Il 20 novembre 2025, PJM ha finalizzato i nuovi accordi di interconnessione e completato il primo ciclo di transizione (TC1) del processo di interconnessione riformato. I progetti partecipanti rappresentano la seconda coorte nel periodo di transizione a ricevere accordi di interconnessione, dopo i progetti Fast Lane, che avevano ricevuto gli ultimi accordi di interconnessione il 18 aprile 2025.

Gli unici progetti con richieste di interconnessione ancora in sospeso si trovano nel Ciclo di Transizione 2. PJM prevede di finalizzare gli accordi di interconnessione con questi progetti nel primo trimestre del 2027.

Punti Chiave

• 23 progetti di accumulo a batteria hanno ricevuto accordi di interconnessione. Se tutti questi progetti entreranno in funzione, aggiungeranno 2,2 GW di capacità di accumulo alla rete di PJM.
• Ci sono voluti 668 giorni, ovvero circa 22 mesi, dall'inizio del TC1 fino all'accordo finale, un notevole miglioramento rispetto al processo precedente, anche se solo il 16% della capacità di batterie presentata ha raggiunto la fase finale.
• La maggior parte dei progetti dovrebbe entrare in funzione tra il 2028 e il 2030. Questo è in linea con le tempistiche storiche di 2-3 anni tra il ricevimento dell'accordo di interconnessione e l'avvio commerciale.
• Gli sviluppatori non appartenenti a utility domineranno la realizzazione delle batterie TC1, così come avvenuto per i progetti Fast Lane.
• Gli sviluppatori hanno versato depositi per i costi di interconnessione compresi tra 0 e 50.000.000 di dollari.
• I costi elevati di interconnessione non sempre corrispondono a migliori opportunità di arbitraggio; alcuni progetti sono invece pensati per sfruttare altri flussi di ricavo o programmi di incentivazione.

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23 progetti hanno ricevuto accordi di interconnessione tramite il Ciclo di Transizione 1

PJM ha completato l'elaborazione di tutti i progetti che hanno presentato richieste di interconnessione tra il 1° aprile 2018 e il 1° ottobre 2020.

89 progetti di generazione e accumulo, per un totale di 14,3 GW di capacità, hanno ricevuto accordi di interconnessione tramite il TC1 di PJM. Di questi, 23 progetti (26%) erano risorse di accumulo a batteria, fornendo 2,2 GW (15%) della capacità totale del ciclo.

Di questi progetti di accumulo, 10 sono batterie stand-alone e 13 sono batterie ibride o co-localizzate. Il maggiore nuovo contributo in termini di potenza nominale sarà un progetto da 500 MW e durata di quattro ore chiamato “Fourth Quarter” nel Maryland. I progetti di maggiore durata saranno “Liberty II” e “French Creek”, entrambi batterie da 10 ore – tutte le altre batterie hanno una durata di quattro ore.

Il TC1 ha registrato tassi di abbandono più bassi, ma non rappresenta i tassi futuri

All'inizio, 40,6 GW di progetti, inclusi 10,4 GW di batterie, sono entrati nel TC1. Alla fine, il 35% della capacità totale presentata ha ricevuto accordi finali, con il 16% della capacità di batterie che ha completato il processo.

Questo rappresenta un miglioramento rispetto alla coda seriale di PJM, che finalizzava accordi di interconnessione per solo circa il 20% della capacità presentata e solo il 14% della capacità di accumulo presentata.

Tuttavia, il TC1 non rappresenta completamente i futuri tassi di abbandono. I progetti TC1 sono stati inseriti nel nuovo processo dopo aver trascorso più di tre anni nella coda seriale ormai chiusa. Alcuni potrebbero essere usciti perché non erano pronti a soddisfare i nuovi requisiti di deposito, aumentando il tasso di abbandono. Altri progetti speculativi potrebbero aver abbandonato durante la lunga attesa prima dell'inizio ufficiale della transizione, riducendo così il tasso registrato.

I cicli futuri, in particolare quelli successivi al Periodo di Transizione, daranno un'indicazione più chiara sull'efficacia della riforma nel ridurre l'abbandono come previsto.

Anche con il processo riformato, tuttavia, le batterie continuano ad abbandonare a tassi superiori alla media. Questo riflette caratteristiche come l'elevata esposizione all'incertezza sui ricavi merchant e le dipendenze da progetti co-localizzati.

I tempi di elaborazione delle interconnessioni sono più brevi con il nuovo sistema

Il processo ha richiesto 668 giorni, ovvero 1,8 anni, un netto miglioramento rispetto ai più di 5 anni comuni con il vecchio sistema.

Nel complesso, il TC1 ha seguito in gran parte il programma previsto di 1,7 anni dall'inizio della Fase 1 all'accordo finale. La Fase 2 si è conclusa solo tre giorni in ritardo rispetto al piano, mentre la Fase 3 si è conclusa 28 giorni in anticipo.

L'unico ritardo significativo si è verificato quando PJM ha sospeso il processo dal 21 gennaio al 21 aprile 2025. Questa pausa era necessaria perché il TC1 non poteva procedere finché PJM non avesse finalizzato gli accordi di interconnessione per gli ultimi progetti Fast Lane.

Le tempistiche di entrata in esercizio commerciale variano tra le batterie del TC1

Sebbene le 23 batterie abbiano avanzato insieme gli studi di impatto sul sistema, le loro tempistiche di entrata in esercizio commerciale variano notevolmente.

Alcune potrebbero entrare in funzione già a maggio 2027. Altre, come Fourth Quarter, puntano a febbraio 2030 per l'avvio commerciale.

Questa tempistica riflette quanto già visto nei progetti Fast Lane, con la maggior parte delle batterie che punta a entrare in esercizio tra il 2027 e il 2030. Tuttavia, il periodo tra il ricevimento dell'accordo di interconnessione e l'avvio commerciale è altamente incerto a causa dei rischi legati a:

• autorizzazioni,
• costruzione,
• e/o finanziamento.

Di conseguenza, le tempistiche degli sviluppatori sono spesso eccessivamente ottimistiche.

I produttori indipendenti continuano a dominare la realizzazione delle batterie PJM

Come per la coorte Fast Lane, i produttori indipendenti di energia (IPP) come RWE, Jupiter Power ed EDP stanno sviluppando la maggior parte delle batterie TC1.

RWE è responsabile di Fourth Quarter, la batteria più grande della coorte, e contribuisce con la maggior capacità di accumulo TC1 con 555 MW. EDP, invece, ha il maggior numero di progetti, avendo ottenuto quattro accordi di interconnessione.

Jupiter Power ha continuato la sua strategia di implementazione di accumuli a lunga durata. Il suo progetto TC1, una batteria da 10 ore, si aggiunge ai quattro progetti di lunga durata avanzati nel ciclo Fast Lane.

Oltre agli IPP, Dominion è l'unica utility presente in questa coorte. I suoi due progetti da 75 MW, Brunswick Battery Storage e Mulberry BESS, puntano entrambi all'entrata in esercizio nel 2029. Queste due batterie, insieme alle cinque batterie Fast Lane, porteranno la capacità di batterie di proprietà di Dominion a 400 MW.

I progetti hanno versato una vasta gamma di depositi cauzionali in base ai costi di interconnessione

All'interno di PJM, le risorse che si collegano devono pagare per eventuali aggiornamenti o costi correlati ritenuti necessari dall'utility di connessione o da PJM. Questi costi vengono stimati inizialmente nella Fase 1 e definiti nella Fase 3 del processo di interconnessione. Sono condivisi tra le entità connesse e allocati in base all'impatto sul sistema di ciascuna. Si tratta principalmente di aggiornamenti fisici della rete e aggiornamenti per la sicurezza del sistema, ma possono includere anche il costo di analisi future svolte dai gestori di trasmissione. Da notare che questi costi non includono il costo degli studi di impatto sul sistema di PJM, a cui gli sviluppatori contribuiscono nelle fasi precedenti del processo di interconnessione.

Quattro batterie hanno costi inferiori a 1 milione di dollari, inclusa una, South Orchard, che non richiede aggiornamenti.

Al contrario, tre batterie hanno pagato più del triplo della media della coorte per preparare la rete alla loro interconnessione, con Three Lakes Solar che da sola supera i 50 milioni di dollari.

I costi di interconnessione possono variare in base alle dimensioni del progetto, e un aggiornamento di rete da 10 milioni di dollari ha implicazioni molto diverse per un progetto da 500 MW rispetto a uno da 10 MW. Per questo motivo, i costi possono essere valutati anche su base $/kW, calcolata come costo totale di interconnessione diviso per la capacità installata pianificata.

Anche su base $/kW, però, i costi variano molto. I costi medi per le batterie TC1 sono di 190 $/kW, ma i costi dei singoli progetti differiscono notevolmente. Cinque progetti affrontano costi di interconnessione superiori a 400 $/kW, mentre altri cinque pagheranno meno di 15 $/kW.

Costi di interconnessione elevati non corrispondono a maggiori opportunità di ricavo dall'arbitraggio energetico

Con l'entrata in funzione degli accumuli TC1, i mercati dei servizi ancillari di PJM saranno soggetti a saturazione crescente, come già visto in CAISO e ERCOT. Di conseguenza, l'arbitraggio energetico rappresenterà una quota maggiore dei ricavi merchant e diventerà un fattore chiave nelle performance dei progetti TC1. Il top-bottom (TB) spread di un nodo vicino fornisce una stima del potenziale massimo di arbitraggio intraday di ciascun progetto.

Anche se alcuni progetti hanno sostenuto costi di interconnessione molto elevati, potrebbero non essere necessariamente collocati in nodi con maggiore potenziale di arbitraggio.

Cinque progetti avrebbero bassi rapporti tra potenziali ricavi da arbitraggio e costi di interconnessione, se le opportunità di arbitraggio rimanessero simili rispetto ad altri nodi di PJM. Da notare che quattro di questi condividono il sito con risorse solari e tutti presentano altre caratteristiche che spiegano la loro posizione:

• French Creek, che ha il costo di interconnessione per megawatt più alto, è una batteria da 10 ore. Può vantare una maggiore Effective Load Carrying Capability (ELCC), che le consente di offrire una quota maggiore della sua capacità nelle aste di capacità di PJM. La sua strategia operativa è probabilmente orientata più a ottenere premi di capacità che a massimizzare l'arbitraggio energetico, soprattutto con le recenti aste di capacità che si sono concluse a prezzi sempre più alti.
• Mulberry BESS è sviluppato da Dominion, che è anche il gestore locale della trasmissione. Dominion probabilmente porta avanti il progetto per raggiungere gli obiettivi IRP più che per rispondere ai segnali di prezzo merchant. Attualmente, l'obiettivo di capacità di accumulo di Dominion è stabilito dal Virginia Clean Energy Act, che impone alla utility di procurarsi 2,7 GW di capacità entro il 2035.
• Missouri Avenue Battery Storage Project si trova nel New Jersey, rendendolo idoneo al Garden State Energy Storage Program. Questo programma prevede pagamenti fissi per 15 anni, permettendo al progetto di garantire ricavi anche con un potenziale di arbitraggio energetico limitato.
• Three Lakes Solar e Cass County Solar si trovano entrambi nel sud-ovest del Michigan. Questa regione ospita quattro batterie TC1 pur rappresentando una quota relativamente piccola dell'area PJM. La struttura autorizzativa semplificata del Michigan contribuisce a questa tendenza, dando allo stato l'autorità sulle autorizzazioni locali e permettendo ai progetti di aggirare eventuali opposizioni locali.

All'estremo opposto, Fourth Quarter presenta di gran lunga la maggiore opportunità di arbitraggio energetico e un costo di interconnessione per megawatt relativamente basso. Questa batteria è da tenere d'occhio, poiché aggiungerà 500 MW di capacità di accumulo all'area Maryland–Virginia. Mentre la batteria aiuterà a ridurre la congestione nell'area, questa parte del paese ha registrato una crescita della domanda di diversi GW negli ultimi anni, e si prevede un ulteriore sviluppo di data center e grandi carichi nei prossimi anni. È probabile che questi nuovi grandi carichi continueranno ad aumentare la congestione, e che Fourth Quarter non cannibalizzi completamente le opportunità di arbitraggio particolarmente favorevoli per i BESS del Mid-Atlantic.

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