El 20 de noviembre de 2025, PJM finalizó nuevos acuerdos de interconexión y completó el primer ciclo de transición (TC1) del proceso de interconexión reformado. Los proyectos participantes constituyen la segunda cohorte en el periodo de transición en recibir acuerdos de interconexión, después de los proyectos Fast Lane, que recibieron el último de sus acuerdos de interconexión el 18 de abril de 2025.

Los únicos proyectos restantes con solicitudes de interconexión pendientes actualmente se encuentran en el Ciclo de Transición 2. PJM espera finalizar los acuerdos de interconexión con estos proyectos en el primer trimestre de 2027.

Puntos clave

• 23 proyectos de almacenamiento de energía en baterías recibieron acuerdos de interconexión. Si todos estos proyectos entran en operación, agregarán 2,2 GW de capacidad de almacenamiento a la red de PJM.
• El proceso tomó 668 días, o aproximadamente 22 meses, desde el inicio de TC1 hasta el acuerdo final, una mejora importante respecto al proceso anterior, aunque solo el 16% de la capacidad de baterías presentada alcanzó la etapa final.
• La mayoría de los proyectos probablemente entrarán en operación entre 2028 y 2030. Esto coincide con los plazos históricos de 2-3 años entre la recepción del acuerdo de interconexión y la operación comercial.
• Los desarrolladores no vinculados a utilities dominarán la construcción de baterías en TC1, al igual que en el Fast Lane.
• Los desarrolladores han pagado depósitos por costos de interconexión que van desde 0 hasta 50.000.000 USD.
• Los altos costos de interconexión no siempre se alinean con mayores oportunidades de arbitraje; algunos proyectos están posicionados para captar otras fuentes de ingresos o aprovechar programas de incentivos.

​Para cualquier consulta sobre el proceso de interconexión reformado de PJM o los proyectos en trámite durante el periodo de transición, escribe a aaron@modoenergy.com.

23 proyectos han recibido acuerdos de interconexión a través del Ciclo de Transición 1

PJM ha completado el procesamiento de todos los proyectos que presentaron solicitudes de interconexión entre el 1 de abril de 2018 y el 1 de octubre de 2020.

89 proyectos de generación y almacenamiento, que suman un total de 14,3 GW de capacidad, recibieron acuerdos de interconexión a través del TC1 de PJM. De estos, 23 proyectos (26%) fueron recursos de almacenamiento de energía en baterías, aportando 2,2 GW (15%) de la capacidad total del ciclo.

De estos proyectos de almacenamiento, hubo 10 baterías independientes y 13 baterías híbridas o co-ubicadas. La mayor incorporación en términos de potencia nominal será un proyecto de 500 MW y cuatro horas de duración llamado “Fourth Quarter” en Maryland. Los proyectos de mayor duración serán “Liberty II” y “French Creek”. Ambas son baterías de 10 horas; todas las demás baterías son de cuatro horas.

TC1 experimentó menores tasas de abandono en la cola, pero no es representativo de ciclos futuros

Al inicio, 40,6 GW de proyectos, incluyendo 10,4 GW de capacidad de baterías, ingresaron a TC1. Finalmente, el 35% de la capacidad total presentada recibió acuerdos finales, con el 16% de la capacidad de baterías llegando hasta el final.

Esto supone una mejora respecto a la cola serial de PJM, que finalizó acuerdos de interconexión para solo alrededor del 20% de la capacidad presentada y solo el 14% de la capacidad de almacenamiento presentada.

Sin embargo, TC1 no es totalmente representativo de la tasa de abandono futura. Los proyectos de TC1 fueron admitidos en el proceso reformado tras pasar más de tres años en la cola serial, ahora cerrada. Algunos pueden haber salido porque no estaban preparados para cumplir con los nuevos requisitos de depósito, lo que aumentó la tasa de abandono. Otros proyectos especulativos pueden haber abandonado durante la larga espera antes de que comenzara oficialmente la transición, lo que reduciría la tasa de abandono registrada.

Los ciclos futuros, especialmente los posteriores al Periodo de Transición, ofrecerán una mejor indicación de si la reforma reduce el abandono como se pretende.

Aun así, incluso bajo el proceso reformado, las baterías siguen abandonando a tasas superiores a la media. Esto refleja características como la alta exposición a la incertidumbre de ingresos por mercado y dependencias de proyectos co-ubicados.

Los tiempos de procesamiento de interconexión son más cortos bajo el nuevo sistema

El proceso tomó 668 días, o 1,8 años, una clara mejora respecto a los más de 5 años habituales bajo el sistema anterior.

En general, TC1 siguió en gran medida el calendario previsto de 1,7 años desde el inicio de la Fase 1 hasta el acuerdo final. La Fase 2 terminó solo tres días después de lo planeado, mientras que la Fase 3 concluyó 28 días antes de lo previsto.

El único retraso importante ocurrió cuando PJM pausó el proceso del 21 de enero al 21 de abril de 2025. Esta pausa fue necesaria porque TC1 no podía avanzar hasta que PJM finalizara los acuerdos de interconexión de los últimos proyectos Fast Lane.

Los plazos hasta la operación comercial varían entre las baterías del Ciclo de Transición 1

Aunque las 23 baterías avanzaron a través de los Estudios de Impacto en el Sistema como un conjunto, sus plazos para la operación comercial varían ampliamente.

Algunas podrían comenzar a operar tan pronto como mayo de 2027. Otras, como Fourth Quarter, tienen como objetivo febrero de 2030 para el inicio de operaciones comerciales.

Este calendario refleja el patrón observado en los proyectos Fast Lane, con la mayoría de las baterías apuntando a fechas de operación comercial entre 2027 y 2030. Sin embargo, el periodo entre recibir un acuerdo de interconexión y lograr la operación comercial es muy incierto debido a riesgos en:

• permisología,
• construcción,
• y/o financiación.

Como resultado, los plazos de los desarrolladores suelen ser demasiado optimistas.

Los productores independientes siguen liderando el desarrollo de baterías en PJM

Al igual que la cohorte Fast Lane, los productores independientes de energía (IPP) como RWE, Jupiter Power y EDP están desarrollando la mayoría de las baterías de TC1.

RWE es responsable de Fourth Quarter, la batería más grande de la cohorte, y aporta la mayor capacidad de almacenamiento de TC1 con 555 MW. EDP, por su parte, tiene la mayor cantidad de proyectos, habiendo asegurado cuatro acuerdos de interconexión.

Jupiter Power ha continuado con su estrategia de desplegar almacenamiento de larga duración. Su proyecto TC1, una batería de 10 horas, se suma a los cuatro proyectos de larga duración que avanzó en el ciclo Fast Lane.

Más allá de los IPP, Dominion es la única utility en esta cohorte. Sus dos proyectos de 75 MW, Brunswick Battery Storage y Mulberry BESS, tienen como objetivo iniciar operaciones comerciales en 2029. Estas dos baterías, junto con sus cinco baterías Fast Lane, llevarán la capacidad de baterías propiedad de Dominion a 400 MW.

Los proyectos han pagado una amplia gama de depósitos de garantía según sus asignaciones de costos de interconexión

Dentro de PJM, los recursos que se interconectan deben pagar por cualquier mejora o costo relacionado que la utility interconectada o PJM consideren necesario. Estos costos se estiman primero en la Fase 1 y se concretan en la Fase 3 del proceso de interconexión. Se comparten entre las entidades interconectadas y se asignan según el impacto de cada una en el sistema. Consisten principalmente en mejoras físicas de la red y mejoras de confiabilidad del sistema, pero también pueden incluir el costo de futuros análisis realizados por los propietarios de la transmisión. Es importante destacar que estos costos no incluyen el costo de los estudios de impacto en el sistema de PJM, a los que los desarrolladores contribuyen en etapas anteriores del proceso de interconexión.

Cuatro baterías tienen asignaciones de costos inferiores a 1 millón de dólares, incluyendo una, South Orchard, que no requiere mejoras.

Por el contrario, tres baterías han pagado más del triple del promedio de la cohorte para preparar la red para su interconexión, con Three Lakes Solar superando los 50 millones de dólares.

Los costos de interconexión pueden escalar con el tamaño del proyecto, y una mejora de red de 10 millones de dólares tiene implicaciones muy diferentes para un proyecto de 500 MW que para uno de 10 MW. Por ello, los costos también pueden evaluarse en base a USD/kW, calculados como el costo total de interconexión dividido entre la capacidad instalada planificada.

Incluso en base a USD/kW, los costos varían ampliamente. Las asignaciones de costos promedio para las baterías de TC1 son de 190 USD/kW, pero los costos individuales difieren significativamente. Cinco proyectos enfrentan costos de interconexión superiores a 400 USD/kW, mientras que otros cinco pagarán menos de 15 USD/kW.

Los mayores costos de interconexión no corresponden a mayores oportunidades de ingresos por arbitraje energético

A medida que el almacenamiento de TC1 entra en operación, los mercados de Servicios Auxiliares de PJM enfrentarán una saturación creciente, como ya se ha visto en CAISO y ERCOT. Como resultado, el arbitraje energético representará una mayor proporción de los ingresos de mercado y se convertirá en un impulsor clave del desempeño de los proyectos TC1. El spread top-bottom (TB) de un nodo cercano ofrece una estimación del potencial máximo de arbitraje intradía de cada proyecto.

Aunque algunos proyectos han pagado costos de interconexión elevados, no necesariamente están ubicados en nodos con mayor potencial de arbitraje.

Cinco proyectos tendrían bajas proporciones entre los ingresos potenciales de arbitraje y los costos de interconexión, si las oportunidades de arbitraje se mantienen similares respecto a otros nodos de PJM. Es notable que cuatro de ellos comparten ubicación con recursos solares y todos presentan otras características que explican su posición:

• French Creek, que tiene el mayor costo de interconexión por megavatio, es una batería de 10 horas. Califica para una mayor Capacidad de Carga Efectiva (ELCC), lo que le permite ofrecer una mayor parte de su capacidad en la subasta de capacidad de PJM. Su estrategia operativa probablemente está más orientada a asegurar premios de capacidad que a maximizar el arbitraje energético, especialmente con las últimas subastas de capacidad cerrando a precios cada vez más altos.
• Mulberry BESS es desarrollado por Dominion, que también es el propietario local de la transmisión. Probablemente Dominion impulsa el proyecto para cumplir con objetivos de su IRP más que como respuesta a señales de precios de mercado. Actualmente, el objetivo de capacidad de almacenamiento de Dominion está fijado por la Ley de Energía Limpia de Virginia, que obliga a la utility a adquirir 2,7 GW de capacidad para 2035.
• Missouri Avenue Battery Storage Project está ubicado en Nueva Jersey, lo que lo hace elegible para el Programa Garden State Energy Storage. Este programa otorga pagos fijos durante 15 años, permitiendo al proyecto asegurar ingresos incluso con potencial limitado de arbitraje energético.
• Three Lakes Solar y Cass County Solar están ambos en el suroeste de Michigan. Esta región alberga cuatro baterías TC1 a pesar de representar una porción relativamente pequeña del área de PJM. La estructura ágil de permisos de Michigan contribuye a esta tendencia al otorgar al estado la autoridad sobre los permisos locales y permitir a los proyectos evitar posibles oposiciones locales.

En el otro extremo, Fourth Quarter tiene, por mucho, la mayor oportunidad de arbitraje energético y un costo de interconexión relativamente bajo por megavatio. Esta batería será clave, ya que sumará 500 MW de capacidad de almacenamiento al área de Maryland–Virginia. Si bien la batería ayudará a aliviar la congestión en la zona, esta parte del país ha experimentado un crecimiento de demanda de varios GW en los últimos años, y se espera un mayor desarrollo de centros de datos y grandes cargas en los próximos años. Es probable que estas nuevas grandes cargas sigan agravando la congestión, y que Fourth Quarter no canibalice por completo las oportunidades de arbitraje excepcionales para los BESS del Atlántico Medio.

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