Der Dezember 2025 baute auf den bereits früher im Jahr beobachteten Erlösbedingungen auf: Hohe Preise im Regulierungsmarkt, starke Signale aus dem Kapazitätsmarkt und durch den Winter verursachte Preisvolatilität prägten die Chancen für Batterien im PJM-Markt.

Die Real-Time-TB1-Spreads lagen im Schnitt bei 88 $/MW/Tag und damit 61 % höher als im Dezember 2024. Die Regulierungsmarktpreise betrugen durchschnittlich 66 $/MW/h, fast doppelt so hoch wie im vergangenen Winter. Im Vergleich zum Dezember zuvor führten höhere Brennstoffkosten zu gestiegenen Basisstrompreisen, während kälteres Wetter häufiger zu Knappheitssituationen im Real-Time-Markt führte.

Diese Faktoren sorgten zusammen für stetige Handelsmöglichkeiten für Batterien.

Eine hypothetische 1 MW, 4-Stunden-Batterie hätte bis zu 28 $/kW-Monat verdienen können – durch das Kombinieren von Arbitrage im Real-Time, Regulierungs- und Kapazitätsmarkt.

Auch heute erzielen Batterien im PJM-Markt den Großteil ihrer Einnahmen über Systemdienstleistungen, wobei Regulierungs- und Frequenzdienstleistungen den Hauptanteil ausmachen.

Größere, länger laufende Batterien, die sich aktuell in der Warteschlange befinden, positionieren sich jedoch zunehmend auf Erlöse aus dem Kapazitätsmarkt. Energiearbitrage wird zum zusätzlichen Potenzial, sobald Systemdienstleistungsmärkte gesättigt sind. Dann spielen Wintervolatilität, höhere Brennstoffkosten und Engpassmuster eine viel größere Rolle für die Renditen.

Den Bericht des Vormonats finden Sie hier.

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Real-Time-Preise waren volatiler als Day-Ahead und boten höhere Arbitragechancen

Das Intraday-Profil im Dezember zeigt eine stetige Abweichung zwischen Day-Ahead- und Real-Time-Preisen, am deutlichsten während der morgendlichen Heizphasen und den Beleuchtungsspitzen am frühen Abend.

Das klarste Beispiel zeigte sich vom 14. bis 16. Dezember, als eine Kältewelle in der Mitte des Monats die Betriebsbedingungen im Mid-Atlantic und Nordosten verschärfte und PJM-Kältewarnungen auslöste.

Die Real-Time-Preise schnellten in die Höhe, mit Fünf-Minuten-Intervallen nahe 600 $/MWh, während die Day-Ahead-Preise deutlich niedriger blieben.

Es handelte sich dabei nicht um ein einmaliges Ereignis.

Ähnliche Preisspitzen im Real-Time-Markt traten am 8. Dezember auf, als Fünf-Minuten-Preise während der morgendlichen Rampe 400 $/MWh erreichten.

Über einzelne Ereignisse hinaus zeigten die täglichen Real-Time-Preisprofile im Dezember 2025 mehr Volatilität als im Dezember 2024. An manchen Tagen gab es ausgeprägte doppelte Preisspitzen während der morgendlichen und abendlichen Rampe.

Die Day-Ahead-Märkte unterschätzten das Ramprisiko kontinuierlich und ließen so Wert im Real-Time-Markt liegen.

Diese Preisunterschiede führten direkt zu Arbitragechancen.

Die Real-Time-TB1-Spreads lagen im Dezember bei durchschnittlich 88 $/MW/Tag – fast unverändert gegenüber den 89 $/MW/Tag im November, aber 61 % höher als die 55 $/MW/Tag im Dezember 2024.

Real-Time-Spreads übertrafen durchgehend die Day-Ahead-Chancen im gesamten Monat; Day-Ahead-TB1-Spreads lagen im Schnitt bei 65 $/MW/Tag.

Die Nachfrage stieg, Preisergebnisse waren stärker gestreut

Im Dezember 2025 lag die Nettonachfrage um 19 % höher als im November.

Die durchschnittliche tägliche Nettonachfrage stieg von 83 GW im November auf 99 GW im Dezember – bedingt durch kältere Temperaturen sowie erhöhten Strombedarf für Heizung und Beleuchtung.

Trotz des höheren Netloads blieben die Real-Time-Preise auf ähnlichem Niveau wie im November, da mehr Kraftwerke nach Wartungsarbeiten wieder ans Netz gingen. Der zusätzliche Bedarf wurde durch mehr Gas- und Kohlekapazitäten gedeckt.

Preise waren höher und volatiler als im letzten Winter

Der Vergleich mit Dezember 2024 zeigt eine andere Dynamik: Bei ähnlichen Netload-Werten waren die Preise im Dezember 2025 sowohl höher als auch deutlich stärker gestreut. Dies deutet auf eine Kombination aus höheren Brennstoffkosten und geringerer thermischer Flexibilität im PJM hin.

Die Arbitragechance im Dezember resultierte aus häufigen Preisdifferenzen innerhalb der Stunde. Höherer Netload hob das Preisniveau an, doch die größere Bandbreite der Real-Time-Preise eröffnete wiederkehrende Handelsfenster für Batterien.

Dies ist die zweite Ausgabe des Benchmark-Berichts von Modo Energy zu Batterieerlösen im PJM. Abonnenten von Modo Energy Research erfahren mehr über:

• Wie Regulierungs-Preisspitzen in Rampenstunden überproportionale Chancen für qualifizierte Batterien schufen
• Wie höhere Brennstoffkosten die Basisstrompreise anhoben
• Wo sich Engpassmuster im Dezember zwischen den Zonen verschoben und dadurch sehr unterschiedliche Arbitragemöglichkeiten für bestehende und geplante Batterien entstanden

Brennstoffkosten erhöhten nicht nur die Preisspitzen, sondern auch das Preisniveau

Die Preise für Gas und Kohle stiegen im Vergleich zum vergangenen Winter, was die Grenzkosten der Stromerzeugung im gesamten PJM erhöhte.

Northern Appalachian Coal lag im Dezember 2025 bei durchschnittlich 62 $/Tonne, ein Anstieg um 27 % gegenüber 49 $/Tonne im Vorjahr.

Die Erdgaspreise lagen im Dezember 2025 bei durchschnittlich 3,8 $/MMBtu, verglichen mit 2,8 $/MMBtu im Dezember 2024. Dieser Anstieg um 1 $/MMBtu entspricht etwa 7-10 $/MWh höheren Grenzkosten für Gas-Kombikraftwerke.