​Die Real-Time TB4-Spreads in PJM lagen im August 2026 im Schnitt bei $317/MW-Tag, 78 % über dem Niveau von August 2025. Der Monat stellte weder Temperatur- noch Nachfragerekorde auf. Die höheren Spreads resultierten aus einer höheren Grundlast.

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Die durchschnittliche stündliche Nachfrage stieg im Jahresvergleich um 8,4 % auf 108 GW, während die Spitzennachfrage um 0,8 % zurückging. Das ist das Gegenteil vom Juli, als die Durchschnittsnachfrage um 1 % sank und der Spitzenwert einen Allzeitrekord erreichte.

Laut dem virtuellen BESS-Benchmark (vBESS) von Modo Energy erzielte eine 100-MW-Batterie mit 4 Stunden Laufzeit $13 bis $15/kW-Monat in ComEd, Dominion und Penelec. Das entspricht nahezu dem Wert von August 2025. Die Gewinne durch die breiteren Spreads wurden teilweise durch niedrigere Regulierungs-Erlöse ausgeglichen, die auf das drittniedrigste Niveau seit der Umstellung im Oktober 2025 fielen.

Wichtige Erkenntnisse

• Batterien erzielten $14,32, $15,08 und $13,47/kW-Monat in ComEd, Dominion und Penelec.
• Im Day-Ahead-Markt stieg der Umsatzanteil in allen drei Zonen gegenüber dem Vorjahr um 9 bis 22 Prozentpunkte, während der Anteil der Regulierungsleistung sank.
• Die Real-Time TB4-Spreads lagen im Schnitt bei $317/MW-Tag, ein Plus von 78 % gegenüber dem Vorjahr. Im Day-Ahead wurden $276/MW-Tag erreicht, ein Anstieg von 70 %.
• Die durchschnittliche Nachfrage stieg um 8,4 % auf 108 GW, während der Spitzenwert um 0,8 % fiel. Allein Virginia trug mit einem Anstieg von 17,6 % ein Drittel zum Gesamtwachstum bei.

Day-Ahead-Energie machte einen größeren Anteil am Umsatz aus

Eine 100-MW-Batterie (4 Stunden) erzielte $14,32/kW-Monat in ComEd, $15,08/kW-Monat in Dominion und $13,47/kW-Monat in Penelec.

Im Day-Ahead-Markt stieg der Umsatzanteil in jeder Zone: 36,5 % des Umsatzes in ComEd (Vorjahr: 27,2 %), 51,3 % in Dominion (Vorjahr: 29,8 %) und 37,0 % in Penelec (Vorjahr: 24,0 %).

Die Regulierungsleistung entwickelte sich gegenläufig. Sie ist zwar immer noch der größte Einzelposten in ComEd und Penelec mit 53 % des Umsatzes, aber das ist weniger als 67 % bzw. 71 % im Vorjahr.

Im August lag der Clearingpreis für Regulierungsleistung bei $87/MWh, verglichen mit $186/MWh im Juli. Dennoch sank der Umsatz aus der Regulierungsleistung nur um ein Drittel. Die Division des Umsatzes durch den Clearingpreis zeigt warum: Die 100-MW-Batterie erzielte etwa 12 MW Regulierungsleistung in ComEd, verglichen mit 8,2 MW im Juli.

Mit der Normalisierung der Spreads lenkte der Optimierer die Kapazität zurück in den Markt, der pro MW mehr zahlt. Bei kontinuierlichem Einsatz bringt die Regulierungsleistung zu den Augustpreisen $64,81/kW-Monat, verglichen mit $9,83/kW-Monat für einen täglichen Energiezyklus bei den Real-Time TB4-Werten im August.

Das Volumen begrenzt das Umsatzpotenzial für Nebenleistungen. PJM beschaffte im August durchschnittlich 729 MW Regulierungsleistung im gesamten RTO, innerhalb einer Bandbreite von 550 bis 750 MW. Eine 100-MW-Batterie bei voller Leistung würde somit 14 % des gesamten Marktes ausmachen.

Höhere Grundlast, nicht akute Ereignisse, sorgten für breitere Spreads

Das Nachfragewachstum erhöhte beide Enden der Preiskurve, aber nicht gleichmäßig. Im Real-Time-Markt stieg der Durchschnitt der vier teuersten Stunden pro Tag im Jahresvergleich um 60 % auf $103/MWh. Die vier niedrigsten stiegen um 19 % auf $24/MWh. Die Differenz ist der Real-Time TB4-Spread, der um 78 % auf $317/MW-Tag anwuchs.

Den größten Teil des Nachfragewachstums in PJM deckte Gas, das im Jahresvergleich um 3,1 GW zunahm. Das entsprach 37 % des Anstiegs von 8,4 GW. Geringere Exporte machten weitere 20 % aus, während Kohle, Erneuerbare und andere Quellen den Rest beisteuerten. Dass Gas weiter oben in der Merit-Order eingesetzt wurde, ließ die Kurve steiler werden.

Im Vergleich zum Vorjahr lag der August im Mittelfeld. Die $317/MW-Tag belegen Platz acht der letzten zwölf Monate, während der Juli mit $895/MW-Tag weiterhin den Höchstwert hält.

Der Jahresvergleich ist jedoch auffällig: August 2025 lag mit $178/MW-Tag am niedrigsten der Reihe. Neun der letzten dreizehn Monate lagen über $300/MW-Tag – ein Zeichen für anhaltende Enge in PJM.

Woher kam das Nachfragewachstum?

Virginia war die größte Quelle des Lastwachstums. Die Last in der Dominion-Zone, die den Großteil von Virginia abdeckt, lag im Schnitt bei 18,6 GW – ein Anstieg von 17,6 % im Jahresvergleich und 18,4 % gegenüber vor zwei Jahren. Damit stammt ein Drittel des gesamten PJM-Anstiegs aus Virginia.

AEP legte um 9,4 % zu, bzw. 14,2 % über zwei Jahre. In ComEd blieb die Last seit drei Jahren nahezu konstant.

Auch das Spread-Wachstum folgte dieser Geografie: In Dominion stieg der Real-Time TB4 um 135 % auf $447/MW-Tag, der schnellste Anstieg in PJM. Washington DC (PEPCO) stieg um 132 % auf $454/MW-Tag, und Baltimore (BGE) verzeichnete mit $463/MW-Tag den höchsten absoluten Wert. ComEd legte mit 38 % am langsamsten unter den westlichen Zonen zu.