Il 20 novembre 2025, PJM ha finalizzato 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 il 18 aprile 2025.

Gli unici progetti ancora in attesa di risposta sono quelli del Ciclo di Transizione 2. PJM prevede di finalizzare gli accordi di interconnessione con questi progetti nel primo trimestre del 2027.

Punti chiave

• 21 progetti di accumulo a batteria hanno ricevuto accordi di interconnessione. Se tutti entreranno in funzione, aggiungeranno 1,9 GW di capacità di accumulo alla rete PJM.
• Ci sono voluti 668 giorni, ovvero circa 22 mesi, dall'inizio del TC1 all'accordo finale: un netto miglioramento rispetto al vecchio processo, anche se solo il 18% della capacità di batterie presentata è arrivato alla fase finale.
• La maggior parte dei progetti entrerà probabilmente in funzione tra il 2028 e il 2030. Questo è in linea con le tempistiche storiche di 2-3 anni tra la ricezione dell'accordo di interconnessione e l'operatività commerciale.
• Saranno soprattutto sviluppatori non utility a guidare la realizzazione delle batterie TC1, proprio come avvenuto nella Fast Lane.
• Gli sviluppatori hanno versato depositi per i costi di interconnessione che vanno da 0 a 50.000.000 di dollari.
• I costi elevati di interconnessione non corrispondono sempre a maggiori opportunità di arbitraggio; alcuni progetti puntano invece a sfruttare altri flussi di ricavi o incentivi.

​Per qualsiasi domanda sul processo di interconnessione riformato di PJM o sui progetti in fase di transizione, scrivere a aaron@modoenergy.com.

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

PJM ha completato la valutazione di tutti i progetti che hanno presentato richiesta di interconnessione tra il 1° aprile 2018 e il 1° ottobre 2020.

84 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, 21 progetti (25%) erano sistemi di accumulo a batteria, fornendo 1,9 GW (13%) della capacità totale del ciclo.

Tra questi progetti di accumulo, si contano 9 batterie stand-alone e 12 batterie ibride o colocalizzate. Il più grande nuovo inserimento per potenza nominale sarà “Fourth Quarter” nel Maryland, un progetto da 500 MW con durata di quattro ore. Il progetto con la durata più lunga sarà “French Creek”, una batteria da 10 ore – tutte le altre batterie TC1 sono da quattro ore.

Nel TC1 si sono registrati tassi di abbandono inferiori, ma non sono rappresentativi del futuro

All’inizio, 40,7 GW di progetti, inclusi 10,4 GW di capacità di batterie, sono entrati nel TC1. Alla fine, il 35% della capacità totale presentata ha ricevuto accordi finali, con il 18% della capacità di batterie che ha superato la selezione.

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% di quella di accumulo.

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

I prossimi cicli, soprattutto quelli dopo il periodo di transizione, daranno indicazioni più chiare sull’efficacia della riforma nel ridurre l’abbandono come previsto.

Tuttavia, anche con il processo riformato, le batterie continuano ad abbandonare la coda a tassi superiori alla media. Ciò riflette caratteristiche come l’elevata esposizione all’incertezza dei ricavi merchant e la dipendenza da progetti colocalizzati.

Tempi di lavorazione delle interconnessioni più brevi con il nuovo sistema

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

Nel complesso, il TC1 ha rispettato in larga parte il programma previsto di 1,7 anni dall’inizio della Fase 1 fino all’accordo finale. La Fase 2 si è conclusa con soli tre giorni di ritardo, mentre la Fase 3 si è chiusa con 28 giorni di anticipo.

L’unico ritardo importante 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 proseguire finché PJM non avesse finalizzato gli accordi di interconnessione per gli ultimi progetti Fast Lane.

Tempistiche di entrata in esercizio commerciale diverse tra le batterie del Ciclo di Transizione 1

Anche se le 21 batterie hanno superato insieme gli studi di impatto sul sistema, le tempistiche per l’entrata in esercizio commerciale variano molto.

Alcune potrebbero iniziare a operare già da 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 date di avvio tra il 2027 e il 2030. Tuttavia, il periodo tra la ricezione dell’accordo di interconnessione e l’avvio commerciale resta molto incerto a causa dei rischi legati a:

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

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

I produttori indipendenti continuano a dominare lo sviluppo di batterie PJM

Proprio come nella coorte Fast Lane, i produttori indipendenti di energia (IPP) come RWE 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, pari a 555 MW. EDP, invece, ha il maggior numero di progetti, con quattro accordi di interconnessione ottenuti.

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

I progetti hanno versato depositi cauzionali molto diversi in base ai costi di interconnessione

All’interno di PJM, le risorse che si connettono devono pagare per eventuali aggiornamenti o costi ritenuti necessari dall’utility o da PJM. Questi costi vengono stimati nella Fase 1 e finalizzati nella Fase 3 del processo di interconnessione. Sono ripartiti tra gli enti coinvolti e allocati in base all’impatto di ciascuno sul sistema. Si tratta principalmente di aggiornamenti fisici della rete e miglioramenti dell’affidabilità del sistema, ma possono includere anche i costi di future analisi svolte dai gestori della trasmissione. Da notare che questi costi non comprendono quelli degli studi di impatto sul sistema di PJM, a cui gli sviluppatori contribuiscono nelle fasi precedenti.

Tre batterie hanno costi di allocazione inferiori a 1 milione di dollari, inclusa South Orchard, che non necessita di 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 ha superato da sola i 50 milioni di dollari.

I costi di interconnessione possono crescere con la dimensione 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, calcolando il costo totale di interconnessione diviso per la capacità installata prevista.

Anche su base $/kW, però, i costi variano molto. La media per le batterie TC1 è di 206 $/kW, ma i costi dei singoli progetti differiscono molto. Cinque progetti affrontano costi di interconnessione superiori a 400 $/kW, mentre altri quattro pagheranno meno di 15 $/kW.

Costi di interconnessione più alti non si traducono in maggiori opportunità di 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 centrale per la performance dei progetti TC1. Il differenziale top-bottom (TB) di un nodo vicino offre una stima del massimo potenziale di arbitraggio intraday di ciascun progetto.

Anche se alcuni progetti hanno sostenuto costi di interconnessione elevati, non è detto che siano posizionati su nodi con maggiore potenziale di arbitraggio.

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

• French Creek, che ha il costo di interconnessione più alto per megawatt, è una batteria da 10 ore. Può contare su un Effective Load Carrying Capability (ELCC) superiore, che le consente di offrire una quota maggiore della sua capacità nelle aste di capacità 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 chiuse a prezzi sempre più alti.
• Mulberry BESS è sviluppata da Dominion, che è anche il gestore locale della trasmissione. Dominion probabilmente avanza il progetto per soddisfare gli obiettivi IRP più che per rispondere a segnali di prezzo merchant. Attualmente, il target di capacità di accumulo di Dominion è fissato dalla Virginia Clean Energy Act, che impone all’utility di procurarsi 2,7 GW di capacità entro il 2035.
• Missouri Avenue Battery Storage Project si trova nel New Jersey e può beneficiare del Garden State Energy Storage Program. Questo programma prevede pagamenti fissi per 15 anni, consentendo al progetto di garantire ricavi anche con limitate opportunità di arbitraggio.
• Three Lakes Solar e Cass County Solar si trovano entrambe nel sud-ovest del Michigan. Questa regione ospita quattro batterie TC1 pur rappresentando una piccola parte dell’area PJM. La procedura autorizzativa semplificata del Michigan favorisce questo trend, attribuendo allo Stato l’autorità sulle autorizzazioni locali e consentendo ai progetti di bypassare eventuali opposizioni locali.

All’estremo opposto, Fourth Quarter offre di gran lunga la maggiore opportunità di arbitraggio energetico e un costo di interconnessione per megawatt relativamente basso. Questa batteria sarà da tenere d’occhio: aggiungerà 500 MW di capacità di accumulo nell’area Maryland–Virginia. Oltre ad alleviare la congestione nella zona, quest’area ha visto una crescita della domanda di diversi GW negli ultimi anni, con ulteriore sviluppo di data center e grandi carichi previsto nei prossimi anni. È probabile che questi nuovi grandi carichi continueranno ad accentuare la congestione, e che Fourth Quarter non annullerà completamente le grandi opportunità di arbitraggio per i BESS del Mid-Atlantic.

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