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

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

Wichtige Erkenntnisse

• 23 Batterie-Energiespeicherprojekte haben Netzanbindungsvereinbarungen erhalten. Sollten alle diese Projekte in Betrieb gehen, würden sie 2,2 GW Speicherkapazität zum PJM-Netz hinzufügen.
• Vom Start von TC1 bis zur finalen Vereinbarung vergingen 668 Tage bzw. etwa 22 Monate – eine deutliche Verbesserung gegenüber dem alten Verfahren, auch wenn nur 16 % der eingereichten Batteriekapazität die Endphase erreichten.
• Die meisten Projekte werden voraussichtlich zwischen 2028 und 2030 ans Netz gehen. Dies entspricht historischen Zeitspannen von 2–3 Jahren zwischen Erhalt der Netzanbindungsvereinbarung und dem kommerziellen Betrieb.
• Wie schon bei der Fast Lane werden Nicht-Versorgungsunternehmen den Ausbau der TC1-Batterien dominieren.
• Projektentwickler haben Einlagen für Netzanbindungskosten zwischen 0 und 50.000.000 US-Dollar geleistet.
• Hohe Netzanbindungskosten gehen nicht immer mit besseren Arbitragemöglichkeiten einher; einige Projekte sind darauf ausgerichtet, andere Einnahmequellen zu erschließen oder Förderprogramme zu nutzen.

​Bei Fragen zum reformierten Netzanbindungsprozess von PJM oder zu den Projekten während der Übergangsphase senden Sie eine E-Mail an aaron@modoenergy.com.

23 Projekte erhielten Netzanbindungsvereinbarungen im Rahmen von Transition Cycle 1

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

Insgesamt erhielten 89 Erzeugungs- und Speicherprojekte mit einer Gesamtkapazität von 14,3 GW Netzanbindungsvereinbarungen über PJMs TC1. Davon waren 23 Projekte (26 %) Batterie-Energiespeicher, die 2,2 GW (15 %) der Gesamtkapazität des Zyklus ausmachen.

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

TC1 verzeichnete geringere Ausfallquoten, ist aber nicht repräsentativ für zukünftige Warteschlangen

Zu Beginn traten Projekte mit insgesamt 40,6 GW, darunter 10,4 GW Batteriekapazität, in TC1 ein. Letztlich erhielten 35 % der insgesamt eingereichten Kapazität eine endgültige Vereinbarung, bei den Batterien waren es 16 %.

Das ist eine Verbesserung gegenüber PJMs serieller Warteschlange, die nur etwa 20 % der eingereichten Kapazität und nur 14 % der Speicherkapazität finalisieren konnte.

TC1 ist jedoch nicht vollständig repräsentativ für zukünftige Ausfallquoten. Die TC1-Projekte wurden nach mehr als drei Jahren in der inzwischen geschlossenen seriellen Warteschlange in den reformierten Prozess übernommen. Manche sind möglicherweise ausgeschieden, weil sie die neuen Einlagenanforderungen nicht erfüllen konnten, was die Ausfallquote erhöhte. Andere spekulative Projekte könnten während der langen Wartezeit vor dem offiziellen Start der Übergangsphase ausgestiegen sein. Das würde die dokumentierte Ausfallquote senken.

Künftige Zyklen, insbesondere nach der Übergangsphase, werden klarer zeigen, ob die Reform die Ausfallquoten wie beabsichtigt reduziert.

Dennoch scheiden auch im reformierten Prozess Batterien weiterhin überdurchschnittlich häufig aus. Das spiegelt Merkmale wie die hohe Unsicherheit bei Merchant-Einnahmen und Abhängigkeiten von kolokalisierten Projekten wider.

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 hielt sich TC1 weitgehend an den vorgesehenen Zeitplan von 1,7 Jahren vom Beginn der Phase 1 bis zur endgültigen Vereinbarung. Phase 2 endete nur drei Tage später als geplant, während Phase 3 sogar 28 Tage vor Plan abgeschlossen wurde.

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

Zeitpläne bis zum kommerziellen Betrieb der TC1-Batterien variieren stark

Obwohl die 23 Batterien als Gruppe durch System Impact Studies gingen, unterscheiden sich ihre Zeitpläne bis zum kommerziellen Betrieb deutlich.

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

Dieses Timing spiegelt das Muster der Fast Lane-Projekte wider, wobei die meisten Batterien eine Inbetriebnahme zwischen 2027 und 2030 anstreben. Allerdings ist der Zeitraum zwischen Erhalt der Netzanbindungsvereinbarung und dem kommerziellen Betrieb sehr unsicher, da Risiken bestehen bei:

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

Deshalb sind die Zeitpläne der Entwickler 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 mit Fourth Quarter die größte Batterie der Kohorte und steuert mit 555 MW die meiste TC1-Speicherkapazität bei. EDP wiederum hat die meisten Projekte und sicherte sich vier Netzanbindungsvereinbarungen.

Jupiter Power setzt weiterhin auf Langzeitspeicher. 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 Projekte zu je 75 MW, Brunswick Battery Storage und Mulberry BESS, sollen 2029 in Betrieb gehen. Zusammen mit den fünf Fast Lane-Batterien wird Dominions eigens betriebene Batteriekapazität auf 400 MW anwachsen.

Projekte haben unterschiedlich hohe Sicherheitsleistungen für Netzanbindungskosten gezahlt

Innerhalb von PJM müssen Netzanbindungsressourcen sämtliche für erforderlich gehaltenen Aufrüstungen oder Kosten bezahlen, die von der anbindenden Versorgungsfirma oder PJM festgelegt werden. Diese Kosten werden zunächst in Phase 1 geschätzt und in Phase 3 des Netzanbindungsprozesses finalisiert. Sie werden unter den anbindenden Parteien entsprechend ihrer Systemauswirkungen verteilt. Sie bestehen hauptsächlich aus physischen Netzaufrüstungen und Maßnahmen zur Systemzuverlässigkeit, können aber auch Kosten für zukünftige Analysen durch Übertragungsnetzbetreiber enthalten. Diese Kosten beinhalten ausdrücklich nicht die Kosten für die System Impact Studies von PJM, zu denen Entwickler bereits früher im Prozess beitragen.

Vier Batterien haben Kostenallokationen unter 1 Million US-Dollar, darunter eine, South Orchard, bei der keine Aufrüstungen erforderlich sind.

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

Netzanbindungskosten können mit der Projektgröße skalieren, und ein Netzupgrade von 10 Millionen US-Dollar hat ganz andere Auswirkungen auf ein 500-MW-Projekt als auf ein 10-MW-Projekt. Daher lassen sich die Kosten auch auf $/kW-Basis bewerten, berechnet als Gesamtnetzanbindungskosten geteilt durch die geplante installierte Kapazität.

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

Höhere Netzanbindungskosten führen nicht zu höheren Arbitrageerlösen

Mit dem Hochfahren der TC1-Speicher werden die Märkte für Nebenleistungen von PJM zunehmend gesättigt, wie es bereits in CAISO und ERCOT zu beobachten ist. Daher wird Energiearbitrage einen größeren Anteil der Merchant-Einnahmen ausmachen und zum zentralen Treiber der TC1-Projektperformance werden. Die Top-Bottom-(TB)-Spanne eines nahegelegenen Netzknotens gibt einen Hinweis auf das maximale Arbitragepotenzial eines Projekts innerhalb eines Tages.

Auch wenn manche Projekte überdurchschnittliche Netzanbindungskosten gezahlt haben, befinden sie sich nicht zwangsläufig an Knoten mit höherem Arbitragepotenzial.

Fünf Projekte hätten niedrige Verhältnisse zwischen potenziellen Arbitrageerlösen und Netzanbindungskosten, sofern die Arbitragemöglichkeiten an anderen PJM-Knoten ähnlich bleiben. Bemerkenswert ist, dass vier davon Standorte mit Solaranlagen teilen und sie alle weitere Merkmale aufweisen, die ihre Situation 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), wodurch sie einen größeren Anteil ihrer Kapazität in die PJM-Kapazitätsauktion einbringen kann. Die Betriebsstrategie dürfte daher stärker auf Kapazitätserlöse als auf Energiearbitrage ausgerichtet sein – insbesondere, da jüngste Kapazitätsauktionen zu immer höheren Preisen führen.
• Mulberry BESS wird von Dominion entwickelt, das auch der lokale Übertragungsnetzbetreiber ist. Dominion verfolgt das Projekt vermutlich zur Erfüllung von IRP-Zielen und nicht aufgrund von Merchant-Preissignalen. Derzeit ist das Speicherkapazitätsziel von Dominion durch den Virginia Clean Energy Act vorgegeben, der dem Versorger vorschreibt, bis 2035 2,7 GW Kapazität zu beschaffen.
• Missouri Avenue Battery Storage Project befindet sich in New Jersey und ist damit für das Garden State Energy Storage Program förderfähig. Das Programm garantiert feste Zahlungen über 15 Jahre und ermöglicht dem Projekt, auch bei begrenzten Arbitragemöglichkeiten Erlöse zu sichern.
• Three Lakes Solar und Cass County Solar liegen beide im Südwesten Michigans. Diese Region beherbergt vier TC1-Batterien, obwohl sie nur einen kleinen Teil des PJM-Gebiets ausmacht. Die vereinfachten Genehmigungsverfahren in Michigan tragen dazu bei, da der Bundesstaat die Genehmigungsbefugnis innehat und Projekte so lokale Widerstände umgehen können.

Am anderen Ende der Skala hat Fourth Quarter das mit Abstand größte Energiearbitragepotenzial und vergleichsweise geringe Netzanbindungskosten pro Megawatt. Diese Batterie ist besonders interessant, da sie 500 MW Speicherkapazität im Raum Maryland–Virginia hinzufügen wird. Während die Batterie zur Entlastung in der Region beiträgt, verzeichnet dieser Teil der USA seit Jahren ein starkes Nachfragewachstum, insbesondere durch neue Rechenzentren und große Verbraucher. Es ist wahrscheinlich, dass diese hohen Lasten auch künftig die Netzauslastung erhöhen werden und Fourth Quarter das große Arbitragepotenzial für Mid-Atlantic-BESS nicht vollständig ausschöpfen wird.

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