Die Real-Time-TB4-Spreads in PJM lagen im Oktober 2026 im Durchschnitt bei 631 $/MW-Tag und damit 107 % über dem Vorjahreswert. Auch die Day-Ahead-Spreads stiegen: um 124 % auf 494 $/MW-Tag. Allein der 13. und 14. Oktober machten 41 % der kumulierten Real-Time-Spreads des Monats aus. Ohne diese beiden Tage hätte der Monatsdurchschnitt bei 409 $/MW-Tag gelegen.

Am 13. Oktober trieb für die Jahreszeit ungewöhnliche Wärme die Last auf 108 GW, während 61 GW Erzeugungskapazität außer Betrieb waren (davon 46 GW planmäßig wegen Wartungsarbeiten). PJM gab bereits Tage im Voraus Kapazitätswarnungen heraus und am Vortag eine Warnung vor maximaler Erzeugung. Am betreffenden Tag rief der Netzbetreiber Lastmanagement ab und nutzte eine Notfallanordnung des Energieministeriums.

Einen Monat zuvor hatte PJM ebenfalls ein Zusammentreffen von Hitze und planmäßigen Ausfällen erlebt, doch der Day-Ahead-Markt hatte es nicht erfasst. Diesmal sagte PJM das Ereignis voraus: Der Day-Ahead-Markt bewertete den 13. mit 2.400 $/MW-Tag und setzte den Preis für den 14. mit 2.927 $/MW-Tag zu hoch an – gegenüber 1.280 $/MW-Tag im Real-Time-Markt.

Trotz der höheren Volatilität der Energiepreise veranschlagten die virtuellen BESS-Benchmarks (vBESS) von Modo Energy für eine 100-MW-Batterie mit vier Stunden Speicherdauer in ComEd, Dominion und Penelec Erlöse von 14 bis 18 $/kW-Monat. Das sind 51 % bis 54 % weniger als im Oktober 2025. Der Rückgang war größtenteils auf die Frequenzregelung zurückzuführen: Ihr Preis sank um 44 %, die Erlöse fielen von rund 24 $/kW-Monat auf unter 4 $/kW-Monat. Höhere Day-Ahead-Erlöse aus Energie konnten diese Lücke nicht schließen.

Die wichtigsten Erkenntnisse

• Modellierte Batterien in ComEd, Dominion und Penelec erzielten Erlöse von 16 $/kW-Monat, 18 $/kW-Monat beziehungsweise 14 $/kW-Monat. Erst zum dritten Mal seit Anfang 2025 war Day-Ahead-Energie in allen drei Erlösportfolios die größte Erlösquelle.
• Die Real-Time-TB4-Spreads lagen im Durchschnitt bei 631 $/MW-Tag und damit 107 % über dem Vorjahreswert. Die Day-Ahead-Spreads erreichten 494 $/MW-Tag, ein Plus von 124 % gegenüber dem Vorjahr.
• Am 13. Oktober erreichten die Real-Time-Preise um 18 Uhr 1.640 $/MWh, gegenüber 886 $/MWh im Day-Ahead-Markt. Einen Tag später übertraf der Day-Ahead-Preis den Real-Time-Preis in derselben Stunde mit 1.245 $/MWh gegenüber 563 $/MWh.
• Die Regelenergie wurde mit 67 $/MWh abgerechnet, 44 % weniger als im Oktober 2025. Da beide Monate auf die Neugestaltung des PJM-Regelenergiemarkts im Oktober 2025 folgten, ist dies der erste direkte Vergleich auf gleicher Grundlage. Zugleich ist es der erste Rückgang im Jahresvergleich seit der Neugestaltung.

vBESS-Benchmarks: Eine Batterie hätte 14 bis 18 $/kW-Monat erzielen können

Day-Ahead-Energie war in allen vBESS-Erlösportfolios die größte Erlösquelle: 8,06 $/kW-Monat in ComEd, 10,38 $/kW-Monat in Dominion und 6,88 $/kW-Monat in Penelec. In nur drei der 22 Monate mit vBESS-Daten seit Januar 2025 – Juli, September und Oktober 2026 – war Day-Ahead-Energie in allen drei Portfolios die führende Erlösquelle. In ComEd und Penelec lagen die Day-Ahead-Erlöse aus Energie 67 % beziehungsweise 78 % über dem Wert vom Oktober 2025.

Die Erlöse aus Regelenergie fielen auf rund 13 % des Niveaus vom Oktober 2025 – in allen drei Zonen der niedrigste Wert der 13 Monate seit der Neugestaltung. Die niedrigeren Preise erklären diesen Rückgang nur zum Teil. Der Preis für Regelenergie sank um 44 %, während die Erlöse um 86 % bis 87 % zurückgingen. Das deutet darauf hin, dass die modellierten Batterien auch weniger Regelenergie verkauften und stattdessen verstärkt auf Energiearbitrage setzten.

Hitze und Herbstwartungen sorgten am 13. Oktober für den Preissprung

Am 13. Oktober lag der tägliche Real-Time-TB4-Wert bei 4.873 $/MW-Tag – mehr als sechsmal so hoch wie am teuersten Tag im Oktober 2025 (779 $/MW-Tag). Dieser einzelne Tag machte 32 % der kumulierten Real-Time-Spreads des Monats aus.

Am 13. Oktober erreichten die Temperaturen in Philadelphia 81 °F, in Washington, D.C., 82 °F und in Cincinnati 89 °F. Damit lagen sie 12 °F bis 20 °F über den durchschnittlichen Höchstwerten im Oktober 2025. Die Last erreichte mit 108 GW ihren Spitzenwert und lag damit 14 GW über dem monatlichen Median der abendlichen Lastspitze von 94 GW.

Gleichzeitig waren rund 61 GW Erzeugungskapazität außer Betrieb, davon 46 GW aufgrund planmäßiger Wartungsarbeiten. PJM untersagt solche planmäßigen Ausfälle während der sommerlichen Spitzenlastsaison, weshalb sie sich im Herbst häufen. Zusammengenommen erreichten die abendliche Last und die Ausfälle am 13. und 14. Oktober 169 bis 170 GW – den höchsten Wert des Monats.

PJM hatte bereits Tage zuvor vor dem Risiko gewarnt. Für den 12., 13. und 14. Oktober gab der Netzbetreiber Kapazitätswarnungen heraus und rief Generatoren aus Wartungsstillständen zurück. Am 12. Oktober erklärte PJM für den 13. eine Warnung vor maximaler Erzeugung und verlängerte sie später bis zum 14. Oktober. Die Warnung weist darauf hin, dass PJM möglicherweise Notstromerzeugung und Lastmanagement benötigt, um die Last zu decken, und fragt Generatoren, wie schnell sie Anlagen aus planmäßigen Wartungsarbeiten wieder in Betrieb nehmen können. PJM rief an beiden Tagen Lastmanagement ab.

Die Situation spitzte sich am 13. Oktober bei Sonnenuntergang zu. Die Solarstromerzeugung sank von 10,7 GW um 16 Uhr auf nahezu null um 19 Uhr, während die Last bei rund 107 GW blieb. Die Real-Time-Preise erreichten in der Stunde ab 18 Uhr mit 1.640 $/MWh ihren Höchststand.

Die Reserven sanken nie unter den vorgeschriebenen Mindestwert. Dennoch wurde die synchronisierte Reserve zwischen 17:55 Uhr und 19:50 Uhr mit 300 bis 1.150 $/MWh abgerechnet, als die verfügbare Marge schrumpfte.

Anders als am 16. September hatte der Day-Ahead-Markt den 13. Oktober eingepreist

Am 16. September war PJM ebenfalls mit warmem Wetter konfrontiert, während Generatoren planmäßig gewartet wurden – doch der Day-Ahead-Markt hatte das Ereignis nicht erfasst. Diesmal war der Markt darauf vorbereitet.

Die Day-Ahead-Preise erreichten am 13. einen Höchststand von 886 $/MWh und am 14. von 1.245 $/MWh. Am 16. September hatten sie lediglich 353 $/MWh erreicht.