PJM está despejando su cola mientras se prepara para implementar un proceso de interconexión reformado. Los proyectos que permanecen en la cola se dividen en tres grupos: proyectos Fast Lane, Ciclo de Transición #1 y Ciclo de Transición #2.
Mientras los dos Ciclos de Transición aún están en estudios preliminares de interconexión, al 18 de abril de 2025, todos los proyectos Fast Lane elegibles han recibido Acuerdos de Interconexión. Estos proyectos Fast Lane ofrecen una visión anticipada del pipeline de baterías de PJM.
Puntos clave:
- Más de 4 GW de capacidad nominal de baterías probablemente se sumarán a PJM mediante 71 proyectos Fast Lane.
- La mayoría de los proyectos Fast Lane comenzarán operaciones comerciales entre 2027 y 2029.
- Los productores independientes de energía entregarán el 95% de esta capacidad; las empresas eléctricas agregarán solo 250 MW.
- Entre los proyectos de almacenamiento de energía con baterías que informaron su duración, el 97% tiene una duración de cuatro horas o más.
- Las oportunidades de arbitraje energético varían ampliamente según la ubicación de estos próximos proyectos. Las mayores oportunidades están en Virginia y Maryland y las menores en Nueva Jersey.
La cola Fast Lane incluye más de 4 GW en proyectos de baterías
Fast Lane es una vía temporal para que los proyectos retrasados en la cola eviten el primer ciclo de transición. Da prioridad a proyectos que requieran menos de 5 millones de dólares en mejoras a la red, y mantiene el tiempo entre el estudio inicial de interconexión y la recepción del acuerdo de interconexión por debajo de 18 meses.
Entre los ~450 proyectos que completaron el Fast Lane de PJM, 71 incluyen un sistema de almacenamiento de energía con baterías a escala de red. De estos, 31 proyectos combinan baterías con otros recursos (44%), mientras que 40 proyectos utilizan almacenamiento independiente (56%).
Al momento de la publicación, tres proyectos Fast Lane —con un total de ~100 MW de capacidad nominal de baterías— habían alcanzado la operación comercial.
Otros cuatro proyectos están actualmente en construcción.
Los 64 proyectos restantes, que suman más de 4 GW de capacidad, se encuentran en la fase de ingeniería y adquisición. Muchos de estos proyectos aún están a dos o cuatro años de la operación comercial.
Para finales de 2031, los desarrolladores esperan tener todos los proyectos Fast Lane en funcionamiento. Se espera que la capacidad adicional de almacenamiento con baterías continúe entrando en operación comercial a través de los Ciclos de Transición y el proceso de interconexión reformado.
Los IPP dominan el desarrollo de proyectos de baterías Fast Lane
Los proyectos Fast Lane están siendo desarrollados en su mayoría por productores independientes de energía (IPP). Los IPP planean entregar el 95% de la nueva capacidad de baterías.
RWE, Rev Renewables, EDF y Jupiter Power tienen cada uno carteras de más de 500 MW, representando en conjunto el 54% de la capacidad de baterías Fast Lane.
Entre las empresas eléctricas, Dominion es el único desarrollador importante. Sus cinco proyectos, que suman 245 MW, representan el 5% de la capacidad de baterías Fast Lane.
BGE fue la única otra empresa eléctrica que recibió un acuerdo de interconexión Fast Lane para un recurso de almacenamiento. Su única batería añadió 2,5 MW al entrar en operación comercial en septiembre de 2024.
Los sistemas de almacenamiento Fast Lane serán casi exclusivamente de al menos cuatro horas de duración
De los 38 proyectos para los que se dispone de datos de duración, 37 tendrán baterías con duración de cuatro horas o más.
Esto contrasta con ERCOT, por ejemplo, donde la mayoría de las baterías funcionan entre una y dos horas. Solo recientemente los sistemas de cuatro horas se han vuelto más atractivos para los propietarios de generación en ERCOT.
La prevalencia de sistemas de 4 horas o más refleja el diseño de mercado de PJM. El mercado de capacidad de PJM acredita el valor de adecuación de recursos de cada participante asignándoles una Capacidad Efectiva de Satisfacción de Demanda (ELCC), que mide la capacidad estimada de un recurso para contribuir durante un evento de capacidad. Las baterías de mayor duración reciben ELCC más altos, lo que les permite ofertar más en los mercados de capacidad. Para captar más ingresos del mercado de capacidad —especialmente con las recientes subastas de capacidad con precios cada vez más altos— los desarrolladores están incentivados a construir sistemas de mayor duración.
De los 71 proyectos en Fast Lane, 67 han sido aprobados por PJM para participar en el mercado de capacidad y recibir un premio. Los cuatro proyectos excluidos no informaron la duración de sus baterías.
Las oportunidades de arbitraje energético varían de $28,000/MW/año a $104,000/MW/año
A medida que más baterías entran en funcionamiento en PJM, los mercados de Servicios Complementarios comenzarán a saturarse, como ya se ha visto en CAISO y ERCOT. Como resultado, las baterías dependerán más del arbitraje energético para una mayor parte de sus ingresos comerciales.
Los operadores realizan arbitraje energético cargando la batería y comprando energía cuando los precios son bajos, y descargando cuando los precios suben. El potencial máximo de ingresos intradía se estima utilizando el spread top-bottom (TB).
Dado que la mayoría de las baterías Fast Lane tienen una duración de cuatro horas o más, las oportunidades de ingresos para este grupo se miden mejor con el spread TB4: la diferencia entre los cuatro precios horarios más altos y los cuatro más bajos.
Como la energía se valora de manera local, a diferencia de los Servicios Complementarios, el nodo donde se ubica una batería tiene un impacto mucho mayor en su potencial de ingresos una vez que empieza a ganar más por arbitraje.
Las oportunidades de arbitraje para las baterías Fast Lane varían ampliamente. Scout Storage y RHC Solar tuvieron el mayor potencial de ingresos según los precios de 2024, con más de $100,000/MW anuales, aunque las baterías rara vez capturan la totalidad del spread. Por el contrario, más de un tercio de los proyectos tuvo una oportunidad máxima inferior a $40,000/MW en 2024.
En 2025, el aumento de la volatilidad significó que hubo más oportunidades de arbitraje en todos los nodos proxy de las baterías previstas. Como resultado, el spread TB4 promedio aumentó de $46,699/MW anuales a $69,375/MW anuales de 2024 a 2025, un incremento del 49%.
Las oportunidades de arbitraje energético dependen en gran medida de la ubicación de los proyectos
16 de los 20 sitios con los spreads TB4 más altos en 2024 están en el norte de Virginia y el este de Maryland. Por el contrario, 16 de los 20 sitios con los spreads más bajos están en Nueva Jersey.
En Nueva Jersey, los spreads TB4 suelen ser más bajos debido a las capacidades limitadas de exportación de transmisión. Esto limita la capacidad de exportar generación excedente —en relación con la demanda local— al resto de la red de PJM. Estas restricciones de exportación a menudo obligan a recortar durante los periodos del día en los que los precios alcanzan su máximo. Como resultado, la volatilidad intradía se reduce, lo que disminuye las oportunidades de arbitraje en comparación con otras partes de la red.
En contraste, en el norte de Virginia y el este de Maryland, la congestión de transmisión derivada de los altos requerimientos de importación para servir la demanda concentrada de grandes centros de carga puede provocar fuertes oscilaciones de precios.
A pesar de esta diferencia, se están desarrollando baterías en toda la red de PJM. Virginia y Maryland ofrecen un gran potencial de arbitraje y altos precios de liquidación en el mercado de capacidad, pero los proyectos en Nueva Jersey también obtienen beneficios como el Garden State Energy Storage Program, que ofrece pagos fijos por megavatio durante 15 años.
Así, la cartera Fast Lane refleja cómo los futuros proyectos serán desarrollados por un grupo más amplio de empresas en nuevas ubicaciones, buscando fuentes de ingresos más diversas que los servicios complementarios que históricamente impulsaron los retornos de las baterías en PJM.
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