Le 20 novembre 2025, PJM a finalisé de nouveaux accords d’interconnexion et achevé le premier cycle de transition (TC1) du processus d’interconnexion réformé. Les projets participants constituent la deuxième cohorte de la période de transition à recevoir des accords d’interconnexion, après les projets Fast Lane, qui ont obtenu leurs derniers accords le 18 avril 2025.

Les seuls projets dont les demandes d’interconnexion restent en attente appartiennent au Cycle de Transition 2. PJM prévoit de finaliser les accords d’interconnexion avec ces projets au premier trimestre 2027.

Points clés à retenir

• 23 projets de stockage d’énergie par batterie ont reçu des accords d’interconnexion. Si tous ces projets deviennent opérationnels, ils ajouteront 2,2 GW de capacité de stockage au réseau de PJM.
• Il a fallu 668 jours, soit environ 22 mois, entre le début du TC1 et l’accord final, ce qui représente une nette amélioration par rapport à l’ancien processus, même si seulement 16 % de la capacité de batteries soumise a atteint la phase finale.
• La plupart des projets devraient entrer en service entre 2028 et 2030. Cela correspond aux délais historiques de 2 à 3 ans entre la réception de l’accord d’interconnexion et la mise en service commerciale.
• Les développeurs non liés aux services publics domineront le déploiement des batteries TC1, comme ce fut le cas pour les projets Fast Lane.
• Les développeurs ont versé des dépôts pour les coûts d’interconnexion allant de 0 à 50 000 000 $.
• Des coûts d’interconnexion élevés ne s’accompagnent pas toujours de meilleures opportunités d’arbitrage ; certains projets visent plutôt d’autres sources de revenus ou bénéficient de programmes incitatifs.

​Pour toute question concernant le processus d’interconnexion réformé de PJM ou les projets en cours de traitement pendant la période de transition, écrivez à aaron@modoenergy.com.

23 projets ont obtenu des accords d’interconnexion via le Cycle de Transition 1

PJM a terminé le traitement de tous les projets ayant soumis une demande d’interconnexion entre le 1er avril 2018 et le 1er octobre 2020.

Au total, 89 projets de production et de stockage, représentant 14,3 GW de capacité, ont obtenu des accords d’interconnexion via le TC1 de PJM. Parmi eux, 23 projets (26 %) étaient des installations de stockage par batterie, fournissant 2,2 GW (15 %) de la capacité totale du cycle.

Parmi ces projets de stockage, on compte 10 batteries indépendantes et 13 batteries hybrides ou colocalisées. Le plus grand ajout en puissance nominale sera un projet de 500 MW et de quatre heures de durée appelé “Fourth Quarter” dans le Maryland. Les projets de plus longue durée seront “Liberty II” et “French Creek”, qui sont tous deux des batteries de 10 heures – toutes les autres batteries ayant une durée de quatre heures.

TC1 a connu des taux d’attrition inférieurs, mais ne reflète pas ceux des cycles futurs

Au départ, 40,6 GW de projets, dont 10,4 GW de capacité de batteries, sont entrés dans le TC1. Finalement, 35 % de la capacité totale soumise a obtenu des accords finaux, avec 16 % de la capacité batterie retenue.

C’est une amélioration par rapport à la file d’attente sérielle de PJM, qui ne finalisait des accords d’interconnexion que pour environ 20 % des capacités soumises et seulement 14 % de la capacité de stockage soumise.

Cependant, le TC1 ne reflète pas pleinement l’attrition future. Les projets TC1 ont été intégrés au nouveau processus après avoir passé plus de trois ans dans l’ancienne file d’attente sérielle désormais fermée. Certains ont pu se retirer faute de pouvoir répondre aux nouvelles exigences de dépôt, ce qui a augmenté l’attrition. D’autres projets plus spéculatifs ont pu abandonner pendant la longue attente avant le début officiel de la transition, ce qui aurait réduit le taux d’attrition enregistré.

Les cycles futurs, en particulier ceux après la période de transition, permettront de mieux mesurer si la réforme réduit l’attrition comme prévu.

Malgré tout, même avec le nouveau processus, les batteries continuent de sortir de la file d’attente à un rythme supérieur à la moyenne. Cela reflète des caractéristiques telles qu’une forte exposition à l’incertitude des revenus marchands et la dépendance à des projets colocalisés.

Les délais de traitement des interconnexions sont plus courts avec le nouveau système

Le processus a duré 668 jours, soit 1,8 an, ce qui constitue une nette amélioration par rapport aux plus de 5 ans courants avec l’ancien système.

Dans l’ensemble, le TC1 a respecté son calendrier prévu de 1,7 an entre le début de la phase 1 et l’accord final. La phase 2 n’a pris que trois jours de retard, tandis que la phase 3 s’est conclue 28 jours plus tôt que prévu.

Le seul retard majeur est survenu lorsque PJM a suspendu le processus du 21 janvier au 21 avril 2025. Cette pause était nécessaire car le TC1 ne pouvait pas avancer tant que PJM n’avait pas finalisé les accords d’interconnexion des derniers projets Fast Lane.

Les délais de mise en service commerciale varient selon les batteries du Cycle de Transition 1

Bien que les 23 batteries aient progressé ensemble lors des études d’impact sur le système, leurs délais de mise en service commerciale sont très variables.

Certaines pourraient entrer en service dès mai 2027. D’autres, comme Fourth Quarter, visent février 2030 pour leur mise en service commerciale.

Ce calendrier reflète le schéma observé avec les projets Fast Lane, la plupart des batteries visant une mise en service entre 2027 et 2030. Cependant, la période entre la réception de l’accord d’interconnexion et la mise en service commerciale reste très incertaine en raison des risques liés à :

• l’obtention des permis,
• la construction,
• et/ou le financement.

En conséquence, les prévisions des développeurs sont souvent trop optimistes.

Les producteurs indépendants dominent toujours le développement des batteries PJM

À l’image de la cohorte Fast Lane, les producteurs indépendants d’électricité (IPP) comme RWE, Jupiter Power et EDP développent la majorité des batteries du TC1.

RWE porte le projet Fourth Quarter, la plus grande batterie de la cohorte, et contribue le plus à la capacité de stockage du TC1 avec 555 MW. EDP détient le plus grand nombre de projets, avec quatre accords d’interconnexion obtenus.

Jupiter Power poursuit sa stratégie de déploiement de stockage longue durée. Son projet TC1, une batterie de 10 heures, s’ajoute aux quatre projets longue durée avancés lors du cycle Fast Lane.

Au-delà des IPP, Dominion est la seule entreprise de services publics présente dans cette cohorte. Ses deux projets de 75 MW, Brunswick Battery Storage et Mulberry BESS, visent tous deux une mise en service commerciale en 2029. Ces deux batteries, ainsi que leurs cinq batteries Fast Lane, porteront la capacité de batteries détenue par Dominion à 400 MW.

Les projets ont versé des dépôts de garantie très variables selon leur quote-part de coûts d’interconnexion

Au sein de PJM, les ressources en interconnexion doivent payer pour toutes les améliorations ou coûts jugés nécessaires par le gestionnaire de réseau ou PJM. Ces coûts sont d’abord estimés lors de la phase 1 et finalisés à la phase 3 du processus d’interconnexion. Ils sont partagés entre les entités en interconnexion et répartis selon l’impact de chaque entité sur le système. Ils concernent principalement des mises à niveau physiques du réseau et des améliorations de la fiabilité, mais peuvent aussi inclure le coût d’analyses futures réalisées par les gestionnaires de réseau. À noter que ces coûts n’incluent pas ceux des études d’impact de PJM, auxquels les développeurs contribuent plus tôt dans le processus.

Quatre batteries font face à des coûts inférieurs à 1 million de dollars, dont une, South Orchard, sans aucune mise à niveau requise.

À l’inverse, trois batteries ont payé plus de trois fois la moyenne de la cohorte pour préparer le réseau à leur interconnexion, Three Lakes Solar dépassant à elle seule les 50 millions de dollars.

Les coûts d’interconnexion peuvent évoluer en fonction de la taille du projet, et une mise à niveau de 10 millions de dollars n’a pas le même impact pour un projet de 500 MW que pour un projet de 10 MW. Pour cette raison, les coûts peuvent aussi être évalués au $/kW, calculé comme le coût total d’interconnexion divisé par la capacité installée prévue.

Même au $/kW, les coûts varient fortement. Les coûts moyens d’allocation pour les batteries TC1 sont de 190 $/kW, mais les coûts individuels diffèrent considérablement. Cinq projets font face à des coûts d’interconnexion supérieurs à 400 $/kW, tandis que cinq autres paieront moins de 15 $/kW.

Des coûts d’interconnexion élevés ne riment pas avec de grandes opportunités d’arbitrage énergétique

À mesure que le stockage TC1 sera mis en service, les marchés de services auxiliaires de PJM connaîtront une saturation croissante, comme déjà observé dans le CAISO et l’ERCOT. En conséquence, l’arbitrage énergétique représentera une part croissante des revenus marchands et deviendra un moteur essentiel de la performance des projets TC1. Le spread top-bottom (TB) d’un nœud proche permet d’estimer le potentiel maximal d’arbitrage intrajournalier de chaque projet.

Bien que certains projets aient payé des coûts d’interconnexion très élevés, ils ne sont pas nécessairement situés sur des nœuds offrant un potentiel d’arbitrage supérieur.

Cinq projets auraient un faible ratio entre les revenus d’arbitrage potentiels et les coûts d’interconnexion, si les opportunités d’arbitrage restent similaires à celles d’autres nœuds PJM. Quatre d’entre eux partagent un site avec des ressources solaires et présentent d’autres caractéristiques expliquant leur situation :

• French Creek, qui affiche le coût d’interconnexion par mégawatt le plus élevé, est une batterie de 10 heures. Elle bénéficie d’une capacité effective (ELCC) plus élevée, ce qui lui permet d’offrir une part plus importante de sa capacité lors des enchères de capacité de PJM. Sa stratégie d’exploitation vise probablement davantage l’obtention de contrats de capacité que la maximisation de l’arbitrage énergétique, d’autant que les dernières enchères de capacité ont enregistré des prix en forte hausse.
• Mulberry BESS est développé par Dominion, qui est aussi le gestionnaire de réseau local. Dominion fait probablement avancer ce projet pour atteindre des objectifs IRP plutôt qu’en réponse à des signaux de prix de marché. À ce jour, l’objectif de capacité de stockage de Dominion est fixé par la Virginia Clean Energy Act, qui impose à la compagnie d’atteindre 2,7 GW de capacité d’ici 2035.
• Missouri Avenue Battery Storage Project est situé dans le New Jersey, ce qui le rend éligible au Garden State Energy Storage Program. Ce programme garantit des paiements fixes pendant 15 ans, permettant au projet d’assurer ses revenus même avec un potentiel d’arbitrage limité.
• Three Lakes Solar et Cass County Solar sont tous deux situés dans le sud-ouest du Michigan. Cette région accueille quatre batteries TC1 malgré une faible part du réseau PJM. La procédure d’autorisation simplifiée du Michigan favorise cette tendance en confiant à l’État l’autorité sur les permis locaux et en permettant aux projets de contourner d’éventuelles oppositions locales.

À l’autre extrémité du spectre, Fourth Quarter offre de loin la plus grande opportunité d’arbitrage énergétique, avec un coût d’interconnexion par mégawatt relativement faible. Ce projet sera à surveiller, puisqu’il ajoutera 500 MW de capacité de stockage dans la région Maryland–Virginie. Bien que la batterie contribuera à réduire la congestion dans la zone, cette partie du pays a connu une croissance de la demande de plusieurs GW ces dernières années, et le développement de centres de données et de fortes charges devrait se poursuivre. Il est probable que ces nouvelles charges importantes continueront d’exacerber la congestion, et que Fourth Quarter ne cannibalisera pas totalement les opportunités d’arbitrage exceptionnelles pour les BESS du Mid-Atlantic.

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