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 no período de transição a receber acordos de conexão, após os projetos Fast Lane, que receberam seus últimos acordos de conexão em 18 de abril de 2025.

Os únicos projetos restantes com pedidos de conexão ainda pendentes estão no Ciclo de Transição 2. A PJM espera finalizar acordos de conexão com esses projetos no primeiro trimestre de 2027.

Principais Destaques

• 23 projetos de armazenamento de energia em baterias receberam acordos de conexão. Se todos entrarem em operação, somarão 2,2 GW de capacidade de armazenamento à rede da PJM.
• Foram necessários 668 dias, ou cerca de 22 meses, desde o início do TC1 até o acordo final, uma grande melhoria em relação ao processo anterior, embora apenas 16% da capacidade de baterias submetida tenha chegado à etapa final.
• A maioria dos projetos deve 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 para custos de conexão variando de US$ 0 a US$ 50.000.000.
• Altos custos de conexão nem sempre estão associados a maiores oportunidades de arbitragem; alguns projetos estão posicionados para captar outras fontes de receita ou utilizar programas de incentivo.

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23 projetos receberam acordos de conexão via Ciclo de Transição 1

A PJM finalizou o processamento de todos os projetos que enviaram pedidos de conexão entre 1º de abril de 2018 e 1º de outubro de 2020.

89 projetos de geração e armazenamento, totalizando 14,3 GW de capacidade, receberam acordos de conexão pelo TC1 da PJM. Destes, 23 projetos (26%) eram de armazenamento em baterias, fornecendo 2,2 GW (15%) da capacidade total do ciclo.

Desses projetos de armazenamento, havia 10 baterias autônomas e 13 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. Os projetos de maior duração serão “Liberty II” e “French Creek”, ambos com baterias de 10 horas – todas as demais têm duração de quatro horas.

TC1 teve menor taxa de desistência na fila, mas não representa o futuro

No início, 40,6 GW de projetos, incluindo 10,4 GW em baterias, entraram no TC1. Ao final, 35% da capacidade total submetida recebeu acordos finais, com 16% da capacidade de baterias chegando à etapa final.

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

No entanto, o TC1 não representa totalmente a taxa de desistência futura. 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 os 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 reduziria a taxa de desistência registrada.

Ciclos futuros, especialmente após o Período de Transição, darão uma indicação mais clara se a reforma realmente reduz a desistência como planejado.

Ainda assim, mesmo com o processo reformulado, baterias continuam a sair da fila em taxas acima da média. Isso reflete características como alta exposição à incerteza de receitas de mercado e dependências em projetos colocalizados.

Tempo de processamento de conexão é menor no novo sistema

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

No geral, o TC1 seguiu seu 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 poderia prosseguir até que a PJM finalizasse os acordos de conexão dos últimos projetos do Fast Lane.

Prazos para operação comercial variam entre as baterias do Ciclo de Transição 1

Embora as 23 baterias tenham avançado como um grupo nos Estudos de Impacto no Sistema, seus prazos para início da operação comercial variam bastante.

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

Esse cronograma reflete o padrão observado nos projetos Fast Lane, com a maioria das baterias mirando 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 bastante incerto devido a riscos em:

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

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

Produtores independentes seguem liderando implantação de baterias na PJM

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

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

A Jupiter Power manteve sua estratégia de implantar armazenamento de longa duração. Seu projeto no TC1, uma bateria de 10 horas, soma-se aos quatro projetos de longa duração que avançou no ciclo Fast Lane.

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

Projetos pagaram diferentes valores de caução conforme alocação de custos de conexão

Na PJM, recursos que se conectam à rede devem arcar com eventuais melhorias ou custos relacionados considerados necessários pela concessionária ou pela própria PJM. Esses custos são inicialmente estimados na Fase 1 e finalizados na Fase 3 do processo de conexão. Eles são compartilhados entre as entidades conectadas e alocados conforme o impacto de cada uma no sistema. Consistem principalmente em melhorias físicas na rede e reforços de confiabilidade, mas também podem incluir custos de futuras análises realizadas pelos operadores de transmissão. Vale destacar que esses custos não incluem os estudos de impacto do sistema feitos pela PJM, para os quais os desenvolvedores já contribuem nas etapas anteriores.

Quatro baterias têm alocação de custos inferior a US$ 1 milhão, incluindo uma, a South Orchard, que não exigiu melhorias.

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

Os custos de conexão podem variar conforme o tamanho do projeto, e uma melhoria de US$ 10 milhões tem impactos muito diferentes para um projeto de 500 MW em comparação a 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 o custo por kW, há grande variação. O valor médio para as baterias do TC1 é de US$ 190/kW, mas os custos individuais diferem bastante. Cinco projetos enfrentam custos de conexão acima de US$ 400/kW, enquanto outros cinco pagarão menos de US$ 15/kW.

Altos custos de conexão não correspondem a maiores oportunidades de receita por arbitragem

Com o início da operação dos sistemas de armazenamento do TC1, os mercados de Serviços Ancilares da PJM enfrentarão maior saturação, como já observado em CAISO e ERCOT. Assim, a arbitragem energética representará uma fatia maior da receita de mercado e será um fator central no desempenho dos projetos do TC1. O spread top-bottom (TB) de um nó próximo indica o potencial máximo de arbitragem intradiária de cada projeto.

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

Cinco projetos teriam baixa relação entre receitas potenciais de arbitragem e custos de conexão, caso as oportunidades de arbitragem permaneçam semelhantes às de outros nós da PJM. Vale notar que quatro deles compartilham local com usinas solares e todos apresentam outras características que explicam sua posição:

• French Creek, com o maior custo de conexão por megawatt, é uma bateria de 10 horas. Ela se qualifica para uma maior Capacidade de Carga Efetiva (ELCC), podendo ofertar uma fatia maior de sua capacidade nos leilões de capacidade da PJM. Sua estratégia operacional provavelmente visa mais garantir contratos de capacidade do que maximizar arbitragem energética, especialmente com os leilões recentes fechando a preços cada vez mais altos.
• Mulberry BESS é desenvolvido pela Dominion, que também é a operadora local de transmissão. A Dominion provavelmente avança o projeto para cumprir objetivos do IRP e não por sinais de preço de mercado. Atualmente, a meta de capacidade de armazenamento da Dominion é definida pela Lei de Energia Limpa da Virgínia, 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. O programa oferece pagamentos fixos por 15 anos, permitindo ao projeto garantir receita mesmo com potencial limitado de arbitragem energética.
• Three Lakes Solar e Cass County Solar estão ambas no sudoeste de Michigan. Esta região abriga quatro baterias do TC1, apesar de representar uma fatia pequena da área de atuação da PJM. O processo simplificado de licenciamento em Michigan contribui para isso, pois concede ao estado autoridade sobre o licenciamento local e permite que projetos evitem possíveis barreiras municipais.

No outro extremo, Fourth Quarter tem de longe a maior oportunidade de arbitragem energética e um custo de conexão por megawatt relativamente baixo. Este projeto deve ser acompanhado, pois adicionará 500 MW de capacidade de armazenamento à região Maryland–Virgínia. Embora a bateria ajude a aliviar a congestão local, essa área tem experimentado crescimento de demanda em 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 a agravar a congestão, e que a Fourth Quarter não elimine totalmente as oportunidades de arbitragem acima da média para BESS no meio-Atlântico.

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