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 reçu leurs derniers accords d’interconnexion le 18 avril 2025.

Les seuls projets dont les demandes d’interconnexion restent en attente se trouvent actuellement dans le 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 obtenu 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, 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 l’exploitation commerciale.
• Les développeurs indépendants domineront la construction des batteries du TC1, comme ils l’avaient fait 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 correspondent pas toujours à de meilleures opportunités d’arbitrage ; certains projets sont plutôt positionnés pour capter d’autres sources de revenus ou profiter de programmes d’incitation.

23 projets ont reçu 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 reçu des accords d’interconnexion via le TC1 de PJM. Parmi eux, 23 projets (26 %) étaient des ressources de stockage sur batterie, représentant 2,2 GW (15 %) de la capacité totale du cycle.

Parmi ces projets de stockage, on compte 10 batteries autonomes et 13 batteries hybrides ou colocalisées. Le plus grand ajout en puissance nominale sera un projet de 500 MW d’une durée de quatre heures, appelé « Fourth Quarter », dans le Maryland. Les projets à la plus longue durée seront « Liberty II » et « French Creek », toutes deux des batteries de 10 heures – toutes les autres batteries sont prévues pour quatre heures.

Le TC1 a connu un taux d’attrition plus faible, mais il n’est pas représentatif des taux 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 de batteries retenue.

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

Cependant, le TC1 n’est pas entièrement représentatif des taux d’attrition futurs. Les projets du TC1 ont été intégrés au processus réformé après avoir passé plus de trois ans dans la 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 réduit le taux d’attrition constaté.

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

Même avec le processus réformé, les batteries continuent de sortir de la file d’attente à des taux supérieurs à la moyenne. Cela reflète des caractéristiques telles qu’une forte exposition à l’incertitude des revenus marchands et la dépendance aux projets colocalisés.

Les délais de traitement d’interconnexion sont plus courts avec le nouveau système

Le processus a duré 668 jours, soit 1,8 an, ce qui représente une nette amélioration par rapport aux plus de 5 ans courants sous 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 s’est achevée avec seulement trois jours de retard, tandis que la phase 3 a terminé 28 jours en avance.

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 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 TC1

Bien que les 23 batteries aient progressé en groupe lors des études d’impact système, leurs délais de mise en service commerciale diffèrent considérablement.

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

Ce calendrier reflète le schéma observé pour 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 l’exploitation commerciale reste très incertaine en raison des risques liés à :

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

En conséquence, les délais prévus par les développeurs sont souvent trop optimistes.

Les producteurs indépendants continuent de dominer le développement des batteries de PJM

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

RWE est responsable du projet Fourth Quarter, la plus grande batterie de la cohorte, et apporte la plus grande capacité de stockage au TC1 avec 555 MW. EDP, de son côté, 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 développés lors du cycle Fast Lane.

Au-delà des IPP, Dominion est la seule entreprise de service public de 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 une large gamme de dépôts de garantie selon leurs coûts d’interconnexion

Au sein de PJM, les ressources à raccorder doivent financer toute mise à niveau ou tout coût jugé nécessaire par l’entreprise de service public ou PJM. Ces coûts sont d’abord estimés en phase 1 et finalisés en phase 3 du processus d’interconnexion. Ils sont répartis entre les entités raccordées selon leur impact 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 menées par les gestionnaires de réseau. À noter, ces coûts n’incluent pas le coût des études d’impact système de PJM, auxquelles les développeurs contribuent plus tôt dans le processus.

Quatre batteries font face à des allocations de coûts inférieures à un 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 raccordement, avec Three Lakes Solar dépassant à elle seule les 50 millions de dollars.

Les coûts d’interconnexion peuvent évoluer selon la taille du projet, et une mise à niveau réseau 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 en $/kW, calculés comme le coût total d’interconnexion divisé par la capacité prévue installée.

Même sur une base $/kW, les coûts varient fortement. Les allocations moyennes pour les batteries du TC1 sont de 190 $/kW, mais les coûts individuels diffèrent considérablement. Cinq projets font face à des coûts supérieurs à 400 $/kW, tandis que cinq autres paieront moins de 15 $/kW.

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

À mesure que le stockage du TC1 sera mis en service, les marchés de services auxiliaires de PJM connaîtront une saturation croissante, déjà observée sur les marchés CAISO et ERCOT. En conséquence, l’arbitrage énergétique représentera une part plus importante des revenus marchands et deviendra un moteur clé de la performance des projets du TC1. L’écart top-bottom (TB) d’un nœud voisin fournit une estimation du potentiel maximal d’arbitrage intrajournalier de chaque projet.

Bien que certains projets aient payé des coûts d’interconnexion élevés, ils ne sont pas forcément situés sur des nœuds à fort potentiel d’arbitrage.

Cinq projets afficheraient de faibles ratios entre les revenus potentiels d’arbitrage et les coûts d’interconnexion, si les opportunités d’arbitrage restent similaires à celles d’autres nœuds de PJM. Notamment, quatre d’entre eux partagent leur site avec des ressources solaires et présentent tous d’autres caractéristiques expliquant leur situation :

• French Creek, qui a le coût d’interconnexion par mégawatt le plus élevé, est une batterie de 10 heures. Elle bénéficie d’une capacité d’apport effectif (ELCC) supérieure, ce qui lui permet de proposer une part plus importante de sa capacité lors des enchères de capacité de PJM. Sa stratégie d’exploitation vise probablement davantage les revenus de capacité que l’arbitrage énergétique, d’autant que les dernières enchères de capacité se sont conclues à des prix de plus en plus élevés.
• Mulberry BESS est développé par Dominion, qui est aussi le gestionnaire local du réseau. Dominion fait probablement avancer le projet pour répondre à des objectifs IRP plutôt qu’en réponse aux signaux de prix du marché. Actuellement, l’objectif de capacité de stockage de Dominion est fixé par la Virginia Clean Energy Act, qui impose à la compagnie d’acquérir 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 prévoit des paiements fixes pendant 15 ans, permettant au projet de garantir des revenus même avec un potentiel limité d’arbitrage énergétique.
• 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 part relativement faible de l’empreinte de PJM. La procédure simplifiée d’autorisation du Michigan favorise cette tendance en conférant 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 présente de loin la plus grande opportunité d’arbitrage énergétique et un coût d’interconnexion par mégawatt relativement faible. Cette batterie sera à surveiller, car elle ajoutera 500 MW de capacité de stockage dans la région Maryland–Virginie. Si la batterie contribuera à réduire la congestion locale, cette partie du pays a connu ces dernières années une croissance de la demande de plusieurs GW, avec le développement attendu de centres de données et de grandes charges dans les années à venir. Il est probable que ces nouvelles charges importantes continueront d’aggraver la congestion, et que Fourth Quarter ne réduira pas entièrement les opportunités d’arbitrage exceptionnelles pour les BESS du Mid-Atlantic.

​Les abonnés à la recherche PJM de Modo Energy peuvent accéder aux données des graphiques ci-dessus dans un livre de données téléchargeable ci-dessous. Si vous souhaitez devenir abonné, cliquez ici pour réserver une démonstration.