Em 20 de novembro de 2025, a PJM finalizou novos acordos de conexão e concluiu o primeiro ciclo de transição (TC1) do processo de conexão reformulado. Os projetos participantes são o segundo grupo do período de transição a receber acordos de conexão, sucedendo os projetos Fast Lane, que receberam o último de seus acordos de conexão em 18 de abril de 2025.

Os únicos projetos restantes com solicitações de conexão pendentes atualmente estão no Ciclo de Transição 2. A expectativa da PJM é finalizar os acordos de conexão com esses projetos no primeiro trimestre de 2027.

Principais Destaques

• 21 projetos de armazenamento de energia em baterias receberam acordos de conexão. Se todos esses projetos entrarem em operação, acrescentarão 1,9 GW de capacidade de armazenamento à rede da PJM.
• Foram necessários 668 dias, ou cerca de 22 meses, do início do TC1 até o acordo final, uma grande melhoria em relação ao processo anterior, embora apenas 18% da capacidade de baterias submetida tenha chegado à fase final.
• A maioria dos projetos deverá entrar em operação entre 2028 e 2030. Isso está alinhado com os prazos históricos de 2-3 anos entre o recebimento do acordo de conexão e o início da operação comercial.
• Desenvolvedores independentes dominarão a implantação de baterias do TC1, assim como ocorreu no Fast Lane.
• Os desenvolvedores pagaram depósitos de conexão variando de US$ 0 a US$ 50.000.000.
• Custos elevados de conexão nem sempre estão associados a maiores oportunidades de arbitragem; alguns projetos buscam outras fontes de receita ou aproveitam programas de incentivo.

​Para dúvidas sobre o processo de conexão reformulado da PJM ou sobre os projetos em análise durante o período de transição, envie um e-mail para aaron@modoenergy.com.

21 projetos receberam acordos de conexão pelo Ciclo de Transição 1

A PJM concluiu a análise de todos os projetos que submeteram solicitações de conexão entre 1º de abril de 2018 e 1º de outubro de 2020.

84 projetos de geração e armazenamento, totalizando 14,3 GW de capacidade, receberam acordos de conexão por meio do TC1 da PJM. Desses, 21 projetos (25%) eram recursos de armazenamento em baterias, fornecendo 1,9 GW (13%) da capacidade total do ciclo.

Entre esses projetos de armazenamento, havia 9 baterias independentes e 12 baterias híbridas ou colocalizadas. A maior nova adição em potência nominal será um projeto de 500 MW e quatro horas de duração chamado “Fourth Quarter”, em Maryland. O projeto de maior duração será o “French Creek”, uma bateria de 10 horas – todas as demais baterias do TC1 são de quatro horas.

TC1 teve taxas de desistência menores, mas não representa o futuro da fila

No início, 40,7 GW de projetos, incluindo 10,4 GW de capacidade em baterias, entraram no TC1. Ao final, 35% da capacidade total submetida recebeu acordos finais, com 18% da capacidade de baterias avançando.

Isso representa uma melhora em relação à fila serial da PJM, que finalizou acordos de conexão para apenas cerca de 20% da capacidade submetida e apenas 14% da capacidade de armazenamento submetida.

No entanto, o TC1 não representa totalmente o futuro da fila. Os projetos do TC1 foram incluídos no processo reformulado após passarem mais de três anos na fila serial, agora encerrada. Alguns podem ter saído por não estarem preparados para atender aos novos requisitos de depósito, elevando a taxa de desistência. Outros projetos especulativos podem ter desistido durante a longa espera antes do início oficial da transição, o que reduz a taxa de desistência registrada.

Ciclos futuros, especialmente após o Período de Transição, fornecerão uma indicação mais clara de se a reforma reduzirá a desistência como pretendido.

Ainda assim, mesmo com o processo reformulado, as baterias continuam a desistir em taxas superiores à média. Isso reflete características como alta exposição à incerteza de receita no mercado livre e dependências de projetos colocalizados.

Tempo de processamento das conexões é menor no novo sistema

O processo levou 668 dias, ou 1,8 ano, uma melhora clara em relação aos mais de 5 anos comuns no sistema antigo.

No geral, o TC1 seguiu em grande parte o cronograma previsto de 1,7 ano do início da Fase 1 até o acordo final. A Fase 2 terminou apenas três dias atrasada, enquanto a Fase 3 foi concluída 28 dias antes do previsto.

O único grande atraso ocorreu quando a PJM pausou o processo de 21 de janeiro a 21 de abril de 2025. Essa pausa foi necessária porque o TC1 não podia avançar até a PJM finalizar os acordos de conexão dos últimos projetos Fast Lane.

Prazos para operação comercial variam entre as baterias do TC1

Embora as 21 baterias tenham avançado nos Estudos de Impacto de Sistema como um grupo, seus prazos para operação comercial variam bastante.

Algumas podem começar a operar já em maio de 2027. Outras, como a Fourth Quarter, têm como meta fevereiro de 2030 para início da operação comercial.

Esse cronograma reflete o padrão observado nos projetos Fast Lane, com a maioria das baterias visando datas de operação comercial entre 2027 e 2030. No entanto, o período entre o recebimento do acordo de conexão e o início da operação comercial é altamente incerto devido a riscos relacionados a:

• licenciamento,
• construção,
• e/ou financiamento.

Como resultado, os prazos dos desenvolvedores costumam ser excessivamente otimistas.

Produtores independentes continuam dominando a implantação de baterias na PJM

Assim como no grupo Fast Lane, produtores independentes de energia (IPPs), como RWE e EDP, estão desenvolvendo a maioria das baterias do TC1.

A RWE é responsável pelo Fourth Quarter, a maior bateria do grupo, e contribui com a maior capacidade de armazenamento do TC1, com 555 MW. Já a EDP possui o maior número de projetos, tendo garantido quatro acordos de conexão.

Além dos IPPs, a Dominion é a única concessionária deste grupo. Seus dois projetos de 75 MW, Brunswick Battery Storage e Mulberry BESS, têm como meta entrar em operação comercial em 2029. Essas duas baterias, juntamente com as cinco baterias Fast Lane da empresa, elevarão a capacidade de baterias de propriedade da Dominion para 400 MW.

Projetos pagaram uma ampla faixa de depósitos de garantia conforme os custos de conexão

Na PJM, recursos conectados devem pagar por quaisquer melhorias ou custos relacionados considerados necessários pela concessionária de transmissão ou pela própria PJM. Esses custos são inicialmente estimados na Fase 1 e finalizados na Fase 3 do processo de conexão. São compartilhados entre as entidades conectadas e alocados conforme o impacto de cada uma no sistema. Consistem principalmente em melhorias físicas na rede e aprimoramentos de confiabilidade, podendo incluir também custos de análises futuras realizadas pelos operadores de transmissão. Vale destacar que esses custos não incluem o valor dos estudos de impacto do sistema realizados pela PJM, aos quais os desenvolvedores contribuem anteriormente no processo.

Três baterias enfrentam custos abaixo de US$ 1 milhão, incluindo uma, South Orchard, sem necessidade de melhorias.

Por outro lado, três baterias pagaram mais que o triplo da média do grupo para preparar a rede para sua conexão, com a Three Lakes Solar sozinha superando US$ 50 milhões.

Os custos de conexão podem variar conforme o tamanho do projeto, e uma atualização de rede de US$ 10 milhões tem impacto muito diferente para um projeto de 500 MW do que para um de 10 MW. Por isso, os custos também podem ser avaliados em US$/kW, calculados como o custo total de conexão dividido pela capacidade instalada planejada.

Mesmo considerando US$/kW, os custos variam bastante. O valor médio dos custos de conexão das baterias do TC1 é de US$ 206/kW, mas os custos individuais diferem significativamente. Cinco projetos enfrentam custos acima de US$ 400/kW, enquanto outros quatro pagarão menos de US$ 15/kW.

Custos elevados de conexão não garantem maiores oportunidades de receita com arbitragem

À medida que os projetos de armazenamento do TC1 entram em operação, os mercados de Serviços Ancilares da PJM enfrentarão maior saturação, como já ocorre na CAISO e na ERCOT. Assim, a arbitragem de energia representará uma parcela maior da receita dos projetos e será um fator central para o desempenho dos projetos TC1. O spread top-bottom (TB) de um nó próximo fornece uma estimativa do potencial máximo de arbitragem intradiária de cada projeto.

Apesar de alguns projetos terem pago custos de conexão elevados, eles podem não estar necessariamente localizados em nós com maior potencial de arbitragem.

Cinco projetos teriam baixas relações entre receitas potenciais de arbitragem e custos de conexão, caso as oportunidades de arbitragem permaneçam semelhantes em relação a outros nós da PJM. Vale destacar que quatro deles compartilham local com recursos solares e todos possuem outras características que explicam sua posição:

• French Creek, que tem o maior custo de conexão por megawatt, é uma bateria de 10 horas. Ela se qualifica para uma maior Capacidade de Carga Efetiva (ELCC), permitindo ofertar uma parcela maior de sua capacidade no leilão de capacidade da PJM. Sua estratégia operacional provavelmente está mais voltada para garantir contratos de capacidade do que maximizar arbitragem de energia, especialmente com os recentes leilões de capacidade apresentando preços cada vez mais altos.
• Mulberry BESS é desenvolvido pela Dominion, que também é a operadora local de transmissão. A Dominion provavelmente está avançando o projeto para cumprir objetivos do IRP em vez de responder a sinais de preço do mercado livre. Atualmente, a meta de capacidade de armazenamento da Dominion é definida pelo Virginia Clean Energy Act, que obriga a concessionária a adquirir 2,7 GW de capacidade até 2035.
• Missouri Avenue Battery Storage Project está localizado em Nova Jersey, tornando-o elegível para o Garden State Energy Storage Program. Este programa oferece pagamentos fixos por 15 anos, permitindo ao projeto garantir receita mesmo com potencial limitado de arbitragem de energia.
• Three Lakes Solar e Cass County Solar estão ambas localizadas no sudoeste de Michigan. Essa região abriga quatro baterias TC1 apesar de representar uma fatia relativamente pequena da área de atuação da PJM. A estrutura simplificada de licenciamento de Michigan contribui para essa tendência ao conceder ao estado autoridade sobre o licenciamento local e permitir que projetos evitem possíveis objeções locais.

No outro extremo, a Fourth Quarter tem de longe a maior oportunidade de arbitragem de energia e um custo de conexão relativamente baixo por megawatt. Esta bateria é destaque, pois acrescentará 500 MW de capacidade de armazenamento à região Maryland–Virgínia. Enquanto a bateria ajudará a aliviar a congestão na área, essa parte do país tem registrado crescimento de demanda de vários GW nos últimos anos, com expansão de data centers e grandes cargas prevista para os próximos anos. É provável que essas novas grandes cargas continuem agravando a congestão, e que a Fourth Quarter não canibalize totalmente as oportunidades de arbitragem acima da média para BESS no meio-atlântico.

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