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

Die einzigen verbleibenden Projekte mit noch offenen Netzzugangs-Anträgen befinden sich im Übergangszyklus 2. PJM erwartet, die Netzzugangsvereinbarungen mit diesen Projekten im ersten Quartal 2027 abzuschließen.

Wichtige Erkenntnisse

• 23 Batterie-Energiespeicherprojekte haben Netzzugangsvereinbarungen erhalten. Sollten alle Projekte in Betrieb gehen, werden sie 2,2 GW Speicherkapazität zum PJM-Netz hinzufügen.
• Es dauerte 668 Tage, also etwa 22 Monate, vom Start von TC1 bis zur endgültigen Vereinbarung – eine deutliche Verbesserung gegenüber dem alten Verfahren, auch wenn nur 16 % der eingereichten Batteriekapazität die letzte Stufe erreichten.
• Die meisten Projekte werden voraussichtlich zwischen 2028 und 2030 ans Netz gehen. Dies entspricht den historischen Zeitspannen von 2–3 Jahren zwischen Erhalt der Netzzugangsvereinbarung und kommerzieller Inbetriebnahme.
• Nicht-versorgungsgebundene Entwickler dominieren den Ausbau der TC1-Batterien, wie schon bei den Fast Lane-Projekten.
• Entwickler zahlten Einlagen für Netzzugangskosten zwischen 0 und 50.000.000 US-Dollar.
• Hohe Netzzugangskosten stehen nicht immer im Zusammenhang mit besseren Arbitragemöglichkeiten; einige Projekte sind darauf ausgelegt, andere Einnahmequellen zu erschließen oder Förderprogramme zu nutzen.

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

23 Projekte haben Netzzugangsvereinbarungen im Rahmen von Übergangszyklus 1 erhalten

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

89 Erzeugungs- und Speicherprojekte mit insgesamt 14,3 GW Kapazität erhielten Netzzugangsvereinbarungen über PJMs TC1. 23 dieser Projekte (26 %) waren Batterie-Energiespeicher, die 2,2 GW (15 %) der Gesamtkapazität des Zyklus ausmachen.

Unter diesen Speicherprojekten befanden sich 10 eigenständige Batterien und 13 hybride oder kolokalisierte Batterien. Die größte neue Ergänzung nach Nennleistung ist das 500 MW starke, vier Stunden laufende Projekt „Fourth Quarter“ in Maryland. Die Projekte mit der längsten Laufzeit sind „Liberty II“ und „French Creek“. Beide sind 10-Stunden-Batterien – alle anderen Batterien haben eine Laufzeit von vier Stunden.

TC1 verzeichnete niedrigere Ausfallquoten, ist aber nicht repräsentativ für künftige Warteschlangen

Zu Beginn gingen 40,6 GW an Projekten, darunter 10,4 GW Batteriekapazität, in TC1 ein. Letztlich erhielten 35 % der eingereichten Gesamtkapazität die endgültigen Vereinbarungen, wobei 16 % der Batteriekapazität zum Abschluss kamen.

Dies ist eine Verbesserung gegenüber PJMs sequentieller Warteschlange, die Netzzugangsvereinbarungen für nur etwa 20 % der eingereichten Kapazität und lediglich 14 % der eingereichten Speicherkapazität finalisierte.

Allerdings ist TC1 nicht vollständig repräsentativ für künftige Ausfallraten in der Warteschlange. TC1-Projekte wurden nach mehr als drei Jahren in der inzwischen geschlossenen sequentiellen Warteschlange in das reformierte Verfahren übernommen. Einige 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 Start der Übergangsphase ausgestiegen sein, was die dokumentierte Ausfallrate senkt.

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

Dennoch scheiden auch im reformierten Verfahren Batterien weiterhin überdurchschnittlich oft aus. Dies spiegelt Merkmale wie hohe Unsicherheiten bei Markterlösen und Abhängigkeiten von kolokalisierten Projekten wider.

Die Bearbeitungszeiten für Netzzugangsanträge sind im neuen System kürzer

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

Insgesamt folgte TC1 weitgehend dem vorgesehenen Zeitplan von 1,7 Jahren vom Beginn der Phase 1 bis zur endgültigen Vereinbarung. Phase 2 wurde nur drei Tage später als geplant abgeschlossen, Phase 3 endete 28 Tage früher als geplant.

Die einzige größere Verzögerung trat auf, 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 Netzzugangsvereinbarungen für die letzten Fast Lane-Projekte abgeschlossen hatte.

Zeitpläne bis zur Inbetriebnahme unterscheiden sich bei den TC1-Batterien deutlich

Obwohl die 23 Batterien als Cluster die System Impact Studies durchliefen, variieren ihre Zeitpläne bis zur kommerziellen Inbetriebnahme stark.

Einige könnten bereits ab Mai 2027 in Betrieb gehen. Andere, wie „Fourth Quarter“, streben eine Inbetriebnahme im Februar 2030 an.

Dieses Timing entspricht dem Muster der Fast Lane-Projekte, wobei die meisten Batterien zwischen 2027 und 2030 ans Netz gehen sollen. Allerdings ist der Zeitraum zwischen Erhalt einer Netzzugangsvereinbarung und kommerzieller Inbetriebnahme sehr unsicher, bedingt durch Risiken bei:

• Genehmigungen,
• Bau,
• und/oder Finanzierung.

Daher sind Zeitpläne von Entwicklern oft zu optimistisch.

Unabhängige Stromerzeuger dominieren weiterhin den Batterieausbau bei PJM

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

RWE verantwortet „Fourth Quarter“, die größte Batterie der Kohorte, und steuert mit 555 MW die meiste TC1-Speicherkapazität bei. EDP hat die meisten Projekte und erhielt vier Netzzugangsvereinbarungen.

Jupiter Power verfolgt weiterhin die Strategie, Langzeitspeicher zu entwickeln. Das TC1-Projekt, eine 10-Stunden-Batterie, ergänzt die vier Langzeitprojekte, die im Fast Lane-Zyklus vorangebracht wurden.

Neben den 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. Diese zwei Batterien und ihre fünf Fast Lane-Batterien erhöhen Dominions eigene Batteriekapazität auf 400 MW.

Projekte zahlten sehr unterschiedliche Sicherheitsleistungen je nach zugewiesenen Netzzugangskosten

Innerhalb von PJM müssen Projekte für alle vom Netzbetreiber oder PJM als notwendig erachteten Upgrades oder zugehörigen Kosten aufkommen. Diese Kosten werden zunächst in Phase 1 geschätzt und in Phase 3 des Netzzugangsprozesses finalisiert. Sie werden zwischen den Projekten geteilt und je nach Systemauswirkung zugewiesen. Hauptsächlich handelt es sich um physische Netz- und Systemzuverlässigkeits-Upgrades, können aber auch zukünftige Analysen durch Übertragungsnetzbetreiber umfassen. Diese Kosten beinhalten nicht die Kosten für die System Impact Studies von PJM, zu denen die Entwickler bereits früher im Prozess beitragen.

Vier Batterien haben Kostenallokationen unter einer Million US-Dollar, darunter eine, South Orchard, für die keine Upgrades erforderlich sind.

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

Netzzugangskosten können mit der Projektgröße skalieren, und ein Netz-Upgrade von 10 Millionen US-Dollar hat für ein 500-MW-Projekt ganz andere Auswirkungen als für ein 10-MW-Projekt. Daher können die Kosten auch pro $/kW bewertet werden, berechnet als Gesamtnetzzugangskosten geteilt durch die geplante installierte Kapazität.

Auch auf $/kW-Basis variieren die Kosten jedoch stark. Durchschnittliche Kostenallokationen für TC1-Batterien liegen bei 190 $/kW, aber die einzelnen Projektkosten unterscheiden sich erheblich. Fünf Projekte haben Netzzugangskosten über 400 $/kW, während fünf andere weniger als 15 $/kW zahlen werden.

Höhere Netzzugangskosten bedeuten nicht automatisch höhere Arbitrageerlöse

Mit der Inbetriebnahme der TC1-Speicher werden die Märkte für Hilfsdienste von PJM zunehmend gesättigt, wie bereits in CAISO und ERCOT zu beobachten ist. Daher wird Energiearbitrage einen größeren Anteil der Markterlöse ausmachen und zu einem zentralen Treiber der TC1-Projektleistung werden. Der Top-Bottom (TB)-Spread eines nahegelegenen Knotens gibt eine Schätzung des maximalen Intraday-Arbitragepotenzials eines Projekts.

Obwohl einige Projekte überdurchschnittlich hohe Netzzugangskosten gezahlt haben, befinden sie sich nicht zwangsläufig an Knoten mit höherem Arbitragepotenzial.

Fünf Projekte hätten ein niedriges Verhältnis zwischen potenziellen Arbitrageerlösen und Netzzugangskosten, sofern die Arbitragemöglichkeiten relativ zu anderen Knoten in PJM ähnlich bleiben. Bemerkenswert ist, dass vier davon Standorte mit Solarressourcen teilen und alle weitere Eigenschaften aufweisen, die ihre Position erklären:

• French Creek mit den höchsten Netzzugangskosten pro Megawatt ist eine 10-Stunden-Batterie. Sie qualifiziert sich für eine höhere Effective Load Carrying Capability (ELCC), sodass sie einen größeren Anteil ihrer Kapazität in die Kapazitätsauktion von PJM einbringen kann. Die Betriebsstrategie dürfte daher eher auf Kapazitätsauktionen als auf maximale Arbitrageerlöse ausgerichtet sein, insbesondere da die jüngsten Kapazitätsauktionen zu immer höheren Preisen führen.
• Mulberry BESS wird von Dominion entwickelt, das auch der lokale Übertragungsnetzbetreiber ist. Dominion treibt das Projekt wahrscheinlich vor allem zur Erfüllung von IRP-Zielen voran und nicht wegen Marktsignalen. Derzeit ist das Speicherziel von Dominion durch das Virginia Clean Energy Act vorgegeben, das bis 2035 eine Beschaffung von 2,7 GW Kapazität vorschreibt.
• Missouri Avenue Battery Storage Project befindet sich in New Jersey und ist damit für das Garden State Energy Storage Program qualifiziert. Dieses Programm bietet 15 Jahre lang feste Zahlungen, sodass das Projekt auch bei begrenztem Arbitragepotenzial Einnahmen sichern kann.
• Three Lakes Solar und Cass County Solar liegen beide im Südwesten von Michigan. Diese Region beheimatet vier TC1-Batterien, obwohl sie nur einen relativ kleinen Anteil an PJMs Netzgebiet ausmacht. Michigans vereinfachtes Genehmigungsverfahren trägt dazu bei, da die Genehmigung auf Landesebene erfolgt und Projekte lokale Widerstände umgehen können.

Am anderen Ende des Spektrums bietet Fourth Quarter mit Abstand die größten Arbitragemöglichkeiten bei relativ niedrigen Netzzugangskosten pro Megawatt. Diese Batterie ist besonders interessant, da sie 500 MW Speicherkapazität in die Region Maryland–Virginia bringt. Während die Batterie die Netzengpässe in der Region lindern wird, hat dieser Landesteil in den letzten Jahren einen Zuwachs von mehreren GW an Nachfrage erlebt, wobei weitere Entwicklungen von Rechenzentren und Großverbrauchern erwartet werden. Es ist wahrscheinlich, dass diese neuen Großverbraucher die Engpässe weiter verschärfen werden und Fourth Quarter die besonders attraktiven Arbitragemöglichkeiten für BESS im mittleren Atlantik nicht vollständig abschöpfen wird.

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