. Diese Pause war nötig, da TC1 erst fortgesetzt werden konnte, nachdem PJM die Netzanbindungsvereinbarungen für die letzten Fast Lane-Projekte abgeschlossen hatte.

Zeitpläne bis zum kommerziellen Betrieb unterscheiden sich bei TC1-Batterien

Obwohl die 21 Batterien gemeinsam die System Impact Studies durchliefen, variieren ihre Zeitpläne bis zum kommerziellen Betrieb stark.

Einige könnten bereits ab Mai 2027 in Betrieb gehen. Andere, wie Fourth Quarter, streben den kommerziellen Betrieb im Februar 2030 an.

Dieses Muster ähnelt dem der Fast Lane-Projekte, bei denen die meisten Batterien einen COD zwischen 2027 und 2030 anstreben. Allerdings ist der Zeitraum zwischen Erhalt der Netzanbindungsvereinbarung und dem Erreichen des kommerziellen Betriebs aufgrund von Risiken bei:

• Genehmigungen,
• Bau,
• und/oder Finanzierung

oft zu optimistisch eingeschätzt.

Unabhängige Stromerzeuger dominieren weiterhin den Batterieausbau bei PJM

Wie schon bei der Fast Lane-Kohorte entwickeln unabhängige Stromerzeuger (IPPs) wie RWE und EDP den Großteil der TC1-Batterien.

RWE verantwortet „Fourth Quarter“, die größte Batterie der Kohorte, und bringt mit 555 MW die meiste TC1-Speicherkapazität ein. EDP wiederum hat die meisten Projekte und erhielt vier Netzanbindungsvereinbarungen.

Neben IPPs ist Dominion das einzige Versorgungsunternehmen in dieser Kohorte. Die beiden 75 MW-Projekte, Brunswick Battery Storage und Mulberry BESS, sollen beide 2029 in Betrieb gehen. Zusammen mit den fünf Fast Lane-Batterien wird Dominions im Besitz befindliche Speicherkapazität auf 400 MW steigen.

Projekte haben sehr unterschiedliche Sicherheitsleistungen für Netzanbindungskosten gezahlt

Innerhalb von PJM müssen Ressourcen, die sich ans Netz anschließen, für alle vom Netzbetreiber oder PJM als notwendig erachteten Upgrades oder Kosten aufkommen. Diese Kosten werden zunächst in Phase 1 geschätzt und in Phase 3 des Netzanbindungsprozesses finalisiert. Sie werden unter den anschließenden Akteuren aufgeteilt und basieren auf den jeweiligen Systemauswirkungen. Hauptsächlich handelt es sich um physische Netzaufrüstungen und Systemzuverlässigkeits-Upgrades, aber auch zukünftige Analysen der Übertragungsnetzbetreiber können enthalten sein. Bemerkenswert ist, dass diese Kosten nicht die Kosten für die System Impact Studies von PJM umfassen, zu denen die Entwickler bereits früher im Prozess beitragen.

Drei Batterien haben Kostenaufteilungen unter 1 Million US-Dollar, darunter eine – South Orchard – bei der keine Upgrades erforderlich sind.

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

Netzanbindungskosten können mit der Projektgröße skalieren, und ein Netzupgrade von 10 Millionen US-Dollar hat ganz unterschiedliche Auswirkungen auf ein 500-MW-Projekt im Vergleich zu einem 10-MW-Projekt. Daher kann man die Kosten auch auf $/kW-Basis betrachten, also Gesamtkosten geteilt durch geplante installierte Kapazität.

Selbst auf $/kW-Basis variieren die Kosten stark. Die durchschnittlichen Kosten für TC1-Batterien liegen bei 206 $/kW, aber die Einzelprojekte unterscheiden sich deutlich. Fünf Projekte haben Netzanbindungskosten über 400 $/kW, während vier andere unter 15 $/kW bleiben.

Hohe Netzanbindungskosten bedeuten nicht automatisch hohe Arbitrageerlöse

Mit dem Anschluss der TC1-Speicher werden die Märkte für Systemdienstleistungen von PJM zunehmend gesättigt, wie bereits in CAISO und ERCOT zu beobachten ist. Deshalb wird Energiearbitrage künftig einen größeren Anteil der Merchant-Einnahmen ausmachen und zum zentralen Treiber der TC1-Projektperformance werden. Der Top-Bottom (TB) Spread eines nahegelegenen Knotens gibt einen Hinweis auf das maximale Intraday-Arbitragepotenzial eines Projekts.

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

Fünf Projekte hätten niedrige Verhältnisse zwischen potenziellen Arbitrageerlösen und Netzanbindungskosten, sofern sich die Arbitragemöglichkeiten im Vergleich zu anderen PJM-Knoten ähnlich entwickeln. Bemerkenswert ist, dass vier davon Standorte mit Solaranlagen teilen und 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 so einen größeren Anteil ihrer Kapazität in der PJM-Kapazitätsauktion anbieten. Die Betriebsstrategie dürfte daher eher auf Kapazitätsauktionen als auf Energiearbitrage ausgerichtet sein, besonders da jüngste Auktionen zu immer höheren Preisen abgeschlossen wurden.
• Mulberry BESS wird von Dominion entwickelt, das zugleich der lokale Netzbetreiber ist. Dominion treibt das Projekt vermutlich vor allem zur Erfüllung von IRP-Zielen voran und weniger wegen Merchant-Preissignalen. Aktuell ist das Speicherziel von Dominion durch das Virginia Clean Energy Act auf 2,7 GW bis 2035 festgelegt.
• Missouri Avenue Battery Storage Project liegt in New Jersey und ist damit für das Garden State Energy Storage Program berechtigt. Das Programm bietet 15 Jahre lang feste Zahlungen, wodurch das Projekt auch bei begrenztem Arbitragepotenzial Einnahmen sichern kann.
• Three Lakes Solar und Cass County Solar befinden sich beide im Südwesten von Michigan. Diese Region beherbergt vier TC1-Batterien, obwohl sie nur einen kleinen Teil des PJM-Gebiets ausmacht. Michigans vereinfachtes Genehmigungsverfahren begünstigt diesen Trend, da der Staat die lokale Genehmigung übernimmt und Projekte so lokale Widerstände umgehen können.

Am anderen Ende des Spektrums hat Fourth Quarter mit Abstand das größte Energiearbitragepotenzial und vergleichsweise niedrige Netzanbindungskosten pro Megawatt. Diese Batterie ist besonders interessant, da sie 500 MW Speicherkapazität in die Region Maryland–Virginia bringt. Während sie zur Entlastung beiträgt, ist in dieser Region in den letzten Jahren die Nachfrage um mehrere GW gestiegen, und mit weiterem Ausbau von Rechenzentren und Großverbrauchern ist zu rechnen. Es ist wahrscheinlich, dass diese neuen Großverbraucher die Netzbelastung weiter erhöhen werden und Fourth Quarter nicht alle Arbitragemöglichkeiten im mittleren Atlantikraum ausschöpfen wird.

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