PJM, der regionale Übertragungsnetzbetreiber für 13 US-Bundesstaaten und den District of Columbia, hat in seinem ersten Übergangszyklus (TC1) des reformierten Anschlussprozesses 23 Batteriespeichersystemen (BESS) mit einer Gesamtleistung von 2,2 Gigawatt (GW) Netzanbindungsverträge zugesprochen. Diese Entwicklung signalisiert einen wichtigen Schritt zur Stärkung der Energieinfrastruktur und zur Bewältigung des steigenden Strombedarfs in der Region.
Wichtige Erkenntnisse
- PJM vergab 23 Netzanbindungsverträge für 2,2 GW Batteriespeicher.
- Die Projekte umfassen eigenständige und hybride Batteriesysteme.
- Der Großteil der Anlagen soll zwischen 2028 und 2030 in Betrieb gehen.
- Ein neuer Anschlussprozess hat die Bearbeitungszeiten erheblich verkürzt.
- Die Kosten für den Netzanschluss variieren stark zwischen den Projekten.
Erfolgreicher Abschluss des Übergangszyklus 1
Der Abschluss des ersten Übergangszyklus (TC1) markiert einen Meilenstein für PJM. Nach einer umfassenden Überprüfung von rund 160 GW an Projekten hat der Netzbetreiber nun konkrete Verträge für eine beträchtliche Anzahl von Batteriespeichern vergeben. Dies ist Teil einer umfassenderen Strategie, um den Prozess der Netzanbindung zu beschleunigen und effizienter zu gestalten.
Im September 2023 hatte PJM die Studien für den TC1 abgeschlossen. Anschließend wurden Entwürfe für 130 neue Serviceanfragen verschickt. Insgesamt umfassten die Vereinbarungen 128 neue Erzeugungsanfragen mit einer geschätzten Energieabgabe von rund 17,4 GW, wovon 8,4 GW Kapazität sind. Die Projekte verteilen sich auf 56 % Solar, 25 % Wind, 10 % Speicher, 5 % Hybrid und 3 % Erdgas.
„PJM benötigt dringend zusätzliche Stromerzeugung, um den stark steigenden Bedarf zu decken. Die Engpässe bei der Netzanbindung verlangsamen den Ausbau neuer, kostengünstiger Erzeugung und treiben die Kosten für die Verbraucher in die Höhe.“
Faktencheck: PJM-Netzgebiet
- 13 US-Bundesstaaten: Delaware, Illinois, Indiana, Kentucky, Maryland, Michigan, New Jersey, North Carolina, Ohio, Pennsylvania, Tennessee, Virginia, West Virginia.
- District of Columbia: Die Hauptstadt der USA.
- Einwohner: Über 65 Millionen Menschen.
Details der Batteriespeicherprojekte
Die 23 Batteriespeichersysteme, die nun Netzanbindungsverträge erhalten haben, verteilen sich auf 10 eigenständige Batterien und 13 hybride oder kolozierte Systeme. Dies zeigt eine Vielfalt in der Art der eingesetzten Speichertechnologien. Die meisten dieser Projekte werden voraussichtlich zwischen 2028 und 2030 ans Netz gehen.
Die größte Einzelanlage ist die 500-MW-Batterie 'Fourth Quarter' von RWE in Maryland. Viele der Batterien sind für eine Dauer von vier Stunden ausgelegt. Es gibt jedoch auch Ausnahmen: Die Projekte 'Liberty II' und 'French Creek' bieten die längsten Speicherzeiten von zehn Stunden. Diese längeren Speicherkapazitäten sind entscheidend für die Stabilität des Netzes und die Integration erneuerbarer Energien.
Kosten und Investitionen
Die Kosten für die Netzanbindung variieren stark. Einige Entwickler zahlten nichts, während andere bis zu 50 Millionen US-Dollar als Anzahlung für die Anschlusskosten leisteten. Im Durchschnitt lagen die Kosten bei etwa 190 US-Dollar pro Kilowatt, aber einzelne Projekte reichten von unter 15 US-Dollar pro Kilowatt bis zu über 400 US-Dollar pro Kilowatt.
Es ist interessant festzustellen, dass höhere Kosten nicht immer direkt zu besseren Einnahmen aus dem Energiearbitragegeschäft führen. Projekte mit hohen Ausbaukosten können sich stattdessen auf Kapazitätsmärkte, regulatorische Compliance oder staatliche Anreize konzentrieren, anstatt nur den Gewinn aus dem Energiehandel zu maximieren.
Hintergrund: Steigender Strombedarf
Ein Bericht der US Energy Storage Coalition (ESC) betont den dringenden Bedarf an bezahlbaren Kapazitäten für PJM. Es wird erwartet, dass der Spitzenlastbedarf zwischen 2025 und 2030 um 19 % steigen wird. Dies ist teilweise auf das schnelle Wachstum von Rechenzentren in der Region zurückzuführen, die einen enormen Stromhunger haben. Die Verfügbarkeit von flexiblen Ressourcen wie Energiespeichern und Erdgas ist entscheidend, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten und wetterbedingte Risiken zu managen.
Verbesserter Anschlussprozess
Im Juli 2023 begann PJM mit der Einführung eines neuen, verbesserten Verfahrens für die Netzanbindung von Erzeugungsanlagen. Ziel war es, Projekte, die mit hoher Wahrscheinlichkeit realisiert werden, schneller voranzutreiben. Seitdem hat PJM rund 160 GW an Projekten geprüft.
Der Netzbetreiber gibt an, dass die Warteschlange für den Übergangsanschluss auf etwa 46 GW reduziert wurde. Alle Projekte sollen bis Ende 2026 im Rahmen des Übergangszyklus 2 (TC2) bearbeitet werden. Die Antragsfrist für TC1 des aktualisierten PJM-Anschlussprozesses ist der 27. April 2026.
Effizienzsteigerung
Der neue Anschlussprozess hat die Bearbeitungszeiten und Abschlussquoten im Vergleich zum früheren seriellen Warteschlangensystem von PJM deutlich verbessert. Obwohl nur 35 % der gesamten eingereichten Kapazität, davon 16 % für Batterien, endgültige Vereinbarungen erhielten, stellt dies eine Verbesserung gegenüber der vorherigen Abschlussquote von 20 % insgesamt und 14 % für Speicher dar.
Der gesamte TC1-Prozess dauerte 668 Tage. Das ist wesentlich kürzer als die über fünf Jahre, die im vorherigen System typisch waren. Der Prozess hielt sich weitgehend an den geplanten Zeitrahmen von 1,7 Jahren, abgesehen von einer dreimonatigen Pause Anfang 2025.
Wichtige Zahlen zur Netzanbindung
- Abgeschlossene Projekte TC1: 23 Batteriespeicheranlagen.
- Gesamtkapazität TC1: 2,2 GW.
- Durchschnittliche Kosten/kW: 190 US-Dollar.
- Längste Speicherzeit: 10 Stunden ('Liberty II', 'French Creek').
- Bearbeitungszeit TC1: 668 Tage (ca. 1,8 Jahre).
Akteure und Zukunftsaussichten
Unabhängige Stromerzeuger (IPPs) sind weiterhin die Haupttreiber der PJM-Batterieprojekte. Unternehmen wie RWE (555 MW), EDP (vier Projekte) und Jupiter Power führen die Entwicklungsbemühungen an. Dominion sticht als einziger Versorger mit zwei 75-MW-Projekten hervor und erreicht damit eine Gesamtleistung von 400 MW an unternehmenseigener Batteriekapazität.
Die kommerziellen Betriebsdaten für die 23 Batterien liegen zwischen Mai 2027 und Februar 2030. Diese Spanne spiegelt die übliche Unsicherheit zwischen der Sicherung von Netzanbindungsverträgen und dem Erreichen des kommerziellen Betriebs wider, bedingt durch Genehmigungs-, Bau- und Finanzierungsrisiken.
Das 'Fourth Quarter'-Projekt ist besonders bemerkenswert für die mittelatlantische Region. Es wird erhebliche Speicherkapazitäten in ein Gebiet mit schnellem Nachfragewachstum von Rechenzentren und großen Lasten bringen. Dies könnte beträchtliche Arbitrage-Möglichkeiten schaffen und regionale Netzengpässe reduzieren.
PJM plant, die Zeit bis zum Abschluss von Netzanbindungsverträgen weiter zu verkürzen. Zukünftig soll dies in der Regel ein bis zwei Jahre dauern. Außerhalb des TC1 hatten bis Juni bereits etwa 46 GW an Erzeugungsprojekten Netzanbindungsverträge unterzeichnet. Im Jahr 2025 schloss PJM etwa 2,1 GW neuer Erzeugungskapazität an, darunter 2.033 MW Solar, 55 MW Wind und 29 MW Kohle.
