PJM-Batterien verzeichneten einen deutlichen Anstieg der Einnahmen, wobei das Regulierungsmarktdesign, das im Oktober 2025 eingeführt wurde, der strukturelle Treiber für diesen Anstieg ist. Vor der Umstellung (April 2024 bis September 2025) lagen die Flottenerlöse im Durchschnitt bei 20 $/kW-Monat. Nach der Umstellung stiegen die Erlöse im Schnitt auf 62 $/kW-Monat und erreichten im Februar einen Höchststand von 104,5 $/kW-Monat.

Auch der Energiehandel (Arbitrage) hat sich verstärkt. Eine Hitzewelle zur Monatsmitte trieb die TB4-Spreads im April auf 383 $/MW-Tag, 62 % über dem Wert vom April 2025.

Die modellierte Erlösstruktur im April summiert sich auf 72 $/kW-Monat. Die Regelenergie trägt 56 $/kW-Monat dazu bei, 11 $/kW-Monat stammen aus der Echtzeit-Arbitrage und 5 $/kW-Monat aus Kapazitätszahlungen.

Wichtige Erkenntnisse

• PJM-Batterien verdienen etwa das Dreifache im Vergleich zum Vorjahr, wobei der Anstieg allein durch die Regelenergie getrieben wird.
• Die modellierte Erlösstruktur im April erreichte 72 $/kW-Monat, gestützt durch höhere Regelenergieerlöse und breitere TB4-Spreads.
• Die Echtzeit-TB4-Spreads im April lagen im Durchschnitt bei 383 $/MW-Tag, 62 % über April 2025. Baltimore (BGE) führte zonal mit 658 $/MW-Tag, mehr als doppelt so viel wie im letzten April.
• Die breiteren Spreads resultierten aus einer Hitzewelle zur Monatsmitte (15.–16. April), abendliche Clearingpreise lagen etwa 70 % über denen vom April 2025 und das anhaltende Wachstum der Solarenergie zur Mittagszeit drückte die Tagestiefs weiter nach unten.

Das Regulierungsdesign im Oktober verdreifachte die Flottenerlöse gegenüber dem Vorjahresniveau

Das im Oktober 2025 eingeführte Regulierungsmarktdesign von PJM ersetzte die getrennten Reg A (langsam, thermisch) und Reg D (schnell, Batterie) Signale durch ein einheitliches Signal. Die Ist-Zahlen für Q1 2026 quantifizieren die Auswirkungen.

Die 18 Monate vor der Umstellung zeigten Flottenerlöse zwischen 13 und 37 $/kW-Monat, wobei die Regelenergie im Schnitt 15 $/kW-Monat beitrug. Seit der Umstellung liegen die Erlöse im Schnitt bei 62 $/kW-Monat, allein die Regelenergie bringt durchschnittlich 55 $/kW-Monat ein.

Preise für Systemdienstleistungen treiben diesen Anstieg an. Der niedrigste monatliche Clearingpreis für Regelenergie nach der Umstellung (62 $/MWh) liegt höher als jeder Monatswert seit Januar 2023.

Synchronisierte und Primärreserven blieben niedrig, da sie von der Umstellung nicht betroffen waren.

Seit Oktober kommt es während der Morgen- und Abendrampen weiterhin zu deutlichen Preisspitzen. Auch das Basisniveau außerhalb der Rampenzeiten hat sich erhöht. Batterien profitieren sowohl von den Rampen als auch vom höheren Basiserlös.

TB4-Spreads weiteten sich durch eine Hitzewelle im April und mehr Solarstrom aus

Die Echtzeit-TB4-Spreads im April lagen durchschnittlich bei 383 $/MW-Tag, gegenüber 358 $/MW-Tag im März und 62 % über den 237 $/MW-Tag im April 2025. Die Day-Ahead-Spreads lagen bei 247 $/MW-Tag, ebenfalls über dem März und 51 % über dem Vorjahr.

Das zonale Bild war vertraut: Baltimore (BGE), Washington DC (PEPCO) und Virginia (DOM) führten mit 658, 605 und 601 $/MW-Tag. Baltimore und DC haben sich im Jahresvergleich mehr als verdoppelt (+108 % und +112 %).

In jeder PJM-Zone stiegen die Echtzeit-Spreads im Jahresvergleich, aber der Mid-Atlantic-Raum legte am meisten zu. Anhaltende Übertragungsengpässe zwischen östlichen Lastzentren und westlicher Erzeugung führen weiterhin zu Preisdifferenzen während der Rampenstunden.

Die Day-Ahead-Spreads zeigen eine abgeschwächte Version desselben Trends. Die Mid-Atlantic-Zonen führen weiterhin, aber der geografische Gradient ist flacher und die Unterschiede zwischen den Zonen geringer als im Echtzeitmarkt.

Im April gab es kein Pendant zum Wintersturm Iona im März, mit nur geringen extremen Wetterschwankungen. Das auffälligste Einzelereignis war eine Hitzewelle vom 13. bis 17. April. Die durchschnittliche stündliche Last erreichte am 15. April 101 GW – der Monatshöchstwert im Vergleich zum typischen April-Baseline von rund 85 GW.

Die Day-Ahead-Märkte reagierten deutlich und erreichten mit 249 $/MWh das monatliche Hoch. Auch der Echtzeitmarkt folgte, mit einem Höchststand von 353 $/MWh am Abend des 15. April.

Abgesehen von der Hitzewelle hat sich auch das Intraday-Profil im Jahresvergleich verändert. Die durchschnittlichen Abendpreise im April 2026 lagen etwa 70 % über denen vom April 2025, mit einem Durchschnitt von rund 115 $/MWh im Zeitfenster 19–20 Uhr gegenüber 65 $ im Vorjahr.

An den meisten Tagen entsprach der stündliche Verlauf dem von 2025, allerdings mit einer stärkeren Abendrampe.

Auch erneuerbare Energien haben die TB-Spreads ausgeweitet. Die Solarstromerzeugung stieg im April um 27 % (durchschnittliche stündliche Leistung von 3,3 auf 4,2 GW), mit mehr Mittagsproduktion, die die Tagespreise drückte. Windenergie wuchs um 16 %, Gas und Kernkraft blieben stabil.

Der sich wandelnde Kraftwerkspark verstärkt die durch die Hitzewelle verursachten Preisspitzen und sorgt für höhere TB-Spreads im Jahresvergleich.

Mid-Atlantic-Projekte sind am besten für die höchsten Spreads in PJM positioniert

Dasselbe zonale Muster zeigt sich auch auf Anlagenseite. Jede in Betrieb befindliche BESS in BGE, PEPCO und DOM erzielte im April etwa doppelt so hohe kumulierte TB-Spreads wie Batterien in COMED, AEP oder APS. Geplante Projekte in diesen Mid-Atlantic-Zonen würden heute die höchsten Spreads im Pipeline-Vergleich erzielen.

Was sagt uns der April?

Sechs Monate nach der Einführung bestätigen die Daten: Die Regulierungsreform im Oktober 2025 hat sich für Batterien ausgezahlt. Die monatlichen Erlöse vor der Umstellung lagen bei rund 20 $/kW-Monat. Seitdem haben sie sich verdreifacht, wobei die Regelenergie nahezu 100 % des Anstiegs ausmacht.

Auch die Marktdynamik im April signalisiert ein zunehmend lukratives Umfeld. Die TB4-Spreads haben sich im Jahresvergleich ausgeweitet, getrieben durch eine Hitzewelle zur Monatsmitte während der geplanten Wartungssaison und das anhaltende Wachstum der Solarenergie zur Mittagszeit.

Mit Blick auf die Zukunft wird Phase 2 der Umstellung, die im Oktober 2026 ansteht, das bidirektionale Regulierungsprodukt in separate RegUp- und RegDown-Produkte aufteilen. Ob dies weiteres Potenzial freisetzt oder die Clearingpreise wieder senkt, bleibt die offene Frage für Ende 2026.