​Eine 1 MW, 4-Stunden-Batterie hätte im März 2026 $51/kW-Monat verdienen können, durch die Kombination von Regelenergie ($35/kW-Monat), Real-Time-Energiearbitrage ($11/kW-Monat) und Kapazitätszahlungen ($5/kW-Monat). Das ist ein Rückgang gegenüber $56/kW-Monat im Februar, als erhöhte Winter-TB-Spreads zu höheren Arbitrageerlösen führten.

​Die RT-TB4-Spreads lagen im Durchschnitt bei $341/MW-Tag, 70% über den $201 von März 2025. Dieser Durchschnitt wurde durch einige extreme Spitzentage verzerrt; der Median lag bei $257, immer noch eine deutliche Verbesserung von 28% gegenüber dem Vorjahr.

Wichtigste Erkenntnisse

• Das gesamte BESS-Erlöspotenzial sank auf $51/kW-Monat von $56 im Februar, getrieben durch geringere RT-Arbitrage, da sich die TB4-Spreads von $510 auf $341/MW-Tag verringerten.
• Baltimore (BGE), Washington DC (PEPCO) und Virginia (DOM) wiesen die höchsten RT-TB4-Spreads auf. DA-Spreads zeigten weniger regionale Unterschiede.
• Wintersturm Iona traf die PJM-Region Mitte März mit Windböen bis zu 119 km/h, gefolgt von einer Kältewelle.
• Geplante Kraftwerksabstellungen stiegen von 2 GW Anfang Februar auf fast 40 GW Ende März, wodurch die verfügbare Kapazität während des Sturms reduziert wurde.
• ​Regelenergiepreise entspannten sich auf $105/MWh von $194/MWh im Februar (4-Jahres-Hoch), blieben aber nach der Marktreform im Oktober weiterhin fast dreimal so hoch wie im März 2025.

Regionale Spreads gingen stark auseinander – Mid-Atlantic-Zonen setzen sich weiter ab

​Nicht alle Batterien hatten im März die gleichen Erlöschancen. Die höchsten Real-Time-TB4-Spreads konzentrierten sich im Mid-Atlantic-Korridor von Virginia über Maryland. Baltimore (BGE) lag mit $532/MW-Tag vorn, gefolgt vom Großraum Washington DC (PEPCO) mit $487/MW-Tag und Virginia (DOM) mit $428/MW-Tag. Weiter westlich lagen die Spreads in Ohio, Illinois und Pennsylvania näher bei $300-370/MW-Tag.

Dieses geografische Muster entspricht den Beobachtungen aus Januar und Februar. Anhaltende Engpässe bei der Übertragung zwischen östlichen Verbrauchszentren und westlicher Erzeugung führen weiterhin zu Preisdifferenzen während der Rampenstunden.

​Im Vergleich dazu waren die DA-TB4-Spreads weniger unterschiedlich zwischen den Zonen und zeigten weniger Veränderungen zum Vorjahr. Teile von New Jersey, Ost-Pennsylvania und Delaware waren im DA im Wesentlichen unverändert oder rückläufig, obwohl ihre RT-Spreads deutlich stiegen. Batterien, die nur am Day-Ahead-Markt teilnahmen, hätten weit weniger Unterschiede gesehen.

Auch auf Asset-Ebene zeigt sich das gleiche regionale Ranking. Sowohl bestehende als auch geplante Batterien im Mid-Atlantic-Korridor würden etwa doppelt so hohe Spreads erzielen wie jene im Mittleren Westen.

TB4-Spreads sanken gegenüber Februar, bleiben aber im Jahresvergleich hoch

RT-TB4-Spreads lagen im März im Durchschnitt bei $341/MW-Tag, ein Rückgang gegenüber $510 im Februar.

​Der Durchschnitt wurde durch drei Tage mit TB4 über $900/MW-Tag nach oben verzerrt. Der Median lag bei nur $257/MW-Tag gegenüber $201/MW-Tag im März 2025, wobei die meisten Tage einen ähnlichen stündlichen Verlauf zeigten.

Die Preisspitzen fallen auf, aber auch die Tiefpunkte sind für TB-Spreads entscheidend. Im März 2026 gab es 108 Stunden unter $20/MWh, verglichen mit nur 13 im März 2025. Batterien profitieren von der Lücke zwischen günstigen und teuren Stunden am selben Tag, und im März 2026 waren diese Unterschiede auf beiden Seiten ausgeprägter.

Zwei ausgeprägte Preisereignisse stechen hervor. Am 12.-13. März stiegen die Real-Time-Preise auf $882 und $1.252/MWh, während Day-Ahead nur $91 und $113 betrug. Am 17.-19. März kehrte sich das Muster um: Day-Ahead erreichte $272/MWh, während Real-Time niedriger lag.

Höhere Last, mehr Ausfälle und Wintersturm Iona sorgten für Volatilität im März

Drei Faktoren hielten den März trotz saisonalem Übergang volatil.

Die Nachfrage war im Jahresvergleich höher. Die durchschnittliche stündliche Last lag bei 90 GW, gegenüber 87 GW im März 2025. PJM verzeichnete 101 Stunden über 100 GW, mehr als doppelt so viele wie im Vorjahr. Dies zeigt sich im Fuel-Mix-Diagramm, wo der Nettoexport von etwa 4 GW in 2025 auf rund 2,5 GW sank.

Gleichzeitig verknappte die Frühlingswartung das Angebot. Geplante Ausfälle stiegen von etwa 2 GW Anfang Februar auf fast 40 GW Ende März. Die Gesamtausfälle erreichten einen Höchststand von 57 GW.

Dann kam Wintersturm Iona. Am 15.-16. März tobten schwere Winde mit bis zu 119 km/h über das PJM-Gebiet, mehr als 500.000 Kunden verloren den Strom. Vom 17.-19. März folgte eine arktische Kältewelle mit Temperaturen 20-30 Grad unter dem Durchschnitt für Mitte März. Die Day-Ahead-Märkte erkannten die Kälte früh und preisten sie aggressiv ein, mit einem DA-Höchstwert von $272/MWh am 18. März. Die Real-Time-Preise für diese Stunden lagen deutlich niedriger, da die Kälte schneller als erwartet nachließ und zurückgeholte Wartungskapazitäten wieder ans Netz gingen.

Regelenergiepreise entspannten sich, bleiben aber nach der Oktober-Reform erhöht

Regelenergie wurde im März mit $105/MW/h abgerechnet, ein Rückgang vom 4-Jahres-Hoch von $194 im Februar. Aber $105 sind immer noch fast dreimal so viel wie die $36 im März 2025, was den strukturellen Wandel durch die Marktneugestaltung im Oktober 2025 widerspiegelt.

Morgendliche und abendliche Rampenstunden führten weiterhin zu deutlichen Preisspitzen, wenn auch weniger extrem als die Februar-Höchstwerte über $750/MWh. PJM erhöhte zudem die Nicht-Rampen-Regelenergieanforderung von 525 MW auf 750 MW im Jahresvergleich.

Was sagt uns der März?

Der März 2026 war ein Übergangsmonat. Der typische Tag brachte moderat höhere Erlöse als im Vorjahr. Die Ausnahmetage wurden durch einen Sturm in Kombination mit der Frühlingswartungssaison geprägt.

Regelenergieerlöse bleiben strukturell erhöht. Arbitrage-Chancen bestehen, konzentrieren sich aber auf wenige hochvolatile Tage, die eine Teilnahme am Real-Time-Markt und eine günstige Positionierung im Netz erfordern.