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 conforman 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 están en el Ciclo de Transición 2. PJM espera finalizar 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, sumarán 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 significativa respecto al proceso anterior, aunque solo el 16% de la capacidad de baterías presentada llegó a la etapa final.
• Se espera que la mayoría de los proyectos entren 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 empresas eléctricas dominarán la construcción de baterías en TC1, al igual que sucedió en Fast Lane.
• Los desarrolladores han pagado depósitos por costos de interconexión que varían entre 0 y 50 millones de dólares.
• Los altos costos de interconexión no siempre se corresponden con mayores oportunidades de arbitraje; algunos proyectos están posicionados para captar otras fuentes de ingresos o aprovechar programas de incentivos.

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

PJM ha finalizado 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.

Un total de 89 proyectos de generación y almacenamiento, sumando 14,3 GW de capacidad, recibieron acuerdos de interconexión a través de TC1 de PJM. De estos, 23 proyectos (26%) fueron recursos de almacenamiento 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 por 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”, ambos con baterías de 10 horas; el resto de las baterías son de cuatro horas.

TC1 tuvo menores tasas de deserción en la cola, pero no representa el futuro

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

Esto supone una mejora respecto a la cola en serie de PJM, que finalizaba 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 representa completamente la deserción futura en la cola. Los proyectos de TC1 fueron incorporados al proceso reformado tras pasar más de tres años en la cola en serie, ahora cerrada. Algunos pudieron retirarse por no estar preparados para cumplir los nuevos requisitos de depósito, lo que elevó la tasa de deserción. Otros proyectos especulativos pudieron abandonar durante la larga espera antes del inicio oficial de la transición, lo que habría reducido la tasa registrada de deserción.

Los ciclos futuros, especialmente los posteriores al Periodo de Transición, ofrecerán una visión más clara de si la reforma logra reducir la deserción como se pretende.

Aun así, incluso bajo el proceso reformado, las baterías continúan abandonando la cola a tasas superiores al promedio. Esto refleja características como la alta exposición a la incertidumbre de ingresos de mercado y la dependencia de proyectos co-ubicados.

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

El proceso tomó 668 días, o 1,8 años, una clara mejora respecto a los más de 5 años que eran comunes con 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 se produjo 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 para la operación comercial varían entre las baterías de TC1

Aunque las 23 baterías avanzaron como grupo en los Estudios de Impacto del Sistema, sus plazos para operación comercial varían considerablemente.

Algunas podrían comenzar a operar desde mayo de 2027. Otras, como Fourth Quarter, apuntan a febrero de 2030 para su operación comercial.

Este cronograma 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 el acuerdo de interconexión y alcanzar la operación comercial es muy incierto debido a riesgos de:

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

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

Los productores independientes siguen dominando la construcción de baterías en PJM

Al igual que en 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. Por su parte, EDP tiene el mayor número de proyectos, con cuatro acuerdos de interconexión asegurados.

Jupiter Power ha continuado 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 empresa de servicios públicos en esta cohorte. Sus dos proyectos de 75 MW, Brunswick Battery Storage y Mulberry BESS, apuntan a operar comercialmente en 2029. Estas dos baterías, junto con las cinco de 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

En PJM, los recursos que se conectan deben pagar por cualquier mejora o coste asociado que la empresa de servicios públicos o PJM considere necesario. Estos costes 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. Principalmente consisten en mejoras físicas de la red y mejoras de confiabilidad del sistema, pero también pueden incluir el coste de análisis futuros realizados por los propietarios de la transmisión. Es importante destacar que estos costes no incluyen el coste de los estudios de impacto en el sistema de PJM, a los que los desarrolladores contribuyen antes en el proceso.

Cuatro baterías enfrentan asignaciones de coste inferiores a un millón de dólares, incluyendo una, South Orchard, sin mejoras requeridas.

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

Los costes de interconexión pueden escalar con el tamaño del proyecto, y una mejora de red de 10 millones de dólares implica cosas muy distintas para un proyecto de 500 MW que para uno de 10 MW. Por ello, los costes también pueden evaluarse en base a $/kW, calculados como el coste total de interconexión dividido por la capacidad instalada prevista.

Incluso en base a $/kW, los costes varían mucho. El promedio de asignaciones para las baterías de TC1 es de $190/kW, pero los costes individuales difieren significativamente. Cinco proyectos enfrentan costes de interconexión superiores a $400/kW, mientras que otros cinco pagarán menos de $15/kW.

Mayores costes de interconexión no equivalen a mayores oportunidades de ingresos por arbitraje energético

A medida que el almacenamiento de TC1 entre en operación, los mercados de servicios auxiliares de PJM enfrentarán una saturación creciente, como ya se ha visto en CAISO y ERCOT. Por ello, el arbitraje energético representará una mayor parte de los ingresos y será un factor clave en el desempeño 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 costes de interconexión elevados, no necesariamente están ubicados en nodos con mayor potencial de arbitraje.

Cinco proyectos tendrían bajos ratios entre ingresos potenciales por arbitraje y costes de interconexión, si las oportunidades de arbitraje se mantienen similares respecto a otros nodos de PJM. Cabe destacar que cuatro de ellos comparten emplazamiento con recursos solares y todos tienen otras características que explican su situación:

• French Creek, que tiene el mayor coste 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 orientada a asegurar premios de capacidad que a maximizar el arbitraje de energía, especialmente considerando que las subastas recientes han cerrado a precios cada vez más altos.
• Mulberry BESS es desarrollado por Dominion, que también es el operador de transmisión local. Es probable que Dominion impulse 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 está 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 se encuentran en el suroeste de Michigan. Esta región alberga cuatro baterías TC1 a pesar de representar una proporción relativamente pequeña de la huella 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 que los proyectos eviten posibles oposiciones locales.

En el otro extremo, Fourth Quarter tiene, con diferencia, la mayor oportunidad de arbitraje energético y un coste de interconexión relativamente bajo por megavatio. Esta batería es una de las más prometedoras, 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, con un mayor desarrollo de centros de datos y grandes consumos previstos en los próximos años. Es probable que estas nuevas grandes cargas sigan agravando la congestión, y que Fourth Quarter no agote por completo las grandes oportunidades de arbitraje para los BESS del Atlántico Medio.

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