Die Einnahmen von PJM-Batterien sind deutlich gestiegen, das Regulierungsmarktdesign vom Oktober 2025 ist der strukturelle Treiber hinter diesem Anstieg. Vor der Umstellung (April 2024 bis September 2025) lagen die durchschnittlichen Flottenerlöse bei 20 $/kW-Monat. Nach der Umstellung stiegen die Erlöse auf durchschnittlich 62 $/kW-Monat und erreichten im Februar einen Höchstwert 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 von April 2025.

Das modellierte Umsatz-Stack für April summiert sich auf 72 $/kW-Monat. Davon stammen 56 $/kW-Monat aus der Regelleistung, 11 $/kW-Monat aus Echtzeit-Energiearbitrage und 5 $/kW-Monat aus Kapazitätszahlungen.

Wichtigste Erkenntnisse

• PJM-Batterien verdienen etwa das Dreifache im Vergleich zum Vorjahr – allein die Regelleistung sorgt für den Anstieg.
• Das modellierte Umsatz-Stack für April erreichte 72 $/kW-Monat, gestützt durch höhere Regelleistungserlöse und breitere TB4-Spreads.
• Die Echtzeit-TB4-Spreads für April lagen im Schnitt 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), mit etwa 70 % höheren Clearingpreisen am Abend gegenüber April 2025 und weiterem Wachstum bei der Solarenergie, was die Tagestiefs weiter senkte.

Das Regulierungs-Redesign im Oktober verdreifachte die Flottenerlöse gegenüber dem Ausgangsniveau

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

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

Die Clearingpreise für Systemdienstleistungen treiben diesen Anstieg. Der minimale monatliche Clearingpreis für Regelleistung 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 in den Morgen- und Abendstunden weiterhin zu starken Preisspitzen. Auch das Basisniveau außerhalb der Rampenstunden ist gestiegen. Batterien profitieren sowohl von den Rampen-Spitzen als auch vom höheren Basiserlös.

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

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

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

In jeder PJM-Zone stiegen die Echtzeit-Spreads gegenüber dem Vorjahr, aber der Mid-Atlantic-Raum stach besonders hervor. Anhaltende Übertragungsengpässe zwischen östlichen Lastzentren und westlicher Erzeugung sorgen weiterhin für Preisdifferenzen während der Rampenstunden.

Die Day-Ahead-Spreads erzählen eine abgeschwächte Version derselben Entwicklung. 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 Ereignis wie den Wintersturm Iona im März, extreme Wetterschwankungen waren begrenzt. Das deutlichste Einzelereignis war eine Hitzewelle vom 13. bis 17. April. Die durchschnittliche stündliche Last erreichte am 15. April 101 GW, den Höchstwert des Monats, verglichen mit dem typischen April-Basiswert von etwa 85 GW.

Die Day-Ahead-Märkte reagierten deutlich und erreichten einen Höchstwert von 249 $/MWh – das Monatsmaximum. Auch der Echtzeitmarkt zog nach und erreichte am Abend des 15. April 353 $/MWh.

Abgesehen von der Hitzewelle hat sich das Intraday-Profil im Jahresvergleich verändert. Die durchschnittlichen Abendpreise im April 2026 lagen etwa 70 % über denen von April 2025 – das Zeitfenster 19–20 Uhr lag im Schnitt bei 115 $/MWh gegenüber 65 $ im Vorjahr.

An den meisten Tagen entsprach der stündliche Verlauf dem von 2025, allerdings mit stärkerem Anstieg am Abend.

Auch der Ausbau der Erneuerbaren hat die TB-Spreads vergrößert. Die Solarstromerzeugung stieg im April im Jahresvergleich um 27 % (der durchschnittliche stündliche Output wuchs von 3,3 auf 4,2 GW), was durch mehr Mittagsproduktion die Tagespreise weiter senkte. Wind legte um 16 % zu; Gas und Kernenergie blieben konstant.

Die sich verändernde Erzeugungsflotte verstärkt die durch die Hitzewelle verursachten Spitzen und macht die TB-Spreads im Jahresvergleich größer.

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

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

Was zeigt uns der April?

Sechs Monate später bestätigen die Daten: Die Regulierungsreform von PJM im Oktober 2025 hat sich für Batterien ausgezahlt. Die monatlichen Erlöse vor der Umstellung lagen bei rund 20 $/kW-Monat. Sie haben sich seitdem verdreifacht, wobei die Regelleistung fast den gesamten Anstieg ausmacht.

Auch die Marktdynamik im April signalisiert ein zunehmend lukratives Umfeld. Die TB4-Spreads haben sich im Jahresvergleich ausgeweitet, getrieben durch eine Hitzewelle während der geplanten Wartungssaison und anhaltendes Wachstum der Solarproduktion, was die Tagestiefs weiter senkt.

Mit Blick nach vorn wird Phase 2 der Umstellung, die für Oktober 2026 geplant ist, das bidirektionale Regulierungs-Signal in separate RegUp- und RegDown-Produkte aufteilen. Ob dies weiteres Potenzial eröffnet oder die Clearingpreise wieder senkt, bleibt die offene Frage für Ende 2026.