Il Ciclo 1 di PJM ha avviato gli studi della Fase I il 28 settembre 2026. È il primo ciclo del processo riformato di connessione di PJM senza progetti ereditati dalla vecchia coda seriale.

Tutti i progetti del Ciclo 1 hanno presentato domanda secondo le stesse regole, tra maggio 2025 e la scadenza del 27 aprile 2026. Questo rende il Ciclo 1 il quadro più chiaro finora di ciò che gli sviluppatori intendono realizzare in PJM, quanti progetti riescono a superare la coda e quanto tempo occorre per ricevere un accordo di connessione.

In totale, sono stati presentati 811 progetti, per una capacità di 220 GW. Di questi, 617, per un totale di 169 GW, sono entrati nella Fase I. La prossima grande ondata di ritiri è prevista al primo punto decisionale, nel febbraio 2027.

Attualmente il gas guida il gruppo per capacità, con 81 GW. Lo storage guida per numero di progetti, con 265 progetti. Il gas è concentrato nell’area occidentale e centrale di PJM, lo storage nel Mid-Atlantic. Gli sviluppatori prevedono che solare e storage entreranno in funzione per primi, nel 2030, seguiti dal gas nel 2031 e dalla maggior parte della capacità nucleare dal 2033.

Punti chiave

• Il gas detiene il 48% della capacità del Ciclo 1. Lo storage rappresenta il 43% dei progetti. Le richieste di gas sono state quasi sei volte quelle del TC2.
• Il gas domina nell’ovest e centro di PJM, mentre lo storage domina nel Mid-Atlantic. Le zone AEP, Dominion e ComEd detengono la maggior capacità proposta, e sono anche quelle in cui PJM prevede la maggiore crescita della domanda dei data center.
• Ponderando per capacità, la data mediana richiesta di entrata in servizio è ottobre 2030 per lo storage, maggio 2031 per il gas e giugno 2033 per il nucleare.
• Il 24% dei progetti si è ritirato prima della Fase I, in linea con il TC2. Il TC2 ha poi perso il 56% della sua capacità al primo punto decisionale e il 65% al secondo.

Il gas guida il Ciclo 1 per capacità, lo storage per numero di progetti

Il Ciclo 1 è il ciclo più grande mai gestito da PJM sotto il processo riformato. Ha raccolto 220 GW di richieste, contro i 68 GW del TC2 e i 41 GW del TC1.

Il solare rappresentava la quota maggiore di capacità richiesta in entrambi i cicli di transizione: 52% nel TC1 e 37% nel TC2. Nel Ciclo 1, questa quota è scesa al 6%. Al contrario, le richieste per il gas sono cresciute quasi sei volte dal TC2 al Ciclo 1, e quelle per lo storage quasi cinque volte. Questo cambiamento è probabilmente dovuto all’accreditamento della capacità. Gas e storage hanno valutazioni ELCC (Effective Load Carrying Capability) più elevate rispetto al solare, quindi PJM considera più MW di ciascuno ai fini dell’affidabilità. Con i prezzi della capacità al massimo consentito da PJM per tre aste consecutive, ogni MW di gas o storage vale molto di più nel mercato della capacità rispetto a un MW di solare.

Tra i progetti ora in Fase I, il gas rappresenta il 48% della capacità ma solo il 20% dei progetti. Al contrario, lo storage rappresenta il 43% dei progetti ma solo il 30% della capacità. L’impianto medio a gas nel gruppo è di 587 MW, mentre la batteria media è di 180 MW. Tre quarti della capacità a gas richiede la connessione a 345 kV o superiore, contro un terzo della capacità storage.

Il nucleare è la terza tecnologia per dimensione, con 18 GW distribuiti su 25 progetti nella Fase I. Le richieste nucleari sono state quasi 12 volte quelle del TC2 (1,5 GW).

Solare (9 GW), ibridi solare più storage (6 GW) ed eolico (3,5 GW) costituiscono la maggior parte del resto.

Dove propongono di connettersi i progetti del Ciclo 1?

Le localizzazioni dei progetti del Ciclo 1 seguono quattro modelli.

Il gas domina nell’ovest e centro di PJM. Rappresenta l’84% della capacità del Ciclo 1 in Pennsylvania, l’80% in West Virginia e il 72% in Ohio.

Lo storage domina nel Mid-Atlantic. Rappresenta il 76% della capacità del Ciclo 1 in Maryland, il 64% in New Jersey e il 50% in Virginia.

Il nucleare si concentra nella zona di AEP, che detiene 14,7 GW di richieste di connessione nucleare. Due sussidiarie di AEP possiedono 13,8 GW di questi: Indiana Michigan Power, con 11,5 GW tra Rockport e Sullivan in Indiana, e Appalachian Power, con 2,3 GW a Joshua Falls in Virginia.

Infine, la capacità totale segue la domanda dei data center. Le tre zone con la maggiore capacità proposta sono AEP (46,6 GW), Dominion (30,7 GW) e ComEd (16,9 GW). Coprono i poli dei data center dell’Ohio centrale, della Virginia settentrionale e di Chicago, e PJM prevede che queste, insieme a PPL, sosterranno oltre l’80% della crescita della domanda dei data center entro il 2030.

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Quando gli sviluppatori prevedono che i progetti del Ciclo 1 entreranno in funzione?

Ogni domanda include una data richiesta di entrata in servizio, cioè la stima dello sviluppatore su quando il progetto potrà iniziare a operare. Ponderando per capacità, solare e storage stand-alone arrivano per primi, con una data mediana richiesta di settembre e ottobre 2030, e tre quarti di ciascuno previsti entro dicembre 2030. Il gas segue, con una mediana di maggio 2031 e tre quarti entro dicembre 2031.