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

Les seuls projets restants avec des demandes d’interconnexion encore en attente se trouvent 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 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, depuis le début de TC1 jusqu’à l’accord final, une nette amélioration par rapport à l’ancien processus, même si seulement 16 % de la capacité soumise en batteries 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 indépendants domineront la construction de batteries du TC1, comme ce fut le cas pour la 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 des opportunités d’arbitrage plus importantes ; certains projets visent plutôt d’autres sources de revenus ou profitent de programmes d’incitation.

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

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.

89 projets de production et de stockage, totalisant 14,3 GW de capacité, ont reçu des accords d’interconnexion via le TC1 de PJM. 23 de ces projets (26 %) étaient des solutions de stockage par 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 de plus longue durée seront « Liberty II » et « French Creek ». Ce sont deux batteries de 10 heures – toutes les autres batteries sont de quatre heures.

Le TC1 a affiché un taux d’attrition plus faible, mais il n’est pas représentatif des cycles futurs

Au départ, 40,6 GW de projets, dont 10,4 GW de capacité de batterie, sont entrés dans le TC1. Au final, 35 % de la capacité totale soumise a reçu 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 finalisait des accords d’interconnexion pour environ 20 % seulement de la capacité soumise et 14 % de la capacité de stockage soumise.

Cependant, le TC1 n’est pas pleinement représentatif de l’attrition future. Les projets du TC1 ont été intégrés au processus réformé après avoir passé plus de trois ans dans l’ancienne file sérielle aujourd’hui fermée. Certains ont pu se retirer faute de pouvoir répondre aux nouvelles exigences de dépôt, augmentant ainsi l’attrition. D’autres projets spéculatifs ont pu abandonner durant la longue attente avant le début officiel de la transition, ce qui réduit le taux d’attrition enregistré.

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

Néanmoins, même avec le processus réformé, les batteries continuent d’abandonner à un taux 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 d’interconnexion sont plus courts avec le nouveau système

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

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

Le seul retard majeur a eu lieu 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 parmi les batteries du Cycle de transition 1

Bien que les 23 batteries aient avancé ensemble dans les études d’impact système, leurs calendriers 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 la mise en service commerciale.

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

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

Par conséquent, les calendriers des développeurs sont souvent trop optimistes.

Les producteurs indépendants dominent toujours le développement de batteries chez 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 de Fourth Quarter, la plus grande batterie de la cohorte, et apporte la plus grande capacité de stockage du TC1 avec 555 MW. EDP détient quant à elle le plus grand nombre de projets, ayant obtenu quatre accords d’interconnexion.

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 qu’elle a fait avancer lors du cycle Fast Lane.

Au-delà des IPP, Dominion est la seule entreprise de service public 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 allocation de coûts d’interconnexion

Au sein de PJM, les ressources à connecter doivent payer pour toutes les mises à niveau ou coûts jugés nécessaires 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 partagés entre les entités connectées et répartis selon l’impact de chaque entité sur le système. Ils consistent principalement en 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. Notons que 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 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 50 millions de dollars.

Les coûts d’interconnexion peuvent augmenter avec la taille du projet, et une mise à niveau réseau de 10 millions de dollars n’a pas la même implication pour un projet de 500 MW que pour un projet de 10 MW. Pour cette raison, les coûts peuvent aussi être évalués sur une base $/kW, calculée comme le coût total d’interconnexion divisé par la capacité installée prévue.

Même sur une base $/kW, les coûts varient fortement. Les allocations moyennes pour les batteries TC1 sont de 190 $/kW, mais les coûts individuels diffèrent fortement. 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 toujours avec de fortes opportunités d’arbitrage énergétique

À mesure que le stockage TC1 entre en service, les marchés de services auxiliaires de PJM connaîtront une saturation croissante, déjà observée chez CAISO et ERCOT. En conséquence, l’arbitrage énergétique représentera une part plus importante des revenus marchands et deviendra un moteur essentiel de la performance des projets TC1. L’écart top-bottom (TB) d’un nœud voisin donne 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 nécessairement situés sur des nœuds offrant un potentiel d’arbitrage supérieur.

Cinq projets auraient un faible ratio 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 des sites avec des ressources solaires et présentent tous d’autres caractéristiques expliquant leur situation :

• French Creek, qui supporte le coût d’interconnexion par MW le plus élevé, est une batterie de 10 heures. Elle bénéficie d’une capacité d’apport effectif (ELCC) plus élevée, ce qui lui permet d’offrir une plus grande part de sa capacité lors des enchères de capacité de PJM. Sa stratégie d’exploitation vise probablement davantage à obtenir des revenus de capacité qu’à maximiser l’arbitrage énergétique, d’autant plus 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 atteindre des objectifs IRP plutôt qu’en réponse à des signaux de prix marchands. Actuellement, l’objectif de capacité de stockage de Dominion est fixé par la Virginia Clean Energy Act, qui oblige l’entreprise à 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 programme Garden State Energy Storage. Ce programme offre des paiements fixes pendant 15 ans, permettant au projet d’assurer des revenus même avec un potentiel d’arbitrage énergétique limité.
• Three Lakes Solar et Cass County Solar sont tous deux situés dans le sud-ouest du Michigan. Cette région accueille quatre batteries TC1 bien qu’elle ne représente qu’une faible part du réseau PJM. La réglementation simplifiée du Michigan favorise cette tendance en confiant au niveau de l’État la délivrance des permis, permettant aux projets d’éviter de potentielles oppositions locales.

À l’autre extrémité du spectre, Fourth Quarter dispose de loin de la plus grande opportunité d’arbitrage énergétique et d’un coût d’interconnexion par mégawatt relativement faible. Cette batterie sera à surveiller, car elle ajoutera 500 MW de capacité de stockage à la région Maryland–Virginie. Bien qu’elle contribuera à réduire la congestion locale, cette partie du pays a connu une forte croissance de la demande ces dernières années, avec le développement attendu de centres de données et de charges importantes dans les prochaines années. Il est probable que ces nouvelles charges importantes continueront d’aggraver 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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