​Die Echtzeit-Top-Bottom (TB4)-Spreads über vier Stunden in PJM lagen im Juni durchschnittlich bei 473 $/MW-Tag, was einem Rückgang von 9 % im Jahresvergleich entspricht. Die Day-Ahead-TB4-Spreads entwickelten sich entgegengesetzt und stiegen auf 345 $/MW-Tag, ein Plus von 24 %. Die Spitzenlast sank im Jahresvergleich um 7 %, und der maximale Echtzeitpreis fiel um 61 %.

Allerdings kam es am 10. und 11. Juni zu einem starken Anstieg der Regelleistung, die Tagesdurchschnitte von über 1.000 $/MW-Tag erreichte – zusätzlich zu einem bereits durch die Marktneugestaltung von PJM im Oktober 2025 angehobenen Basisniveau.

Das Intraday-Profil von PJM wurde flacher. Mittags stiegen die Preise leicht an, mit Durchschnittswerten von 66 $/MWh in den Stunden 11 bis 15 gegenüber 59 $/MWh im Vorjahr. Die Abendspitze entspannte sich dagegen: Der Durchschnitt für HE19 fiel auf 121 $/MWh nach 174 $/MWh.

Wichtigste Erkenntnisse

• Echtzeit-TB4-Spreads lagen im Schnitt bei 473 $/MW-Tag, ein Rückgang von 9 % gegenüber 517 $/MW-Tag im Vorjahr. Day-Ahead-TB4-Spreads stiegen PJM-weit auf 345 $/MW-Tag, ein Plus von 24 % gegenüber 279 $/MW-Tag.
• Die Spitzenlast im System sank im Jahresvergleich um 7 %, von 161 GW im Juni 2025 auf 150 GW im Juni 2026. Die Abendspitze entspannte sich auf 121 $/MWh.
• Die Echtzeit-Regelleistung stieg am 11. Juni auf einen Tagesdurchschnitt von 1.185 $/MW-Tag – mehr als das Dreifache des höchsten Einzeltages im Juni 2025. Die Reserven blieben im selben Zeitraum gedämpft.
• Kohleverstromung ging um 15 % auf 16 GW zurück, während Solar um 25 % auf 4,8 GW und Wind um 23 % auf 3 GW zulegten.
• Die Spreads konzentrierten sich weiterhin auf den mittleren Atlantik. Baltimore (BGE) führte im Echtzeitbereich mit 1.026 $/MW-Tag, gefolgt von Washington DC (PEPCO) und Virginia (DOM).

Echtzeit-Spreads entspannten sich um 9 %, während Day-Ahead-Spreads sich ausweiteten

Echtzeit-TB4-Spreads lagen im Juni bei durchschnittlich 473 $/MW-Tag, ein Rückgang von 9 % gegenüber 517 im Vorjahr.

Day-Ahead-Spreads entwickelten sich entgegengesetzt. Die vierstündigen Day-Ahead-Spreads stiegen auf 345 $/MW-Tag, ein Plus von 24 % gegenüber 279 $ (Day-Ahead ist rekonstruiert, nicht direkt; siehe Hinweis zu den Daten).

Die drei Zonen im mittleren Atlantik lagen deutlich vorn. Baltimore (BGE) führte das Echtzeit-TB4-Ranking mit 1.026 $/MW-Tag an, gefolgt von Washington DC (PEPCO) mit 939 $/MW-Tag und Virginia (DOM) mit 859 $/MW-Tag.

Im restlichen Gebiet lagen die Werte deutlich niedriger. Allegheny (APS) lag im Schnitt bei 516 $/MW-Tag und Dayton (DAY) bei 423 $/MW-Tag, während Pennsylvania (PPL), Philadelphia (PECO) und Zentral-New Jersey (JCPL) sich zwischen 290 und 330 $/MW-Tag einreihten.

Anhaltende Übertragungsengpässe zwischen östlichen Lastzentren und westlicher Erzeugung vergrößern die Preisdifferenzen, wenn das System angespannt ist.

Kohle wurde abgeschaltet, Solar legte zu und der Tagesboden festigte sich in PJM

Der Erzeugungsmix war im Vergleich zu Juni 2025 deutlich verändert, obwohl PJM mit einem Kapazitätsengpass konfrontiert ist. Kohleverstromung ging im Jahresvergleich um 15 % auf durchschnittlich 16 GW zurück, während Solar um 25 % auf 4,8 GW und Wind um 23 % auf 3 GW zulegten.

Gas blieb mit durchschnittlich 45 GW der dominierende Brennstoff, 3 % weniger als im Vorjahr. Die PJM-Speicher entluden sich während der Abendspitze und erreichten gegen 19 Uhr fast 163 MW.

Zwei Hitzeereignisse bestimmten die Volatilität im Juni in PJM

Zwei Hitzeperioden sorgten für Volatilität in einem ansonsten ruhigen Monat. Die erste war eine Hitzewelle an der Ostküste am 10. und 11. Juni. Die Echtzeitpreise erreichten am 11. Juni um 17 Uhr mit 719 $/MWh ihren Höchststand, deutlich über dem Median von 31 $/MWh, bei einer Nachfrage von 145 GW um 17 Uhr.

Anders als ein Einzelstundenspitze blieb der Preis am 11. Juni acht Stunden lang – von 12 bis 20 Uhr – über 200 $/MWh. Das steht für einen durchgehenden Hitzetag statt einer einzelnen Abendspitze und systemweiter Belastung.

Die zweite Hitzewelle beendete den Monat. Eine viel beachtete Hitzekuppel bildete sich über dem zentralen und östlichen Teil der USA und trieb die PJM-Nachfrage zum Junihöchststand: 144 GW am 29. Juni und 150 GW am 30. Juni. Diese 150 GW entsprachen dem Sommerhöchstwert 2024 von 151 GW, lagen aber unter dem Allzeithoch von 166 GW aus dem Jahr 2006.

Regelleistung stieg am 10. und 11. Juni sprunghaft an

Echtzeit-Regelleistung, ein Sekundärprodukt zur Systembilanzierung, das sich von Reserven unterscheidet, stieg an diesen beiden Tagen deutlich an. Die Tagesdurchschnitte erreichten 1.066 $/MW-Tag am 10. Juni und 1.185 $/MW-Tag am 11. Juni – im Vergleich zu einem Monatsdurchschnitt von 55 $/MW-Tag im Juni 2025 für ganz PJM.

Ein Teil dieses Anstiegs ist strukturell und nicht wetterbedingt. Die Marktneugestaltung für Regelleistung von PJM trat am 1. Oktober 2025 in Kraft, vereinte die RegA- und RegD-Signale zu einem einzigen Regelleistungsprodukt und beendete den Mileage-Aufschlag für RegD. Seitdem liegen die Clearingpreise marktweit höher, sodass die Neugestaltung das Basisniveau für Juni 2026 anhob, während die Hitzewelle Mitte Juni den zweitägigen Preissprung verursachte.

Allein der 11. Juni lag beim Clearingwert 3,1-mal über dem höchsten Einzeltag im Juni 2025 von 379 $ (am 24. Juni). Es war ein anhaltendes Ereignis: Über 100 Fünf-Minuten-Intervalle lagen am 11. Juni über 500 $/MW-Tag.

Ausblick auf den Sommer 2026 in PJM

Echtzeit-Spreads entspannten sich um 9 %, die Nachfrage sank um 7 %, und der maximale Echtzeitpreis fiel im Jahresvergleich um 61 % in PJM. Die Day-Ahead-Spreads weiteten sich um 24 % aus, da der Markt eine festere Tagesstruktur abbildete.

Für eine 100-MW-Batterie mit vier Stunden Dauer entspricht der Echtzeit-Spread von 473 $/MW-Tag etwa 14 $/kW-Monat – vor Abzug von Wirkungsgradverlusten und Zyklen. Regelleistung, die PJM-weit abgerechnet wird, hätte an den Spitzentagen vergleichbare Erlöse bringen können. Das Clearing am 11. Juni von 1.185 $/MW-Tag lag beim 2,5-fachen des durchschnittlichen Energie-Spreads im Monat, sodass eine Batterie mit Regelleistung einen Großteil ihres Juni-Umsatzes an ein oder zwei Tagen erzielt hätte.

Die Hitzekuppel Ende Juni trieb die Nachfrage am 30. Juni auf den Monatshöchststand, aber der Spitzenpreis lag an diesem Tag nur bei 252 $/MWh. Für den Großteil von PJM verlief der Juni ruhig, während der mittlere Atlantik weiterhin die Spreads bestimmte.