Im größten Strommarkt der USA hinkt der Ausbau von Batteriespeichern im Versorgungsmaßstab bei PJM hinterher – aktuell sind nur rund 400 MW am Netz.
Doch das wird sich in den nächsten Jahren ändern. Wachsende Chancen am Kapazitätsmarkt, verbesserte Arbitragemöglichkeiten und laufende Reformen im Anschlussprozess deuten alle auf einen greifbaren Ausbau von Netzspeichern hin.
In unserem Livestream „The State of Energy Storage in PJM“ untersuchen Deeksha Anand und Brandt Vermillion, wie sich die Marktbedingungen verändern, um die nächste Welle der BESS-Einführung zu unterstützen.
Den Link zu den Folien finden Sie hier oder eingebettet am Ende des Artikels.
1. Thermische Kraftwerke sind noch die größten Erzeuger, aber Erneuerbare holen auf
Die thermische Stromerzeugung bleibt das Rückgrat des PJM-Angebots und bestimmt in den meisten Stunden die Preise.
Kernkraft und Kohle machen noch 47 % der Gesamtproduktion aus. Das ist jedoch ein Rückgang von ~70 % im Jahr 2016, wobei Erdgas den Großteil der durch Kohleausstieg entstandenen Lücke im letzten Jahrzehnt gefüllt hat.
Erneuerbare Energien holen ebenfalls auf, aber mit nur 4–5 GW Solarleistung zur Mittagszeit im Jahr 2024 bleibt ihr Einfluss auf PJMs ~100 GW Angebotsstack und tägliche Preismuster begrenzt – anders als in Märkten wie CAISO.
2. Speicherzubau ist aktuell noch gering, aber Reformen könnten bis 2030 bis zu 7 GW freisetzen
PJMs Batteriespeicher-Flotte im Versorgungsmaßstab umfasst heute etwas mehr als 400 MW mit durchschnittlichen Einsatzzeiten von über 1 Stunde.
Das ist nur ein Bruchteil dessen, was ERCOT und CAISO in den letzten fünf Jahren gemeinsam mit fast 25 GW hinzugefügt haben.
Rund 65 % der bestehenden Kapazität befindet sich in nur drei Bundesstaaten: New Jersey, Illinois und Virginia. Das Wachstum wurde durch staatliche Speicherziele, Vorgaben der Versorger und attraktive Förderprogramme angetrieben.
Das Haupthemmnis für die BESS-Einführung war der Netzanschluss. Historisch zogen über 80 % der Projekte im PJM-Anschlussprozess zurück, bevor sie in Betrieb gingen.
Vor 2020 dauerte der Anschluss von Standalone-Batterien bei PJM im Schnitt 2 Jahre.
Für Projekte, die nach 2020 ans Netz gingen, verlängerte sich das auf 4 Jahre, bei manchen sogar bis zu 9 Jahre.
Die Reform des Anschlussprozesses ist der entscheidende Impuls für den Speichermarkt von PJM
Das neue „first-ready, first-served“-Clusterverfahren ersetzt den alten seriellen Ansatz.
PJM arbeitet den Rückstau in drei Übergangszyklen ab: Fast Lane, Transition Cycle 1 (TC1) und Transition Cycle 2 (TC2).
Diese drei Übergangszyklen umfassen zusammen fast 18 GW an angemeldeter Batteriekapazität. Bis Mitte 2026 werden diese Studien abgeschlossen sein und PJM öffnet den ersten vollständig reformierten Zyklus.
Wenn die Zeitpläne der Reform halten, könnten trotz moderater Ausfallraten bis zu 7 GW an Batteriekapazität bis 2030 online gehen – das wäre das 17-fache der heutigen installierten Leistung.
3. Die Einnahmen steigen 2025, aber das Regulation-Segment ist begrenzt
2025 war ein starkes Jahr für Batteriebetreiber bei PJM.
Die Bruttoeinnahmen stiegen im Vergleich zu den Vorjahren deutlich an, unterstützt durch höhere Volatilität am Spotmarkt.
Knappheitspreise und wetterbedingte Ereignisse – wie die Hitzewelle im Juni – sorgten für Rekordnachfrage an der Ostküste und ließen die Strompreise steigen.
Nachfolgend sind die kumulierten Bruttoeinnahmen aus den FERC Electric Quarterly Reports aufgeführt, die die Batterieladekosten nicht berücksichtigen.
Regulation bleibt die wichtigste Einnahmequelle und machte im ersten Halbjahr 2025 drei Viertel der BESS-Einnahmen aus.
Hohe Clearingpreise und leistungsbasierte Vergütungen haben Regulation für Batterien profitabel gemacht. Allerdings ist der Markt klein und nahe an der Sättigung.
Sobald der Speicherausbau die Größe des Regulation-Marktes übersteigt, kommt es zwangsweise zu Preisdruck – wie bereits bei CAISO und ERCOT beobachtet.
Das bedeutet, dass die Regulation-Einnahmen vermutlich zurückgehen, sobald mehr BESS-Projekte ans Netz gehen.
4. Hohe Kapazitätsmarktpreise bilden die Basis für BESS-Einnahmen
Unterdessen steigen die Kapazitätspreise und werden zur nächsten wichtigen Einnahmequelle für BESS.
Jüngste Auktionen erzielten Rekordwerte, getrieben durch starkes Nachfragewachstum, das Abschalten fossiler Kraftwerke, Veränderungen bei der Akkreditierung und begrenztes neues Angebot.
Bei Clearingpreisen von fast 300 $/MW-Tag könnte eine 4-Stunden-, 1-MW-Batterie mit 50 % Effective Load Carrying Capability (ELCC) in PJMs Base Residual Auction rund 55.000 $/MW-Jahr erzielen.
Schon das Clearing der Auktion und die Sicherung von Kapazitätszahlungen für nur zwei bis drei Jahre bieten eine solide Grundlage für frühe Renditen.
Mit steigendem Bedarf durch den Ausbau von Rechenzentren und kaum ausreichendem Angebot bleiben die Kapazitätspreise hoch – was starke Erträge für Speicher sichert.
Die meisten Fast Lane-Batterieprojekte sind für 4 Stunden oder länger ausgelegt – ein Wandel gegenüber den früheren, auf kurzfristige Regelenergie ausgerichteten Anlagen.
Projektentwickler setzen wahrscheinlich auf längere Einsatzzeiten, um höhere ELCCs und Kapazitätszahlungen zu erzielen – ähnlich wie im Resource Adequacy-System von CAISO.
5. Arbitragemöglichkeiten bei PJM haben sich 2025 verbessert, da die Last wächst und die Volatilität zurückkehrt
Energiearbitrage wird für Batterien zu einer bedeutenderen Einnahmequelle.
Top-Bottom-(TB)-Preisspannen sind im Jahresvergleich gestiegen – ein Zeichen für höhere Echtzeit-Volatilität durch Nachfragespitzen und extreme Wetterlagen, bei denen die Temperaturen von den saisonalen Normen abwichen.
TB-Werte zeigen, wie viel eine Batterie verdienen kann, indem sie Strom günstig einkauft und teuer verkauft.
6. Arbitrage-Renditen variieren stark je nach Netzknoten
Da Energie – anders als Systemdienstleistungen – lokal bepreist wird, hat der Standort einer Batterie erheblichen Einfluss auf ihr Arbitragepotenzial.
Da die meisten Fast Lane-Projekte mit unterzeichnetem Netzanschlussvertrag 4-Stunden-Systeme sind, sind TB4-Spreads der beste Indikator für erwartete Renditen.
Die Auswertung der TB4-Spreads 2024 für Fast Lane-Projekte (bzw. deren nächstgelegene Knoten) zeigt, dass die Renditen zwischen 28.000 $/MW/Jahr und 104.000 $/MW/Jahr schwanken können.
Standorte in Nord-Virginia und Maryland stechen als Arbitrage-Hotspots hervor, wo Engpässe und konzentrierte Nachfrage durch große Rechenzentren starke Preisschwankungen verursachen.
Im Gegensatz dazu sind die TB4-Spreads in New Jersey niedriger, was begrenzte Übertragungskapazitäten widerspiegelt.
Die Preise bei PJM sind noch nicht so volatil wie bei CAISO oder ERCOT.
Doch mit mehr Solarstrom und wachsender Nachfrage durch Rechenzentren sind stärkere Preisschwankungen – und höhere Arbitragepotenziale für Batterien – wahrscheinlich.
7. Starkes Lastwachstum unterstreicht die guten Fundamentaldaten für hohe Kapazitätspreise in Zukunft
Die Nachfrage im PJM-Gebiet steigt schneller, als das Angebot mithalten kann – und treibt die Kapazitätspreise auf den höchsten Stand seit Jahren.
Selbst nach Berücksichtigung neuer Projekte, die voraussichtlich die reformierte Warteschlange durchlaufen, bleibt das System in den nächsten zehn Jahren unter dem Zuverlässigkeitsziel.
Diese wachsende Lücke verdeutlicht den steigenden Bedarf an zusätzlicher Kapazität. Batterien sind prädestiniert, diese Rolle zunehmend zu übernehmen, wenn Kohle- und Gaskraftwerke stillgelegt werden und der Anteil erneuerbarer Energien wächst.
Mit hohen Kapazitätspreisen und zurückkehrender Volatilität am Strommarkt bietet PJM nun starke Fundamentaldaten für Speicherinvestitionen.
Die vollständigen Folien aus dem Livestream finden Sie unten:
