Der Transition Cycle 2 (TC2) von PJM hat Phase 2 abgeschlossen. Diese Phase endete am 5. Juni 2026, gefolgt von Entscheidungspunkt II am 7. Juli. Von den 607 Projekten, die in den Zyklus eingetreten sind, sind 278 weiterhin aktiv. Der Zyklus befindet sich nun in Phase 3, wobei der nächste Entscheidungspunkt für Januar 2027 erwartet wird.

82 Batterie-Energiespeicherprojekte haben Phase 2 erfolgreich durchlaufen, mit insgesamt 8,5 GW an Energie-Einspeisungsrechten und 7,1 GW an Kapazitäts-Einspeisungsrechten (CIRs). Speicher machen somit 28 % der aktiven Warteschlange mit insgesamt etwa 30 GW an Energie-Einspeisungsrechten aus.

Zwei neue PJM-Richtlinien sind in diesem Zyklus sichtbar: übertragbare CIRs und die Reliability Resource Initiative. Beide zielen darauf ab, Kapazitäten in einem angespannten Markt schneller ans Netz zu bringen. Bisher profitieren davon jedoch vor allem Solar- und Gaskraftwerke, weniger Speicher.

Wichtige Erkenntnisse

• 82 Batteriespeicher haben Phase 2 von PJMs TC2 durchlaufen, mit insgesamt 8,5 GW MW Energie und 7,1 GW Kapazitätsrechten. Allein Virginia hält 33 davon mit 3,2 GW.
• Vier-Stunden-Systeme dominieren, mit 63 Projekten und 5,8 GW. Eine Langzeit-Kohorte entsteht ebenfalls, angeführt von neun Zehn-Stunden-Projekten.
• Übertragbare Kapazitätsrechte werden bisher vor allem für Solarprojekte genutzt. Von den 18 Projekten, die sie beanspruchen, sind 14 Solar, aber ein Batteriespeicher, Chalk Point mit 670 MW, hält fast die Hälfte des übertragbaren CIR-Volumens.
• Die Reliability Resource Initiative hat vor allem Gasprojekte beschleunigt, nicht Speicher. Nur 3 der 41 aktiv ausgewählten Projekte sind Batteriespeicher.
• Batteriespeicher werden häufiger aus der Warteschlange entfernt als andere Projekte: 62 % gegenüber 50 %, gemessen an der Projektanzahl. In Megawatt sind sie jedoch im Einklang mit dem Rest. Hohe und steigende Anschlusskosten sind der stärkste Indikator für weitere Rückzüge.

Welche Batteriespeicher kommen in der Warteschlange voran?

Die meisten aktiven Batteriespeicher sind eigenständig. Von den 82 sind 62 Standalone-Projekte, 20 kombinieren Speicher mit Solar (Hybrid), und 21 teilen sich einen Netzanschlusspunkt mit einer anderen Ressource (Co-Location). Eigenständige Projekte geben den klarsten Einblick in die Marktbereitschaft für Speicher bei PJM.

Die Projekte sind geografisch konzentriert. Virginia führt mit großem Abstand, mit 33 Projekten und insgesamt 3,2 GW. Es folgen Illinois mit 1,5 GW, dann Maryland mit 1,3 GW sowie Indiana und Ohio. Virginias Position spiegelt das Wachstum des Strombedarfs durch Rechenzentren wider, das neue Kapazitäten in den Bundesstaat zieht.

Die Speicherzeiten deuten auf einen reifenden Markt hin. Vier-Stunden-Systeme dominieren mit 63 Projekten und insgesamt 5,8 GW. Es entsteht zudem eine Langzeit-Kohorte: neun Zehn-Stunden-Projekte, meist gekoppelt mit Solar im Mittleren Westen, sowie vier Sechs-Stunden-Projekte mit zusammen rund 1,7 GW.

Wie PJMs neue Richtlinien diese Welle beeinflusst haben

Zwei PJM-Richtlinien, beide 2025 eingeführt, sind in diesem Zyklus sichtbar. Beide kamen in einem angespannten PJM-Kapazitätsmarkt. Bisher haben sie aber nicht primär als Mechanismus für Batteriespeicher gewirkt.

Übertragbare Kapazitätsrechte sind bisher vor allem ein Solar-Instrument – mit einer großen Batteriespeicher-Ausnahme

PJMs Replacement Generation Interconnection Process trat am 30. Januar 2025 in Kraft. Er ermöglicht es, dass eine neue Ressource am Standort eines stillgelegten Kraftwerks dessen Kapazitäts-Einspeisungsrechte durch ein beschleunigtes Verfahren übernimmt. Grundsätzlich kann also ein Batteriespeicher den Netzanschluss eines stillgelegten Kohle- oder Gaskraftwerks übernehmen.

In der Praxis wurde dieser Mechanismus in TC2 hauptsächlich von Solarprojekten genutzt. Von den 18 aktiven Projekten mit übertragenen Rechten (insgesamt 1.562 MW) sind 14 Solar. Nur drei betreffen Speicher: ein Solar-plus-Speicher-Hybrid und zwei eigenständige Batteriespeicher.

Die größte einzelne Übertragung betrifft allerdings einen Batteriespeicher: Chalk Point, ein 670-MW-Projekt, übernimmt die Kapazitätsrechte eines stillgelegten Kohlekraftwerks in Maryland. Dieses eine Projekt macht fast die Hälfte aller 1.562 MW übertragenen Rechte im Zyklus aus, obwohl Solar die meisten Projekte stellt.

Die meisten übertragenen Rechte konzentrieren sich auf einige wenige stillgelegte fossile Einheiten. Eine Gruppe von 11 Projekten ersetzt die stillgelegte Yorktown-3-Einheit in Virginia, daneben gibt es kleinere Übertragungen von Chesterfield 6 und Morgantown.

Die Reliability Resource Initiative hat Gasprojekte beschleunigt, nicht Speicher

Die Reliability Resource Initiative (RRI) war ein separates, einmaliges Schnellverfahren, das von Ende Februar bis Mitte März 2025 lief. Anders als die CIR-Übertragungsregel griff sie nicht auf die bestehende Warteschlange zurück. Sie eröffnete einen eigenen Antragsweg für Neubauprojekte und Leistungssteigerungen bestehender Anlagen.

Die Technologieaufteilung ist eindeutig: Von den 41 aktiven RRI-Projekten sind 27 Gas und 5 Kernkraft. Nur drei sind Speicher, alle drei sind neue Batteriespeicher von Tenaska. Während RRI der TC2 bedeutende Kapazität hinzugefügt hat, geschah dies fast ausschließlich im Bereich thermischer Erzeugung.

PJM wählte 51 von rund 94 Bewerbungen aus. Davon sind 41 weiterhin aktiv, 10 wurden inzwischen zurückgezogen. Unter den 41 aktiven Projekten sind 33 Leistungssteigerungen und 8 Neubauten.

Wer sind die Entwickler hinter diesen Projekten?

Batteriespeicherprojekte sind über Zweckgesellschaften registriert, sodass die Eigentümer nicht direkt ersichtlich sind. Modo Energy hat Muttergesellschaften für 56 der 82 Speicher identifiziert. Die übrigen 26 wurden nicht spekulativ zugeordnet.