​Im Februar 2026 herrschten in PJM einige der besten Bedingungen für Batterieerlöse aller Zeiten. Die Regelenergiepreise erreichten 194 $/MWh – ein neuer Höchststand nach der Marktneuordnung für Regelenergie im Oktober 2025. Die Real-Time Top-Bottom (TB1)-Spreads lagen bei 223 $/MW-Tag und damit so hoch wie seit 12 Monaten nicht mehr.

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Eine 1 MW, 4-Stunden-Batterie hätte 56 $/kW-Monat an kombinierter Wertschöpfung aus Regelenergie, Real-Time Arbitrage und Kapazitätszahlungen erzielen können. Die tatsächlichen Erlöse dürften sogar noch höher liegen: Für die Regelenergie-Komponente wurde der Durchschnittserlös von Oktober bis Dezember 2025 angesetzt – vor dem jüngsten Preissprung.

Die Februar-Erlöse stiegen im Monatsvergleich um 60 %. Zum Vergleich: Im Januar 2026 lag der Wert bei 35 $/kW-Monat – ebenfalls ein starker Monat, ausgelöst durch den Wintersturm Fern.

Regelenergiepreise erreichten im Februar nach der Marktneuordnung ein Rekordniveau von 194 $/MWh

Die Clearingpreise für Regelenergie lagen im Februar im Durchschnitt bei 194 $/MWh – ein deutlicher Anstieg gegenüber 139 $/MWh im Januar und mehr als das Fünffache des Februar 2025 (37 $/MWh). Allein dieser Preis macht den Februar zum besten Monat für PJM-Batterien seit Beginn der Aufzeichnungen.

Regelenergie wurde durchgehend deutlich über anderen Nebenleistungen abgerechnet. Synchronisierte und Primärreserven lagen im Februar im Schnitt bei etwa 4 $/MWh.

Regelenergiepreise zu Ramp-Stunden stiegen im Jahresvergleich um mehr als das Zehnfache

Das Intraday-Preisprofil für Februar 2026 zeigt genau, wo die Wertschöpfung lag: Während der Ramp-Stunden am Morgen und Abend überschritten die 5-Minuten-Regelenergiepreise regelmäßig 750 $/MWh.

Im Februar 2025 lagen die Regelenergiepreise zu Ramp-Stunden noch deutlich unter 100 $/MW/h. Der Unterschied zeigt die laufende Marktanpassung nach der Neugestaltung: Weniger qualifizierte Teilnehmer, eine unterzeichnete Regelenergie-Anforderung und Knappheit, verschärft durch den anhaltenden Einfluss des Wintersturms.

Real-Time-Energie-Spreads auf 12-Monats-Hoch durch Nach-Sturm-Volatilität im ersten Monatsdrittel

Das Energiepreisprofil im Februar zeigte zwei klar getrennte Phasen: In den ersten anderthalb Wochen waren die Real-Time-Preise extrem volatil, mit Intraday-Spitzen von fast 1.000 $/MWh Anfang Februar und einem scharfen Ausschlag um den 8. Februar. In der zweiten Monatshälfte beruhigten sich die Preise deutlich.

Die Volatilität zu Monatsbeginn war eine Nachwirkung des Wintersturms Fern. Erzwungene Ausfälle wurden aus dem Januar mitgenommen und lagen weiterhin über 10 GW, sodass das System bei niedrigen Temperaturen im Mittelatlantik und Nordosten angespannt blieb.

Die Day-Ahead-Preise waren über den gesamten Monat niedriger und flacher und unterschätzten regelmäßig das Ramp-Risiko im Real-Time-Markt.

Die Real-Time-TB1-Spreads lagen im Monatsdurchschnitt bei 223 $/MW/Tag – mehr als doppelt so hoch wie der Day-Ahead-Durchschnitt (106 $/MW/Tag) und der höchste Real-Time-Wert der letzten 12 Monate. Auch wenn sich die Preise in der zweiten Monatshälfte beruhigten, reichte die Volatilität der ersten Hälfte aus, um ein neues Hoch zu setzen.

Höhere Last und mehr Ausfälle trieben die Preise fast auf das Doppelte des Vorjahresniveaus

Erdgas machte im Februar 2026 44 % der PJM-Stromerzeugung aus, ähnlich wie im Februar 2025. Die Spotpreise für Gas erreichten in beiden Zeiträumen etwa 7 $/MMBtu. Das Erzeugungsmix und die Brennstoffkosten waren diesen Monat also nicht ausschlaggebend.

Höhere Last und mehr Ausfälle waren die Preistreiber. Die durchschnittliche tägliche Netto-Last stieg im Jahresvergleich, und Wartungsausfälle verdreifachten sich auf 7,8 GW, da Betreiber die Zeit nach dem Sturm für geplante Arbeiten nutzten. Erzwungene Ausfälle blieben während des gesamten Monats hoch und setzten sich vom sturmbedingten Höhepunkt im Januar fort. Der Höchststand aller Ausfälle lag am 11. Februar bei 33,8 GW.

Mit mehr Last und weniger verfügbarer Kapazität bestimmten teurere Anlagen häufiger die Marginalpreise.

Die Real-Time-Preise lagen im Februar im Schnitt bei 85 $/MWh und damit fast doppelt so hoch wie im Februar 2025. Bei ähnlicher Netto-Last waren die Preise 2026 deutlich höher und streuten weiter, einzelne Ausreißer erreichten 500–800 $/MWh. Im Februar 2025 lagen die Preise bei vergleichbarer Nachfrage meist unter 100 $/MWh.

Batterien in den Zonen DOM, BGE und APS konnten mehr als doppelt so hohe Spreads wie in COMED erzielen

Die Arbitragemöglichkeiten unterschieden sich im Februar deutlich zwischen den PJM-Zonen. Batterien in den Zonen DOM und BGE erzielten TB1-Spreads von 8–9 $/kW-Monat. In COMED lag der Wert bei unter der Hälfte, meist zwischen 3,50 und 3,90 $/kW-Monat.

Anhaltende Übertragungsengpässe in den Mittelatlantik- und Appalachen-Zonen führen weiterhin regelmäßig zu nodalen Preisdifferenzen während der Ramp-Stunden. Batterien in diesen Zonen profitieren von Engpässen, die sich nicht auf den Mittleren Westen ausweiten.

Das gleiche regionale Muster zeigt sich auch in der Entwicklungspipeline: Geplante Batterien in DOM, BGE und PEPCO hätten TB1-Spreads von 8–10 $/kW-Monat erzielt. Projekte in den Zonen des Mittleren Westens wie COMED und AEP lägen bei etwa der Hälfte.

Die Standortwahl auf Knotenebene wird zunehmend zum entscheidenden Faktor für die langfristigen Batterieerlöse in PJM. Da die Regelenergieerlöse durch die wachsende Flotte unter Druck geraten, gewinnt der Standort für Energiearbitrage an Bedeutung.

Fazit

Der Februar 2026 hat zwei Trends bestätigt, die die Wirtschaftlichkeit von PJM-Batterien verändern: Erstens schafft die Neugestaltung des Regelenergiemarktes weiterhin überdurchschnittliche Erlösmöglichkeiten für qualifizierte Batterien, insbesondere während der Ramp-Stunden. Zweitens wird der Wert der Energiearbitrage immer standortspezifischer – mit Vorteilen für die Mittelatlantik- und Appalachen-Zonen gegenüber dem Mittleren Westen.

Da die Regelenergieerlöse durch die zunehmende Flottengröße unter Druck geraten, entscheidet der Standort einer Batterie in PJM immer mehr über ihren wirtschaftlichen Erfolg.