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 del 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 restanti 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 a batterie hanno ricevuto accordi di interconnessione. Se tutti questi progetti entreranno in funzione, aggiungeranno 2,2 GW di capacità di accumulo alla rete di PJM.
• Dal lancio del TC1 alla firma finale sono trascorsi 668 giorni, circa 22 mesi, un notevole miglioramento rispetto al processo precedente, anche se solo il 16% della capacità di batterie proposta è arrivata 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’entrata in esercizio commerciale.
• I promotori indipendenti domineranno il dispiegamento delle batterie del TC1, come già avvenuto per i Fast Lane.
• Gli sviluppatori hanno versato depositi per i costi di interconnessione variabili da 0 a 50.000.000 di dollari.
• I costi elevati di interconnessione non sono sempre correlati a maggiori opportunità di arbitraggio; alcuni progetti puntano invece a sfruttare altri flussi di ricavo o programmi di incentivi.

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

PJM ha concluso l’elaborazione di tutti i progetti che avevano 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. 23 di questi progetti (26%) sono risorse di accumulo a batterie, 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 colocalizzate. La nuova aggiunta più grande in termini di 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.

Il TC1 ha registrato tassi di abbandono inferiori, ma non rappresenta il futuro della coda

All’inizio, 40,6 GW di progetti, inclusi 10,4 GW di batterie, sono entrati nel TC1. Alla fine, il 35% della capacità totale proposta ha ricevuto accordi finali, con il 16% della capacità di batterie che ha superato l’iter.

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

Tuttavia, il TC1 non è del tutto rappresentativo dei futuri tassi di abbandono della coda. I progetti del TC1 sono stati “grandfathered” nel processo riformato dopo aver trascorso oltre tre anni nella vecchia coda seriale. Alcuni potrebbero aver rinunciato 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 quindi il tasso di abbandono registrato.

I cicli futuri, soprattutto quelli successivi al Periodo di Transizione, offriranno un’indicazione più chiara sull’efficacia della riforma nel ridurre l’abbandono.

Anche con il processo riformato, però, 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 dei 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 oltre 5 anni comuni con il vecchio sistema.

Nel complesso, il TC1 ha seguito in gran parte la tempistica prevista 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 fino alla finalizzazione degli accordi di interconnessione degli ultimi progetti Fast Lane.

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

Sebbene le 23 batterie abbiano superato gli studi di impatto di sistema come gruppo, le loro tempistiche di entrata in esercizio commerciale variano ampiamente.

Alcune potrebbero entrare in funzione già a maggio 2027. Altre, come Fourth Quarter, puntano a febbraio 2030 per l’entrata in esercizio.

Questi tempi rispecchiano il modello osservato nei progetti Fast Lane, con la maggior parte delle batterie che mira all’entrata in esercizio tra il 2027 e il 2030. Tuttavia, il periodo tra la ricezione 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 il dispiegamento delle batterie di 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 del TC1.

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

Jupiter Power ha proseguito la sua strategia di implementazione di sistemi di accumulo a lunga durata. Il suo progetto TC1, una batteria da 10 ore, si aggiunge ai quattro progetti a 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 accumulo di proprietà di Dominion a 400 MW.

I progetti hanno versato depositi cauzionali molto diversi in base alle allocazioni dei costi di interconnessione

All’interno di PJM, le risorse che si interconnettono devono pagare eventuali potenziamenti o costi correlati ritenuti necessari dall’utility o da PJM stessa. Questi costi vengono stimati inizialmente nella Fase 1 e finalizzati nella Fase 3 del processo di interconnessione. Sono ripartiti tra gli enti interconnessi e allocati in base all’impatto di ciascun ente sul sistema. Consistono principalmente in potenziamenti fisici della rete e miglioramenti dell’affidabilità del sistema, ma possono includere anche il costo di future analisi effettuate dai gestori della trasmissione. Da notare che questi costi non includono quelli degli studi di impatto di sistema di PJM, ai quali gli sviluppatori contribuiscono nelle fasi precedenti del processo.

Quattro batterie affrontano allocazioni di costo inferiori a 1 milione di dollari, inclusa una, South Orchard, che non necessita di alcun potenziamento.

Al contrario, tre batterie hanno pagato oltre il triplo della media della coorte per preparare la rete all’interconnessione, con Three Lakes Solar che ha superato da sola i 50 milioni di dollari.

I costi di interconnessione possono variare in base alla dimensione del progetto, e un potenziamento di rete da 10 milioni di dollari ha un impatto molto diverso su 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 prevista.

Anche su base $/kW, tuttavia, i costi variano molto. Le allocazioni medie di costo 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 sempre a maggiori opportunità di ricavo da arbitraggio energetico

Con l’entrata in funzione degli accumuli del TC1, i mercati dei servizi ancillari di PJM affronteranno una saturazione crescente, come già visto in CAISO ed ERCOT. Di conseguenza, l’arbitraggio energetico rappresenterà una quota maggiore dei ricavi merchant e diventerà un fattore chiave per le performance dei progetti TC1. Il differenziale top-bottom (TB) 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 elevati, non è detto che siano collocati in nodi con maggiore potenziale di arbitraggio.

Cinque progetti avrebbero rapporti bassi tra i potenziali ricavi da arbitraggio e i costi di interconnessione, se le opportunità di arbitraggio dovessero rimanere 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 beneficiare di una maggiore Effective Load Carrying Capability (ELCC), che le consente di offrire una quota più ampia della propria capacità nelle aste di capacità di PJM. La sua strategia operativa è probabilmente più orientata ad assicurarsi premi di capacità che a massimizzare il potenziale di arbitraggio energetico, soprattutto considerando che le aste di capacità recenti hanno chiuso a prezzi sempre più alti.
• Mulberry BESS è sviluppata da Dominion, che è anche il gestore della trasmissione locale. Dominion probabilmente porta avanti il progetto per soddisfare gli obiettivi IRP piuttosto che in risposta ai segnali di prezzo merchant. Attualmente, l’obiettivo di capacità di accumulo di Dominion è stabilito dalla Virginia Clean Energy Act, che impone all’utility di acquisire 2,7 GW di capacità entro il 2035.
• Missouri Avenue Battery Storage Project si trova nel New Jersey, risultando idoneo per il 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 sono entrambi situati nel sud-ovest del Michigan. Questa regione ospita quattro batterie TC1 pur rappresentando una quota relativamente piccola dell’area coperta da PJM. La struttura autorizzativa semplificata del Michigan contribuisce a questa tendenza, conferendo allo stato l’autorità sulle autorizzazioni locali e permettendo ai progetti di bypassare 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 sarà da tenere d’occhio, poiché aggiungerà 500 MW di capacità di accumulo nell’area Maryland–Virginia. Sebbene la batteria contribuirà ad alleviare la congestione nell’area, questa parte del Paese ha visto una crescita della domanda di diversi GW negli ultimi anni, con lo sviluppo di data center e grandi carichi previsto anche in futuro. È probabile che questi nuovi grandi carichi continueranno ad accentuare la congestione e che Fourth Quarter non eliminerà del tutto le opportunità di arbitraggio sopra la media per i BESS del Mid-Atlantic.

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