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 os últimos acordos em 18 de abril de 2025.
Os únicos projetos restantes com pedidos de conexão pendentes estão no Ciclo de Transição 2. A PJM espera finalizar os 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, vão adicionar 2,2 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 16% da capacidade de baterias submetida tenha chegado à fase 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 devem dominar a implementação 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.
- Custos elevados de conexão nem sempre correspondem a maiores oportunidades de arbitragem; alguns projetos buscam capturar outras fontes de receita ou aproveitar programas de incentivo.
23 projetos receberam acordos de conexão via Ciclo de Transição 1
A PJM concluiu 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 por meio do TC1 da PJM. Destes, 23 projetos (26%) eram recursos de armazenamento em baterias, somando 2,2 GW (15%) da capacidade total do ciclo.
Desses projetos de armazenamento, foram 10 baterias autônomas e 13 baterias híbridas ou colocalizadas. A maior novidade em potência nominal será o 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 10 horas — todas as outras baterias são de quatro horas.
TC1 apresentou taxas de desistência menores, mas não representa o futuro da fila
No início, 40,6 GW de projetos, incluindo 10,4 GW de capacidade de baterias, entraram no TC1. No final, 35% da capacidade total submetida recebeu acordos finais, com 16% da capacidade de baterias avançando até o fim.
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 das taxas de desistência. Os projetos do TC1 foram incorporados ao processo reformulado após 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 registrada.
Futuros ciclos, especialmente após o Período de Transição, darão uma indicação mais clara se a reforma realmente reduz a desistência, conforme planejado.
Ainda assim, mesmo no processo reformulado, baterias continuam desistindo em taxas acima da média. Isso reflete características como alta exposição à incerteza de receitas de mercado e dependências de projetos colocalizados.
Prazos de processamento de conexão são mais curtos 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 em grande parte o cronograma planejado de 1,7 ano do início da Fase 1 ao acordo final. A Fase 2 terminou apenas três dias atrasada, enquanto a Fase 3 concluiu 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 pôde avançar 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 juntas nos Estudos de Impacto no Sistema, 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 das operações comerciais.
Esse cronograma reflete o padrão observado nos projetos Fast Lane, com a maioria das baterias visando início entre 2027 e 2030. No entanto, o período entre receber o acordo de conexão e alcançar a operação comercial é altamente incerto devido a riscos em:
- licenciamento,
- construção,
- e/ou financiamento.
Por isso, os cronogramas dos desenvolvedores costumam ser excessivamente otimistas.
Produtores independentes continuam liderando a implementação 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 pelo 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, tendo garantido quatro acordos de conexão.
A Jupiter Power manteve sua estratégia de implantação de armazenamento de longa duração. Seu projeto TC1, uma bateria de 10 horas, soma-se aos quatro projetos de longa duração avançados 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 como meta iniciar operações comerciais em 2029. Essas duas baterias, junto com outras cinco do Fast Lane, levarão a capacidade de baterias da Dominion para 400 MW.
Projetos pagaram uma ampla gama de depósitos de garantia conforme os custos de conexão
Na PJM, os recursos a serem conectados devem pagar por quaisquer melhorias ou custos relacionados considerados necessários pela concessionária ou pela PJM. Esses custos são inicialmente estimados na Fase 1 e finalizados na Fase 3 do processo de conexão. São compartilhados entre as entidades e alocados de acordo com o impacto de cada uma no sistema. Consistem principalmente em melhorias físicas de rede e de confiabilidade, mas podem incluir custos de análises futuras realizadas pelos operadores de transmissão. Vale ressaltar que esses custos não incluem os estudos de impacto no sistema da PJM, para os quais os desenvolvedores já contribuíram anteriormente no processo.
Quatro baterias têm custos alocados abaixo de US$ 1 milhão, incluindo uma, a 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, sendo que a Three Lakes Solar sozinha superou US$ 50 milhões.
Os custos de conexão podem variar conforme o tamanho do projeto, e um upgrade de US$ 10 milhões tem implicações muito diferentes para um projeto de 500 MW do que para um de 10 MW. Por isso, os custos também podem ser avaliados em US$/kW, calculados como custo total de conexão dividido pela capacidade instalada planejada.
Mesmo em US$/kW, os custos variam bastante. A média para as baterias do TC1 é de US$ 190/kW, mas há grande variação entre os projetos. Cinco projetos enfrentam custos acima de US$ 400/kW, enquanto outros cinco pagarão menos de US$ 15/kW.
Custos elevados de conexão não significam maiores oportunidades de receita com arbitragem de energia
Com a entrada dos sistemas de armazenamento do TC1, os mercados de Serviços Ancilares da PJM enfrentarão maior saturação, como já observado no CAISO e no ERCOT. Assim, a arbitragem de energia representará uma fatia maior da receita de mercado e será um dos principais motores de desempenho dos projetos TC1. O spread top-bottom (TB) de um nó próximo estima o potencial máximo de arbitragem intradiária de cada projeto.
Embora alguns projetos tenham pago custos de conexão elevados, nem sempre estão localizados em nós com maior potencial de arbitragem.
Cinco projetos apresentariam 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. Quatro deles compartilham local com recursos solares e todos possuem 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 maior Capacidade de Suporte de Carga Efetiva (ELCC), permitindo oferecer uma fatia maior de sua capacidade no leilão de capacidade da PJM. Sua estratégia operacional provavelmente é voltada para garantir prêmios de capacidade, em vez de maximizar a arbitragem, especialmente com os leilões recentes de capacidade apresentando preços cada vez mais altos.
- Mulberry BESS é desenvolvido pela Dominion, que também é a operadora de transmissão local. Provavelmente, a Dominion está avançando com o projeto para cumprir objetivos do IRP e não em resposta a sinais de preço de mercado. Atualmente, a meta de capacidade de armazenamento da Dominion é estabelecida 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, garantindo receita ao projeto mesmo com potencial limitado de arbitragem.
- Three Lakes Solar e Cass County Solar estão ambas no sudoeste de Michigan. Essa região abriga quatro baterias TC1, apesar de representar uma fatia pequena da PJM. A estrutura simplificada de licenciamento de Michigan contribui para essa tendência ao dar ao estado autoridade sobre o licenciamento local e permitir que projetos contornem possíveis oposições municipais.
No outro extremo, Fourth Quarter tem de longe a maior oportunidade de arbitragem de energia e um custo de conexão relativamente baixo por megawatt. Essa bateria merece atenção, pois adicionará 500 MW de capacidade de armazenamento à região de Maryland–Virgínia. Embora a bateria ajude a aliviar a congestão local, essa parte do país tem experimentado um crescimento de demanda de vários GW nos últimos anos, com desenvolvimento adicional de data centers e grandes cargas previsto para os próximos anos. É provável que essas novas grandes cargas continuem a aumentar a congestão, e que a Fourth Quarter não elimine totalmente as oportunidades de arbitragem acima da média para BESS no Atlântico Médio.
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