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 son 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 durante el primer trimestre de 2027.

Puntos clave

• 21 proyectos de almacenamiento de energía con baterías recibieron acuerdos de interconexión. Si todos estos proyectos entran en operación, sumarán 1,9 GW de capacidad de almacenamiento a la red de PJM.
• El proceso tomó 668 días, o aproximadamente 22 meses, desde el inicio del TC1 hasta el acuerdo final, una mejora importante respecto al proceso anterior, aunque solo el 18% 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 a 3 años entre la recepción del acuerdo de interconexión y la operación comercial.
• Los desarrolladores no vinculados a empresas eléctricas dominarán la construcción de baterías del TC1, al igual que ocurrió en Fast Lane.
• Los desarrolladores han pagado depósitos para los costos de interconexión que varían entre $0 y $50,000,000.
• Los altos costos de interconexión no siempre se corresponden con mejores oportunidades de arbitraje; algunos proyectos están posicionados para aprovechar otras fuentes de ingresos o programas de incentivos.

​Para cualquier consulta sobre el proceso de interconexión reformado de PJM o los proyectos que se están tramitando durante el periodo de transición, escriba a aaron@modoenergy.com.

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

PJM ha finalizado la tramitación de todos los proyectos que presentaron solicitudes de interconexión entre el 1 de abril de 2018 y el 1 de octubre de 2020.

84 proyectos de generación y almacenamiento, con un total de 14,3 GW de capacidad, recibieron acuerdos de interconexión a través del TC1 de PJM. De estos, 21 proyectos (25%) fueron recursos de almacenamiento con baterías, aportando 1,9 GW (13%) de la capacidad total del ciclo.

De estos proyectos de almacenamiento, hubo 9 baterías independientes y 12 baterías híbridas o colocalizadas. La mayor incorporación nueva por potencia nominal será un proyecto de 500 MW y cuatro horas de duración llamado “Fourth Quarter” en Maryland. El proyecto de mayor duración será “French Creek”, una batería de 10 horas; todas las demás baterías del TC1 son de cuatro horas.

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

Al inicio, 40,7 GW de proyectos, incluyendo 10,4 GW de capacidad de baterías, ingresaron al TC1. Finalmente, el 35% de la capacidad total presentada recibió acuerdos finales, con solo el 18% de la capacidad de baterías superando el proceso.

Esto supone una mejora respecto a la cola en serie 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, el TC1 no es totalmente representativo de la tasa de abandono futura. Los proyectos del TC1 fueron incorporados al proceso reformado tras pasar más de tres años en la antigua cola en serie, ahora cerrada. Algunos pueden haber abandonado porque no estaban preparados para cumplir los nuevos requisitos de depósito, lo que aumentó la tasa de abandono. Otros proyectos especulativos pudieron haberse retirado 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, darán 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 de mercado y dependencias de proyectos colocalizados.

Los tiempos de tramitación de interconexión son más cortos con el nuevo sistema

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

En general, el 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.

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

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

Aunque las 21 baterías avanzaron juntas en los Estudios de Impacto en el Sistema, sus plazos para la operación comercial varían considerablemente.

Algunas podrían comenzar a operar tan pronto como mayo de 2027. Otras, como Fourth Quarter, tienen como objetivo febrero de 2030 para su operación comercial.

Estos plazos reflejan el patrón visto 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 alcanzar la operación comercial es muy incierto debido a riesgos en:

• permisos,
• construcción,
• y/o financiamiento.

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

Los productores independientes siguen liderando la construcción de baterías en PJM

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

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

Más allá de los IPP, Dominion es la única empresa eléctrica 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, elevarán 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 empresa eléctrica interconectada o PJM considere necesario. Estos costos se estiman primero en la Fase 1 y se finalizan en la Fase 3 del proceso de interconexión. Se comparten entre las entidades que se interconectan y se asignan según el impacto de cada una en el sistema. Consisten principalmente en mejoras físicas de la red y mejoras de fiabilidad del sistema, pero también pueden incluir el costo de futuros análisis realizados por los operadores de transmisión. Es importante destacar que estos costos no incluyen el costo de los estudios de impacto de PJM, a los que los desarrolladores contribuyen en las primeras etapas del proceso de interconexión.

Tres baterías enfrentan asignaciones de costos inferiores a $1 millón, incluyendo una, South Orchard, que no requiere mejoras.

En contraste, 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.

Los costos de interconexión pueden escalar según el tamaño del proyecto, y una mejora de red de $10 millones tiene implicaciones muy diferentes para un proyecto de 500 MW que para uno de 10 MW. Por esta razón, los costos también pueden evaluarse en términos de $/kW, calculados como el costo total de interconexión dividido por la capacidad instalada prevista.

Incluso en términos de $/kW, los costos varían considerablemente. El promedio de asignaciones de costos para las baterías del TC1 es de $206/kW, pero los costos individuales difieren significativamente. Cinco proyectos enfrentan costos de interconexión superiores a $400/kW, mientras que otros cuatro pagarán menos de $15/kW.

Los mayores costos de interconexión no se traducen en mayores oportunidades de ingresos por arbitraje energético

A medida que el almacenamiento del TC1 entra en operación, los mercados de servicios auxiliares de PJM enfrentarán una mayor saturación, como ya se observa en CAISO y ERCOT. Como resultado, el arbitraje energético representará una mayor parte de los ingresos de mercado y será un motor clave del rendimiento de los proyectos TC1. El spread top-bottom (TB) de un nodo cercano proporciona una estimación del potencial máximo de arbitraje intradía de cada proyecto.

Aunque algunos proyectos han pagado costos de interconexión elevados, esto no significa necesariamente que estén 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. Cabe destacar que cuatro de ellos comparten ubicación con recursos solares y todos presentan otras características que explican su situación:

• 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 proporción de su capacidad en la subasta de capacidad de PJM. Su estrategia operativa probablemente esté más enfocada en obtener premios de capacidad que en maximizar el arbitraje energético, especialmente ahora que las últimas subastas de capacidad han cerrado a precios cada vez más altos.
• Mulberry BESS es desarrollado por Dominion, que también es la empresa de transmisión local. Dominion probablemente impulsa el proyecto para cumplir objetivos de planificación energética más que por 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 empresa a adquirir 2,7 GW de capacidad para 2035.
• Missouri Avenue Battery Storage Project se encuentra 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 un 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 parte relativamente pequeña del alcance de PJM. La estructura ágil de permisos de Michigan contribuye a esta tendencia al otorgar al estado autoridad sobre los permisos locales y permitir que los proyectos eviten posibles oposiciones locales.

En el otro extremo, Fourth Quarter tiene, con diferencia, la mayor oportunidad de arbitraje energético y un costo de interconexión relativamente bajo por megavatio. Esta batería será clave, ya que añadirá 500 MW de capacidad de almacenamiento al área 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 prevé 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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