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

Die durchschnittliche stündliche Nachfrage stieg im Jahresvergleich um 8,4 % auf 108 GW, während die Spitzenlast um 0,8 % sank. Das ist das Gegenteil von Juli, als die durchschnittliche Nachfrage um 1 % sank und die Spitze einen Allzeitrekord erreichte.

Das virtuelle BESS-Benchmarking (vBESS) von Modo Energy schätzt, dass eine 100 MW/4-Stunden-Batterie in ComEd, Dominion und Penelec 13 bis 15 $/kW-Monat verdiente. Das ist kaum eine Veränderung gegenüber August 2025. Die Gewinne durch die größeren Spreads wurden teilweise durch die Regulierung kompensiert, die auf ihr drittniedrigstes Niveau seit der Neugestaltung im Oktober 2025 fiel.

Wichtigste Erkenntnisse

• Batterien erzielten 14,32 $, 15,08 $ und 13,47 $/kW-Monat in ComEd, Dominion und Penelec.
• Day-Ahead-Energie machte in allen drei Zonen einen größeren Anteil am Umsatz aus als im Vorjahr, stieg um 9 bis 22 Prozentpunkte, während der Anteil der Regulierung sank.
• Die Real-Time-TB4-Spreads lagen im Schnitt bei 317 $/MW-Tag, ein Plus von 78 % gegenüber dem Vorjahr. Day-Ahead erreichte 276 $/MW-Tag, ein Plus von 70 %.
• Die durchschnittliche Nachfrage stieg um 8,4 % auf 108 GW, während die Spitze um 0,8 % sank. Allein Virginia trug ein Drittel des Zuwachses bei, mit einem Anstieg der Last um 17,6 %.

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

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

Day-Ahead-Energie trug in jeder Zone mehr zum Umsatz bei als im Vorjahr: 36,5 % des Umsatzes von ComEd gegenüber 27,2 %, 51,3 % von Dominion gegenüber 29,8 % und 37,0 % von Penelec gegenüber 24,0 %.

Die Regulierung entwickelte sich entgegengesetzt. Sie ist immer noch der größte Einzelposten in ComEd und Penelec mit 53 % des Umsatzes, aber das ist ein Rückgang von 67 % bzw. 71 % im Vorjahr.

Die Regulierung lag im August bei 87 $/MWh gegenüber 186 $/MWh im Juli, dennoch sank der Umsatz aus der Regulierung nur um ein Drittel. Die Division des Umsatzes durch den Clearingpreis zeigt warum: Die 100 MW-Batterie klärte etwa 12 MW Regulierung in ComEd, gegenüber 8,2 MW im Juli.

Da sich die Energiespreads normalisierten, verlagerte der Optimierer die Kapazität zurück in den Markt, der pro MW mehr bezahlt. Kontinuierlich gehalten, bringt Regulierung zu August-Preisen 64,81 $/kW-Monat, gegenüber 9,83 $/kW-Monat für einen einzigen täglichen Energiezyklus zum Real-Time-TB4-Wert im August.

Das Volumen begrenzt die Umsatzmöglichkeiten für Nebenleistungen. PJM beschaffte im August durchschnittlich 729 MW Regulierung im gesamten RTO, innerhalb einer Bandbreite von 550 bis 750 MW, sodass eine 100 MW-Batterie mit voller Leistung 14 % des gesamten Marktes ausmachen würde.

Höhere Grundlast, nicht akute Ereignisse, weiteten die Spreads aus

Das Nachfragewachstum hob beide Enden der Preiskurve an, aber nicht gleichmäßig. Im Real-Time stieg der Durchschnitt der vier höchsten Stunden jedes Tages im Jahresvergleich um 60 % auf 103 $/MWh. Die vier niedrigsten stiegen um 19 % auf 24 $/MWh. Die Lücke dazwischen ist der Real-Time-TB4-Spread, der um 78 % auf 317 $/MW-Tag anwuchs.

Gas deckte den größten Anteil am Lastwachstum bei PJM, mit einem Anstieg von 3,1 GW im Jahresvergleich. Das entsprach 37 % des Anstiegs von 8,4 GW bei der Nachfrage. Geringere Exporte machten weitere 20 % aus, Kohle, Erneuerbare und andere Quellen den Rest. Die stärkere Einbindung von Gas weiter oben in der Einsatzreihenfolge steilte die Kurve auf.

Im vergangenen Jahr war der August eher durchschnittlich. Die 317 $/MW-Tag liegen an achter Stelle der letzten zwölf Monate, und Juli mit 895 $/MW-Tag bleibt der Höchstwert der Serie.

Der Jahresvergleich sticht hervor. August 2025 lag bei 178 $/MW-Tag, dem niedrigsten Wert der Serie. Neun der letzten dreizehn Monate lagen über 300 $/MW-Tag, in einem dauerhaft engen 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 Durchschnitt bei 18,6 GW, ein Anstieg von 17,6 % im Jahresvergleich und 18,4 % in zwei Jahren, was ein Drittel des gesamten PJM-Zuwachses ausmacht.

AEP legte um 9,4 % zu, bzw. 14,2 % in zwei Jahren. ComEd blieb drei Jahre in Folge stabil.

Das Spread-Wachstum folgte derselben Geografie. Der Real-Time-TB4 von Dominion stieg 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 stieg um 38 %, der langsamste Anstieg der westlichen Zonen.