Eine 1-MW-Batterie mit 4 Stunden Laufzeit erzielte im Mai 2026 in PJM modellierte Einnahmen von 73 $/kW-Monat. Die Regelenergie trug 56 $/kW-Monat bei, der Real-Time-Energiehandel 12 $/kW-Monat und die Kapazität 5 $/kW-Monat.

Die Real-Time-TB4-Spreads lagen im Mai durchschnittlich bei 389 $/MW-Tag, 106 % über dem Wert vom Mai 2025. Eine rekordverdächtige Hitzewelle vom 18. bis 20. Mai trieb diesen Durchschnitt nach oben: An diesen drei Tagen lagen die täglichen Spreads mehr als dreimal so hoch wie im restlichen Monat. Der Anstieg resultierte aus wenigen extremen Tagen, nicht aus einem insgesamt wärmeren Monat.

Wichtige Erkenntnisse

• Eine 1-MW-Batterie mit 4 Stunden Laufzeit erzielte modellierte 73 $/kW-Monat. Die Regelenergie bleibt mit 56 $/kW-Monat das Fundament, übernommen aus dem Q1-Proxymodell von Modo Energy, bis die Q2-Zahlen Ende Juli veröffentlicht werden.
• Die Real-Time-TB4-Spreads lagen im Durchschnitt bei 389 $/MW-Tag, ein Plus von 106 % gegenüber dem Vorjahr. Dies war wetterbedingt: Einige Extremtage hoben den Mittelwert an.
• Die höchsten Spreads wurden im Osten von PJM verzeichnet, entsprechend den höchsten Temperaturen der Region. Virginia (DOM) führte mit 898 $/MW-Tag (+118 %), gefolgt von Baltimore (BGE) und Washington DC (PEPCO). Auch westliche Zonen wie ComEd stiegen, lagen aber deutlich darunter: ComEd erreichte 281 $/MW-Tag, weniger als ein Drittel des Werts von Virginia.
• Die Real-Time-Preise stiegen am 18. Mai auf 2.152 $/MWh, während der Day-Ahead-Preis nur 54 $/MWh betrug. Im Mai 2026 gab es 21 Stunden mit Preisen über 200 $/MWh, im Vergleich zu 2 im Mai 2025.
• Die Solarstromerzeugung wuchs im Jahresvergleich um 35 % und vertiefte die Mittags-Täler. Im Monat gab es 137 Stunden mit Preisen unter 20 $/MWh, was die tägliche Preisspanne von unten verbreiterte.

Eine Rekord-Hitzewelle im Mai, kein struktureller Wandel, trieb die Spreads

Die Real-Time-TB4-Spreads lagen im Mai durchschnittlich bei 389 $/MW-Tag, nach 368 $/MW-Tag im April und 106 % über dem Wert vom Mai 2025 (189 $/MW-Tag). Die Day-Ahead-Spreads lagen bei 234 $/MW-Tag, 78 % über dem Vorjahreswert.

Der Auslöser war eine starke, frühe Hitzewelle. Philadelphia erreichte am 19. Mai 98 °F – der heißeste Maitag seit Beginn der Aufzeichnungen und damit ein neuer Rekord (bisher 96 °F im Jahr 1962). Washington und Baltimore kamen beide auf 97 °F. Drei Tage in Folge, vom 18. bis 20. Mai, wurden Temperaturrekorde gebrochen.

Das größte Knappheitsereignis im Mai war am 18. Mai: Gegen 11:40 Uhr stiegen die Real-Time-Preise auf 2.152 $/MWh, während die Day-Ahead-Preise für dieselbe Stunde nur 54 $/MWh erreichten. Das monatliche Day-Ahead-Hoch lag bei 400 $/MWh (am 19. Mai).

Die Hitze war ein östliches Ereignis, kein systemweites. In Chicago im Westen von PJM wurden am 17. Mai maximal 87 °F gemessen, am 20. Mai fiel die Temperatur auf 59 °F. Das waren deutlich mildere Bedingungen als an der Atlantikküste.

Gegen Monatsende folgte ein weiterer Real-Time-Preissprung. Der tägliche TB4-Wert erreichte am 26. Mai 1.061 $/MW-Tag und am 27. Mai 868 $/MW-Tag und lag damit fast auf dem Niveau der Hitzetage. Dieses Mal war jedoch nicht die Hitze der Auslöser: Die Temperaturen bewegten sich nur im unteren 80er-Bereich, aber ein stürmischer Morgen sorgte am 27. Mai für einen Real-Time-Preis von fast 828 $/MWh.

Im Monatsverlauf lagen die Abendpreise etwa 63 % über denen vom Mai 2025, wobei die Stunden von 19 bis 20 Uhr bei rund 91 $/MWh lagen (Vorjahr: 56 $/MWh).

Der Mittlere Atlantik führte, weil dort die Hitze am stärksten war

Jede PJM-Zone verzeichnete im Jahresvergleich einen Anstieg der Real-Time-TB4-Spreads, aber der Mittlere Atlantik legte am stärksten zu.

Virginia (DOM) führte mit 898 $/MW-Tag (+118 %), gefolgt von Baltimore (BGE) mit 643 $/MW-Tag (+124 %) und Washington DC (PEPCO) mit 624 $/MW-Tag (+89 %).

Anhaltende Übertragungsengpässe zwischen den östlichen Lastzentren und der westlichen Erzeugung vergrößern die Preisdifferenzen bei Knappheit. Die Hitzewelle belastete diese Engpässe genau dort, wo sie am stärksten wirken. Westliche Zonen wie ComEd legten ebenfalls zu, aber deutlich weniger stark.

Höherer Solaranteil und geringere Nettoexporte veränderten das Erzeugungsprofil

Die durchschnittliche stündliche Nachfrage erreichte 85,6 GW, ein Anstieg um 5,5 % gegenüber 81,1 GW im Mai 2025, teils bedingt durch die Hitze.

Der Erzeugungsmix reagierte anders auf die Last als im Vorjahr. Die Solarstromerzeugung stieg um 35 %, der durchschnittliche stündliche Output wuchs von 3,2 auf 4,4 GW. Gas verringerte sich um etwa 5 %, Kernkraft stieg um 3 %, Wind blieb konstant.

Die Nettoexporte gingen um 72 % zurück. Im Mai exportierte PJM im Durchschnitt nur 1,1 GW netto, verglichen mit 3,9 GW im Vorjahr, da die Region zur Deckung der höheren Last auf Importe angewiesen war.

Die erhöhte Solarproduktion zur Mittagszeit senkt die Tagestiefs weiter ab. Im Monat gab es 137 Stunden mit Preisen unter 20 $/MWh, gegenüber 122 im Vorjahr, und 21 Stunden über 200 $/MWh, gegenüber nur 2. Günstigere Tagestiefs erweitern die tägliche Preisspanne von unten, während die Hitze sie von oben streckt.

Regelenergie bleibt das Fundament der Einnahmen

Sechs Monate nach dem Redesign im Oktober 2025 bleibt die Regelenergie auf hohem Niveau. Im Mai lag der Wert bei 97 $/MWh, nach 104 $/MWh im April und damit 3,4-mal so hoch wie im Mai 2025 (29 $/MWh).

Synchronisierte und Primärreserven blieben niedrig und wurden vom Redesign nicht beeinflusst.

Das 5-Minuten-Profil zeigt den gleichen Anstieg über den Tag hinweg, wobei das höhere Grundniveau zwischen den Rampenstunden genauso viel beiträgt wie die Preisspitzen selbst.

Im Pipeline-Vergleich erzielen Mid-Atlantic-Zonen weiterhin die höchsten Spreads

Wer geplante BESS-Projekte anhand der aktuellen TB-Spreads filtert, sieht, dass die Dominanz des Mittleren Atlantiks auch in der Entwicklungspipeline anhält. Geplante Batterien in PEPCO und BGE würden die höchsten kumulierten TB4-Spreads in PJM erzielen.

Sowohl bestehende als auch geplante Batterien im Korridor würden unter den aktuellen Preisen etwa doppelt so hohe Spreads erzielen wie Projekte weiter westlich.

Was lehrt uns der Mai?

Die Volatilität im Mai war wetterbedingt – ausgelöst von einigen wenigen Extremsituationen, angeführt von der Rekord-Hitzewelle vom 18. bis 20. Mai. Dies führte zu einem Anstieg der Real-Time-Spreads um 106 % gegenüber dem Vorjahr, während die durchschnittlichen Monatstemperaturen etwa gleich blieben.

Die Regelenergie bleibt der strukturelle Einnahmetreiber und hält sich auch sechs Monate nach dem Redesign auf hohem Niveau. Energiearbitrage ergänzt die Einnahmen bei extremen Wetterlagen und spiegelt das Potenzial von BESS-Anlagen im Real-Time-Markt während Knappheitsereignissen wider.