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 hanno ricevuto gli ultimi accordi il 18 aprile 2025.

Gli unici progetti rimasti con richieste di interconnessione ancora in sospeso fanno parte del 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 di energia 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 all'accordo finale, un netto miglioramento rispetto al vecchio processo, anche se solo il 16% della capacità di batteria presentata ha raggiunto la fase finale.
• La maggior parte dei progetti entrerà probabilmente in funzione tra il 2028 e il 2030. Questo si allinea con le tempistiche storiche di 2-3 anni tra la ricezione dell'accordo di interconnessione e l'entrata in esercizio commerciale.
• Saranno soprattutto sviluppatori indipendenti a guidare la realizzazione delle batterie TC1, come già avvenuto per i progetti 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 sempre corrispondono a maggiori opportunità di arbitraggio energetico; alcuni progetti sono invece posizionati per sfruttare altri flussi di ricavi o programmi di incentivi.

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

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.

Tra questi progetti di accumulo, si contano 10 batterie stand-alone e 13 batterie ibride o colocalizzate. La nuova aggiunta più grande per potenza nominale sarà un progetto da 500 MW e quattro ore di durata chiamato “Fourth Quarter” nel Maryland. I progetti di maggiore durata saranno “Liberty II” e “French Creek”, entrambe batterie da 10 ore – tutte le altre batterie hanno una durata di quattro ore.

TC1 ha registrato tassi di abbandono inferiori, ma non rappresenta i tassi futuri

All'inizio, 40,6 GW di progetti, inclusi 10,4 GW di capacità a batteria, sono entrati nel TC1. In definitiva, il 35% della capacità totale presentata ha ricevuto accordi finali, con il 16% della capacità a batteria che ha superato 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 pienamente i tassi di abbandono futuri. I progetti TC1 sono stati “grandfathered” nel processo riformato dopo aver trascorso oltre tre anni nella coda seriale ora chiusa. Alcuni potrebbero essere usciti perché non erano pronti a soddisfare i nuovi requisiti di deposito, aumentando così il tasso di abbandono. Altri progetti speculativi potrebbero essere stati abbandonati durante la lunga attesa prima dell'inizio ufficiale della transizione, riducendo così il tasso di abbandono registrato.

I cicli futuri, in particolare quelli dopo il Periodo di Transizione, offriranno un'indicazione più chiara sull'efficacia della riforma nel ridurre il tasso di abbandono come previsto.

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

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

Il processo ha richiesto 668 giorni, ovvero 1,8 anni, un chiaro miglioramento rispetto ai più di 5 anni tipici del vecchio sistema.

Nel complesso, il TC1 ha rispettato in gran parte la tempistica prevista di 1,7 anni dall'inizio della Fase 1 all'accordo finale. La Fase 2 si è conclusa con soli tre giorni di ritardo, mentre la Fase 3 si è chiusa 28 giorni in anticipo rispetto al piano.

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 Ciclo di Transizione 1

Sebbene le 23 batterie abbiano superato gli studi di impatto sul sistema come gruppo, i tempi di entrata in esercizio commerciale variano notevolmente.

Alcune potrebbero iniziare a operare già da maggio 2027. Altre, come Fourth Quarter, puntano a febbraio 2030 per l'entrata in funzione commerciale.

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

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

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

I produttori indipendenti continuano a dominare la realizzazione delle batterie PJM

Analogamente alla 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 maggiore 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 di 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 funzione commerciale nel 2029. Queste due batterie, insieme alle cinque del ciclo 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 alle allocazioni dei 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 interconnessione o da PJM. Questi costi sono stimati inizialmente nella Fase 1 e definiti nella Fase 3 del processo di interconnessione. Sono condivisi tra gli enti che si interconnettono e allocati in base all'impatto di ciascuno sul sistema. Consistono principalmente in aggiornamenti fisici della rete e miglioramenti dell'affidabilità, ma possono includere anche il costo di future analisi svolte dai gestori della 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 affrontano allocazioni di costo inferiori a 1 milione di dollari, tra cui una, South Orchard, che non richiede aggiornamenti.

Al contrario, tre batterie hanno versato 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 aumentare con la dimensione del progetto, e un aggiornamento della 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, tuttavia, i costi variano notevolmente. Le allocazioni medie di costo per le batterie TC1 sono di 190 $/kW, ma i costi dei singoli progetti differiscono significativamente. 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

Man mano che gli accumuli TC1 entreranno in funzione, i mercati dei servizi ancillari di PJM affronteranno una 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 delle performance dei progetti TC1. Il differenziale top-bottom (TB) di un nodo vicino offre una stima del potenziale massimo di arbitraggio intraday di ciascun progetto.

Sebbene alcuni progetti abbiano sostenuto costi di interconnessione elevati, non è detto che siano collocati in nodi con maggiore potenziale di arbitraggio.

Cinque progetti avrebbero bassi rapporti tra i potenziali ricavi da arbitraggio e i costi di interconnessione, se le opportunità di arbitraggio rimanessero simili rispetto ad altri nodi PJM. In particolare, quattro di questi condividono siti con risorse solari e 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), permettendole di offrire una quota maggiore della sua capacità nelle aste di capacità PJM. La sua strategia operativa probabilmente mira più a ottenere premi di capacità che a massimizzare il potenziale di arbitraggio energetico, soprattutto con le recenti aste di capacità concluse a prezzi sempre più elevati.
• Mulberry BESS è sviluppata da Dominion, che è anche il gestore locale della trasmissione. Dominion probabilmente porta avanti il progetto per soddisfare gli obiettivi IRP piuttosto che in risposta a segnali di prezzo merchant. Attualmente, il target di capacità di accumulo di Dominion è fissato dal Virginia Clean Energy Act, che obbliga l’utility a 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, consentendo al progetto di assicurarsi ricavi anche con un potenziale limitato di arbitraggio energetico.
• 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 della rete PJM. La struttura di autorizzazione semplificata del Michigan contribuisce a questa tendenza, conferendo 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 relativamente basso per megawatt. Questa batteria sarà da tenere d'occhio, poiché aggiungerà 500 MW di capacità di accumulo all’area Maryland–Virginia. Sebbene 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, 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 esaurirà completamente le opportunità di arbitraggio per i BESS del Mid-Atlantic.

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