​Der Februar 2026 brachte einige der stärksten Umsatzbedingungen für Batterien in PJM, die je verzeichnet wurden. Die Regelleistungspreise erreichten 194 $/MWh – ein neuer Höchstwert nach der Marktüberarbeitung für Regelleistung von PJM im Oktober 2025. Die Real-Time Top-Bottom (TB1) Spreads erreichten 223 $/MW-Tag, den höchsten Wert der letzten 12 Monate.

Eine 1 MW, 4-Stunden-Batterie hätte einen Stacking-Wert von 56 $/kW-Monat über Regelleistung, Real-Time Arbitrage und Kapazitätszahlungen erzielen können. Die tatsächlichen Umsätze dürften sogar noch höher liegen: Die Regelleistungskomponente dieser Schätzung basiert auf den durchschnittlichen realisierten Umsätzen von Oktober bis Dezember 2025, also vor dem jüngsten Preisanstieg.

Die Umsätze im Februar stiegen im Monatsvergleich um 60 %. Zum Vergleich: Im Januar 2026 lagen sie bei 35 $/kW-Monat – ebenfalls ein starker Monat, angetrieben durch den Wintersturm Fern.

Regelleistungspreise erreichten nach der Marktüberarbeitung im Februar einen Rekordwert von 194 $/MWh

Die Clearingpreise für Regelleistung lagen im Februar durchschnittlich bei 194 $/MWh – ein deutlicher Anstieg gegenüber 139 $/MWh im Januar und mehr als das Fünffache des Februarwerts 2025 von 37 $/MWh. Allein dieser Preis macht den Februar zum stärksten Monat für PJM-Batterien.

Regelleistung lag kontinuierlich deutlich über anderen Systemdienstleistungen. Synchronized und Primary Reserves lagen im Februar im Durchschnitt bei etwa 4 $/MWh.

Regelleistungspreise während der Rampenstunden stiegen im Jahresvergleich um mehr als das Zehnfache

Das intratägige Preisprofil für Februar 2026 zeigt genau, wo der Wert lag. Während der morgendlichen und abendlichen Rampenstunden überschritten die 5-Minuten-Regelleistungspreise regelmäßig 750 $/MWh.

Im Februar 2025 lagen die Regelleistungspreise während der Rampenstunden deutlich unter 100 $/MW/h. Der Unterschied spiegelt die laufende Marktanpassung nach der Überarbeitung wider: Weniger qualifizierte Teilnehmer, ein unterzeichnetes Regelleistungsangebot und Knappheit, verstärkt durch anhaltenden Wintersturm-Druck.

Real-Time Energie-Spreads erreichten ein 12-Monats-Hoch, angetrieben durch Nach-Sturm-Volatilität in der ersten Monatshälfte

Das Energiepreisprofil im Februar teilte sich in zwei deutliche Hälften. In der ersten Woche und Hälfte waren die Real-Time Preise sehr volatil, mit intratägigen Spitzen von fast 1.000 $/MWh Anfang Februar und einem starken Ausschlag um den 8. Februar. In der zweiten Monatshälfte beruhigten sich die Preise deutlich.

Die Volatilität zu Monatsbeginn spiegelte die Auswirkungen des Wintersturms Fern wider. Zwangsabschaltungen, die noch aus dem Januar anhielten, lagen über 10 GW und hielten das System angespannt, da die Temperaturen im Mid-Atlantic und Nordosten niedrig blieben.

Die Day-Ahead Preise waren durchgehend niedriger und flacher und unterschätzten regelmäßig das Real-Time Rampenrisiko.

Die Real-Time TB1 Spreads betrugen im Monatsdurchschnitt 223 $/MW/Tag – mehr als doppelt so viel wie der Day-Ahead Durchschnitt von 106 $/MW/Tag und der höchste Real-Time Wert der letzten 12 Monate. Selbst mit beruhigten Preisen in der zweiten Monatshälfte reichte die Volatilität zu Monatsbeginn aus, um einen neuen Höchstwert zu setzen.

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

Erdgas machte im Februar 2026 44 % der PJM-Stromerzeugung aus, ähnlich wie im Februar 2025. Auch die Gas-Spotpreise erreichten in beiden Zeiträumen Spitzenwerte um 7 $/MMBtu. Der Erzeugungsmix und die Brennstoffkosten waren in diesem Monat nicht die Preistreiber.

Höhere Last und erhöhte Ausfälle waren die Preistreiber. Die durchschnittliche tägliche Netto-Last stieg im Jahresvergleich, und die geplanten Wartungsausfälle verdreifachten sich auf 7,8 GW, da Betreiber die Zeit nach dem Sturm für geplante Arbeiten nutzten. Zwangsabschaltungen blieben während des gesamten Monats hoch und setzten den Höchststand aus dem Januar fort. Die maximalen Gesamtausfälle erreichten am 11. Februar 33,8 GW.

Mit höherer Last und weniger verfügbarer Kapazität bestimmten teurere Einheiten häufiger die Preisbildung.

Die Real-Time Preise lagen im Februar durchschnittlich bei 85 $/MWh – fast doppelt so hoch wie im Vorjahr. Bei ähnlichen Netto-Lastniveaus waren die Preise im Februar 2026 deutlich höher und breiter gestreut, mit Ausreißern von 500 bis 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 stark zwischen den PJM-Zonen. Batterien in den Zonen DOM und BGE erzielten TB1 Spreads von 8–9 $/kW-Monat. In COMED lagen sie bei weniger als der Hälfte, meist zwischen 3,50 und 3,90 $/kW-Monat.

Anhaltende Übertragungsengpässe in den Zonen Mid-Atlantic und Appalachian führen weiterhin zu wiederholten Preisdifferenzen während der Rampenstunden. Batterien in diesen Zonen profitieren von Netzengpässen, die sich nicht auf Standorte im Mittleren Westen auswirken.

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

Die Standortwahl auf Knotenebene wird zunehmend zum entscheidenden Faktor für die langfristigen Batterieerlöse in PJM. Da die Regelleistungserlöse durch eine wachsende Flotte unter Druck geraten, wird der Standort für Energiearbitrage immer wichtiger.

Fazit

Der Februar 2026 hat zwei Trends bestätigt, die die Wirtschaftlichkeit von Batterien in PJM neu gestalten. Erstens sorgt die Überarbeitung des Regelleistungsmarkts weiterhin für außergewöhnliche Umsatzmöglichkeiten für qualifizierte Batterien, insbesondere während der Rampenstunden. Zweitens wird der Wert der Energiearbitrage immer standortspezifischer, wobei die Mid-Atlantic- und Appalachian-Zonen den Mittleren Westen überholen.

Da die Regelleistungserlöse durch eine wachsende Flotte unter Druck geraten, wird der Standort einer Batterie in PJM immer entscheidender für ihren wirtschaftlichen Erfolg.