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, 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, acrescentarão 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 bateria 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 a 3 anos entre o recebimento do acordo de conexão e o início da operação comercial.
• Desenvolvedores não pertencentes a concessionárias dominarão a implantação das baterias do TC1, assim como ocorreu no Fast Lane.
• Os desenvolvedores pagaram depósitos para custos de conexão que variam de US$ 0 a US$ 50.000.000.
• Custos elevados de conexão nem sempre estão associados a melhores oportunidades de arbitragem; alguns projetos estão posicionados para captar outras fontes de receita ou aproveitar programas de incentivo.

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

23 projetos receberam acordos de conexão pelo 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 pelo TC1 da PJM. Desses, 23 projetos (26%) eram recursos de armazenamento em baterias, fornecendo 2,2 GW (15%) da capacidade total do ciclo.

Entre esses projetos de armazenamento, havia 10 baterias independentes e 13 baterias híbridas ou colocalizadas. A maior nova adição em potência nominal será o projeto “Fourth Quarter”, de 500 MW e duração de quatro horas, em Maryland. Os projetos de maior duração serão “Liberty II” e “French Creek”, ambos com baterias de 10 horas — todas as demais possuem duração de quatro horas.

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

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

No entanto, o TC1 não representa totalmente as taxas de desistência futuras. Os projetos do TC1 foram incluídos no 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, reduzindo a taxa registrada de desistência.

Ciclos futuros, especialmente após o Período de Transição, indicarão com mais clareza se a reforma reduzirá as desistências conforme o esperado.

Ainda assim, mesmo sob o processo reformulado, as baterias continuam desistindo em taxas acima da média. Isso reflete características como alta exposição à incerteza de receitas de mercado e dependência de projetos colocalizados.

Os 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 o cronograma previsto de 1,7 ano desde o início da Fase 1 até o acordo final. A Fase 2 terminou apenas três dias após o planejado, 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 pôde avançar até que a PJM finalizasse os acordos de conexão dos últimos projetos 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 início da operação comercial são bastante variados.

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

Esse cronograma repete o padrão visto 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 altamente incerto devido a riscos de:

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

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

Produtores independentes continuam dominando a implantação de baterias da 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 que avançaram no ciclo Fast Lane.

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

Projetos pagaram uma ampla faixa de depósitos de garantia conforme suas alocações de custos de conexão

Na PJM, recursos que buscam conexão 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. Eles são compartilhados entre as entidades e alocados conforme o impacto de cada uma no sistema. Consistem, principalmente, em melhorias físicas na rede e upgrades de confiabilidade, mas também podem incluir custos de análises futuras feitas pelos operadores de transmissão. Vale destacar que esses custos não incluem os estudos de impacto no sistema da PJM, aos quais os desenvolvedores já contribuem nas etapas iniciais do processo.

Quatro baterias têm alocações de custo abaixo de US$ 1 milhão, incluindo uma, South Orchard, sem necessidade de upgrades.

Por outro lado, três baterias pagaram mais do que o triplo da média do grupo para preparar a rede para sua conexão, sendo que a Three Lakes Solar sozinha ultrapassou 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 o custo total de conexão dividido pela capacidade instalada planejada.

Mesmo em US$/kW, os custos variam bastante. A média das alocações de custo para baterias do TC1 é de US$ 190/kW, mas os custos individuais diferem significativamente. Cinco projetos têm custos de conexão 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

Com a entrada em operação do armazenamento do TC1, os mercados de Serviços Ancilares da PJM enfrentarão maior saturação, como já visto na CAISO e na ERCOT. Assim, a arbitragem de energia representará uma fatia maior da receita de mercado e será um dos principais fatores de performance 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 arcado com custos de conexão elevados, nem sempre estão localizados em nós com maior potencial de arbitragem.

Cinco projetos teriam baixas relações entre receita potencial de arbitragem e custos de conexão, caso as oportunidades de arbitragem permaneçam semelhantes em relação a outros nós da PJM. Quatro deles, em especial, compartilham local com recursos solares e todos apresentam outras características que ajudam a explicar sua posição:

• French Creek, que tem o maior custo de conexão por megawatt, é uma bateria de 10 horas. Ela se qualifica para um ELCC (Capacidade Efetiva de Suporte de Carga) maior, podendo ofertar uma fatia maior de sua capacidade no leilão de capacidade da PJM. Sua estratégia operacional tende a focar mais em garantir receitas de capacidade do que em maximizar arbitragem de energia, especialmente com os recentes leilões de capacidade alcançando preços cada vez mais altos.
• Mulberry BESS é desenvolvido pela Dominion, que também é operadora local de transmissão. A Dominion provavelmente avança o projeto para cumprir objetivos do IRP em vez de responder a 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 até 2035.
• Missouri Avenue Battery Storage Project está localizado em Nova Jersey, tornando-o elegível para o Garden State Energy Storage Program. Esse programa oferece pagamentos fixos por 15 anos, permitindo ao projeto garantir receita mesmo com pouca arbitragem de energia.
• Three Lakes Solar e Cass County Solar estão ambas no sudoeste de Michigan. Essa região abriga quatro baterias TC1, apesar de representar uma parcela pequena da área atendida pela PJM. A estrutura simplificada de licenciamento de Michigan contribui para essa tendência ao dar ao estado autoridade sobre as licenças locais, permitindo que projetos contornem possíveis oposições municipais.

No outro extremo, Fourth Quarter apresenta de longe a maior oportunidade de arbitragem energética e um custo de conexão relativamente baixo por megawatt. Essa bateria merece atenção, pois agregará 500 MW de capacidade de armazenamento à região Maryland–Virgínia. Embora a bateria ajude a aliviar a congestão local, essa parte do país tem registrado crescimento de demanda em GW nos últimos anos, com mais centros de dados e grandes cargas previstos para o futuro. É provável que essas novas grandes cargas continuem a aumentar a congestão, e que a Fourth Quarter não canibalize totalmente as oportunidades de arbitragem acima da média para baterias do Atlântico Médio.

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