El Ciclo 1 de PJM inició los estudios de la Fase I el 28 de septiembre de 2026. Es el primer ciclo del proceso reformado de interconexión de PJM sin proyectos heredados del antiguo sistema en serie.

Todos los proyectos del Ciclo 1 se postularon bajo las mismas reglas, entre mayo de 2025 y la fecha límite del 27 de abril de 2026. Esto convierte al Ciclo 1 en la imagen más clara hasta ahora de lo que los desarrolladores planean construir en PJM, cuántos proyectos avanzan en la cola y cuánto tiempo tarda en obtenerse un acuerdo de interconexión.

En total, se presentaron 811 proyectos, con una capacidad de 220 GW. De ellos, 617, que suman 169 GW, ingresaron a la Fase I. Se espera la próxima gran ola de retiros en el primer punto de decisión, en febrero de 2027.

Actualmente, el gas lidera el grupo por capacidad, con 81 GW. El almacenamiento lidera por número de proyectos, con 265. El gas se concentra en el oeste y centro de PJM, mientras que el almacenamiento predomina en el Atlántico Medio. Los desarrolladores esperan que la solar y el almacenamiento entren en operación primero, en 2030, seguidos por el gas en 2031 y la mayor parte de la capacidad nuclear a partir de 2033.

Puntos clave

• El gas representa el 48% de la capacidad del Ciclo 1. El almacenamiento abarca el 43% de los proyectos. Las solicitudes de gas fueron casi seis veces mayores que en TC2.
• El gas domina el oeste y centro de PJM, y el almacenamiento domina el Atlántico Medio. Las zonas de AEP, Dominion y ComEd concentran la mayor capacidad propuesta y también es donde PJM espera el mayor crecimiento de carga de centros de datos.
• Ponderando por capacidad, la fecha mediana de entrada en operación solicitada es octubre de 2030 para almacenamiento, mayo de 2031 para gas y junio de 2033 para nuclear.
• El 24% de los proyectos se retiraron antes de la Fase I, similar a TC2. TC2 llegó a perder el 56% de su capacidad en su primer punto de decisión y el 65% en el segundo.

El gas lidera el Ciclo 1 por capacidad, el almacenamiento por número de proyectos

El Ciclo 1 es el mayor ciclo que PJM ha gestionado bajo su proceso reformado. Recibió 220 GW en solicitudes, frente a 68 GW en TC2 y 41 GW en TC1.

La solar representó la mayor parte de la capacidad solicitada en ambos ciclos de transición: 52% en TC1 y 37% en TC2. En el Ciclo 1, esa proporción cayó al 6%. En cambio, las solicitudes de gas crecieron casi seis veces de TC2 al Ciclo 1, y las de almacenamiento casi cinco veces. Este cambio probablemente se deba a la acreditación de capacidad. El gas y el almacenamiento tienen calificaciones de capacidad efectiva de carga (ELCC) más altas que la solar, lo que significa que PJM cuenta más MW de cada uno para la confiabilidad. Con precios de capacidad en el tope de PJM durante tres subastas consecutivas, cada MW de gas o almacenamiento vale mucho más en el mercado de capacidad que un MW de solar.

Entre los proyectos actualmente en Fase I, el gas representa el 48% de la capacidad pero solo el 20% de los proyectos. En contraste, el almacenamiento representa el 43% de los proyectos pero solo el 30% de la capacidad. La planta de gas mediana en el grupo es de 587 MW, mientras que la batería mediana es de 180 MW. Tres cuartas partes de la capacidad de gas solicitan interconexión a 345 kV o más, frente a un tercio de la capacidad de almacenamiento.

La nuclear es la tercera tecnología más grande, con 18 GW en 25 proyectos en Fase I. Las solicitudes nucleares fueron casi 12 veces los 1.5 GW de TC2.

La solar (9 GW), los híbridos solar más almacenamiento (6 GW) y la eólica (3.5 GW) constituyen la mayor parte del resto.

¿Dónde proponen conectarse los proyectos del Ciclo 1?

Las ubicaciones de los proyectos del Ciclo 1 se definen por cuatro patrones.

El gas domina el oeste y centro de PJM. Representa el 84% de la capacidad del Ciclo 1 en Pensilvania, el 80% en Virginia Occidental y el 72% en Ohio.

El almacenamiento domina el Atlántico Medio. Representa el 76% de la capacidad del Ciclo 1 en Maryland, el 64% en Nueva Jersey y el 50% en Virginia.

La nuclear se concentra en la zona de AEP, que cuenta con 14.7 GW de solicitudes de interconexión nuclear. Dos subsidiarias de servicios públicos de AEP suman 13.8 GW de ese total: Indiana Michigan Power, con 11.5 GW entre Rockport y Sullivan en Indiana, y Appalachian Power, con 2.3 GW en Joshua Falls, Virginia.

Por último, la capacidad total sigue la demanda de centros de datos. Las tres zonas con más capacidad propuesta son AEP (46.6 GW), Dominion (30.7 GW) y ComEd (16.9 GW). Estas abarcan los principales centros de datos de Ohio central, el norte de Virginia y Chicago, y PJM espera que, junto con PPL, absorban más del 80% de su crecimiento de carga de centros de datos hasta 2030.

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¿Cuándo esperan los desarrolladores que entren en operación los proyectos del Ciclo 1?

Cada solicitud incluye una fecha de entrada en operación solicitada, la estimación del desarrollador sobre cuándo podría comenzar a operar el proyecto. Ponderando por capacidad, la solar y el almacenamiento independientes van primero, con fechas medianas solicitadas de septiembre y octubre de 2030, y tres cuartas partes de cada uno previstos para diciembre de 2030. El gas sigue, con una mediana de mayo de 2031 y tres cuartas partes para diciembre de 2031.