Betriebene Batteriespeicher in PJM starteten in den November, nachdem sie im Jahr 2025 durchgehend starke Erlösmöglichkeiten verzeichnet hatten.

Batteriespeicher (BESS) in PJM erzielten bis September 2025 durchschnittliche Monatserlöse von 24 $/kW-Monat bzw. 288 $/kW-Jahr.

Höhere Clearingpreise für Regelleistung und größere Real-Time-Preisunterschiede haben die Markterlöse im gesamten System gesteigert – auch wenn die Ergebnisse zwischen einzelnen Anlagen stark variierten.

Die Batteriespeicher in PJM folgten dem bekannten globalen Muster: erst Nebendienstleistungen, später Energie. PJM-Batterien erzielen weiterhin den Großteil ihrer Erlöse mit Regelleistung und Frequenzregelung, während Energiearbitrage eine sekundäre, aber zunehmend wichtige Rolle spielt.

Regelleistung bleibt wichtigste Erlösquelle für Batterien in PJM

Clearingpreise für Regelleistung lagen in PJM konstant über denen anderer Nebendienstleistungen, oft mehr als 5x höher als synchronisierte oder Primärreserven. In den Jahren 2024 und 2025 konkurrierten Regelleistungspreise mit den Energiepreisen oder übertrafen diese sogar.

Die Marktneugestaltung für Regelleistung in PJM Anfang Oktober 2025 verstärkte diese Dynamik. Die 5-Minuten-Real-Time-Regelpreise wurden hochvolatil, mit kurzfristigen Ausschlägen bis zu etwa 1.800 $/MW/h während der Rampenstunden. Batterien, die online und prämiert waren, konnten außergewöhnliche Renditen erzielen.

Diese Extremwerte spiegelten jedoch einen Markt wider, der sich an neue Clearing-Mechanismen anpasste, und nicht einen grundsätzlichen Wandel der Nachfrage. Mit zunehmender Qualifizierung und Normalisierung der Teilnahme gingen die Regelleistungspreise im November von den Oktoberhöchstständen zurück. Die Clearingpreise lagen im Schnitt bei 61 $/MW/h – immer noch 36 % über dem Energiepreis, aber deutlich weniger als die 136 % Differenz im Oktober.

Doch Regelleistung ist nur ein Teil der Geschichte.

Gab es Marktchancen für Batteriespeicher außerhalb der Regelleistung?

Obwohl Regelleistung aktuell die Haupterlösquelle für Batterien in PJM ist, wird Energiearbitrage langfristig zum größten Bestandteil der Merchant-Erlöse.

Im Gegensatz zu ERCOT und CAISO werden die Energiepreise in PJM weiterhin hauptsächlich durch die Last und nicht durch erneuerbare Erzeugung bestimmt.

Die Energiepreise folgten dem Lastverlauf und zeigten zwei tägliche Spitzen statt der tiefen Mittagsdellen, die in solarstarken Systemen auftreten. Dadurch ergibt sich für Batteriespeicher ein stabiles Arbitragefenster rund um die Rampenstunden.

In diesem Bericht wird das Arbitragepotenzial anhand der Top-Bottom-Spreads (TBs) gemessen.

Der November 2025 markierte einen deutlichen Sprung in der Real-Time-Preisvolatilität im Vergleich zum Vorjahr.

Im November überschritten die Real-Time-Preise am PJM-RTO-Knoten an mehreren Tagen die Marke von 200 $/MWh, mit einzelnen Intervallen bis in den Bereich von 300–400 $/MWh.

Entscheidend ist, dass diese Preisspitzen nicht auf ein einziges Stressfenster beschränkt waren. Erhöhte Preise traten sowohl bei morgendlichen Rampen, mittags als auch zu den Abendspitzen auf.

Im Gegensatz dazu war das Preisprofil im November 2024 deutlich glatter. Die Volatilität konzentrierte sich damals vor allem auf die Abendrampe, wodurch die täglichen Spreads geringer ausfielen.

Wiederholte intraday-Preisverschiebungen, nicht nur eine einzelne Spitze, trieben die durchschnittlichen Real-Time-TB4-Spreads auf 216 $/MWh.

​Auch die Monatsdurchschnitte erzählen dieselbe Geschichte. Die Real-Time-TB1-Spreads weiteten sich im Jahresvergleich um 43 $/MWh aus, während die Spreads im Day-Ahead-Markt um 20 $/MWh stiegen.

​​Dies ist die erste Ausgabe des Benchmark-Reports von Modo Energy zu Batterieerlösen in PJM. Abonnenten von Modo Energy Research erfahren mehr über:

• wie Brennstoffkosten weiterhin der Haupttreiber der Durchschnittspreise in PJM sind,
• warum das Potenzial für größere Spreads in den Übergangsjahreszeiten mit dem Ausbau der Solarenergie steigt,
• wie Wartungsbedingte Kraftwerksausfälle die Spreads im Herbst beeinflusst haben,
• und in welchem Ausmaß Engpässe zu unterschiedlichen Arbitragemöglichkeiten für Batterien in der Region führen.

Brennstoffkosten bestimmen das Preisniveau in PJM

PJM ist weiterhin ein system mit hohem Anteil thermischer Erzeugung, was die Preisbildung prägt. Erdgas- und Kernkraftwerke dominieren die Erzeugung, während Kohle zusätzliche Grundlastkapazität liefert.

Daher werden die Energiepreise häufig von thermischen Einheiten am Rande bestimmt. Veränderungen der Brennstoffkosten – insbesondere beim Gas, regional auch bei Kohle – schlagen direkt auf die Strompreise in PJM durch.

Im November 2025 führten höhere Gas- und Kohlepreise zu einem insgesamt höheren Strompreisniveau, wobei die Preise fast parallel zu den Gaspreisschwankungen im Monatsverlauf verliefen.​

​Zusätzlich stieg die durchschnittliche Tageslast um 6 %, von 84 GW im November 2024 auf 89 GW im November 2025, was dazu führte, dass teurere Kraftwerke im Merit-Order-Verfahren zum Zuge kamen.

Wenn Gas an der Preisgrenze steht, wirken sich kleine Brennstoffpreisschwankungen stark aus. Ein Anstieg um 1 $/MMBtu führt typischerweise zu einem Anstieg der Strompreise um etwa 7–10 $/MWh.

​​Im November 2025 wurden die Preise höher und mit deutlich größerer Streuung für eine vergleichbare Bandbreite an Netto-Last als im November 2024 festgestellt.

Solarenergie gewinnt an Bedeutung und erhöht das Spread-Potenzial

Der Ausbau der Solarenergie in PJM hinkt Märkten wie ERCOT und CAISO hinterher, ist aber im Gange. Die durchschnittliche tägliche Spitzenleistung von Solar-Großanlagen stieg im November im Jahresvergleich um 35 % auf 6,2 GW am Mittag.

Dennoch machen erneuerbare Energien insgesamt weiterhin nur einen kleinen Teil des Erzeugungsportfolios für die PJM-Last aus.

Im Gegensatz zu CAISO, wo Solarenergie tiefe Mittagstäler im Preis verursacht, hat das zusätzliche Wachstum erneuerbarer Energien in PJM die thermische Erzeugung zu den üblichen Ladezeiten bislang nicht verdrängt.

​Daher agieren Batteriespeicher in PJM weiterhin in einem von lastfolgenden thermischen Kraftwerken geprägten Markt, nicht in einem von erneuerbaren Energien dominierten Preiskorridor.

Die Netto-Last bleibt auch mittags erhöht, wodurch Gaskraftwerke online bleiben und die Preise von thermischen Einheiten bestimmt werden. Das begrenzt die Preisspannen, die Batteriespeicher im Arbitragegeschäft erzielen können.

Kraftwerksausfälle sorgten im November für engere Spreads als im Oktober 2025

Ein weiterer Faktor, der die Energiepreise beeinflussen kann, sind geplante und ungeplante Kraftwerksausfälle.

In PJM konzentrieren sich geplante Wartungsarbeiten meist auf die Übergangsmonate April, Mai und Oktober, wenn die Nachfrage niedrig genug ist, um Anlagen außer Betrieb zu nehmen und das Ausfallrisiko gering bleibt.

Die Ausfälle erreichten im Oktober mit rund 71 GW ihren Höhepunkt und gingen dann bis Ende November stetig auf 29 GW zurück.

Diese Entwicklung zeigt sich deutlich in den Preisspreads.

Im Oktober 2025 wurden im Day-Ahead- und Real-Time-Markt größere Spreads als im November verzeichnet, was die angespannteren Systembedingungen bei höherem Kapazitätsausfall widerspiegelt.

Für Batteriespeicher ist dieser Unterschied entscheidend. Ausfälle erhöhen die Arbitragemöglichkeiten auf Systemebene, während deren Zeitpunkt und Ort bestimmen, wo diese Chancen tatsächlich im Netz entstehen.

Volatilität schafft Chancen – Engpässe entscheiden über Gewinner

Obwohl die systemweiten Spreads im November hoch waren, variierten die Arbitragemöglichkeiten je nach Standort stark. Selbst innerhalb derselben Lastzone erzielten Batterien teils sehr unterschiedliche Preisergebnisse.

Die Real-Time-Preisprofile zeigen den Grund dafür.

Auf Systemebene weist PJM die bekannten morgendlichen und abendlichen Rampen auf. Doch Zonen wie Dominion und BGE weichen regelmäßig vom PJM-RTO-Durchschnitt ab, besonders zu Spitzenzeiten. Diese durch Engpässe verursachten Preisdifferenzen bieten wiederkehrende intraday-Chancen, die Batterien monetarisieren können.

Im Gegensatz dazu folgen Zonen mit ähnlichen Lastprofilen, aber stärkerer Übertragungsanbindung, dem RTO-Durchschnitt enger. Ihre Preisprofile sind flacher, mit weniger Abweichungen und geringerem Arbitragepotenzial.

Betriebene Batterien in Dominion und BGE waren an Standorten mit den höchsten Top-Bottom-Spreads im November installiert, was auf anhaltende Engpässe und begrenzte Übertragungskapazität hinweist.

Geplante Batteriespeicher zeigen noch größere Ergebnisunterschiede. Innerhalb derselben Zonen weichen die November 2025-Spreads an den einzelnen Knoten stark voneinander ab. Die höchsten Spreads wurden am Fourth Quarter, einem geplanten 500-MW-Batteriespeicher in Marylands PEPCO-Zone, gefolgt von Chapel Energy Storage, einem 300-MW-Projekt in der BGE-Zone, erzielt.

Übertragungsengpässe und nodale Preiseffekte können Spreads an einzelnen Batteriestandorten verstärken oder abschwächen und so Gewinner und Verlierer innerhalb der gleichen Lastzone schaffen.

Mit dem weiteren Ausbau von Batteriespeichern in PJM und sinkendem Wert der Regelleistung gewinnt diese Streuung an Bedeutung. Schon kleine Unterschiede im Standort – bis auf Knotenebene – können den erwarteten Arbitragewert um ein Vielfaches verändern.