​Die Real-Time-TB4-Spreads in PJM lagen im September 2026 durchschnittlich bei 897 $/MW-Tag, ein Anstieg von 244 % gegenüber dem Vorjahr. Damit wurde der bisherige Rekord von 895 $/MW-Tag aus Juli 2026 knapp übertroffen. Allein der 16. und 17. September machten die Hälfte des gesamten Spreads im September aus. Ohne diese beiden Tage hätte der Monat durchschnittlich 494 $/MW-Tag erreicht.

Am 16. September erreichte die Last einen Spitzenwert von 128 GW, was nur der achtthöchste Wert des Monats war. Doch diese Last, kombiniert mit geplanten Wartungsarbeiten, bei denen 19 GW Erzeugungskapazität vom Netz genommen wurden, führte dazu, dass PJM von 17:45 bis 20:10 Uhr zu wenig Reserven hatte.

Trotz des Anstiegs zeigen die virtuellen BESS-Benchmarks (vBESS) von Modo Energy, dass eine 100 MW, 4-Stunden-Batterie zwischen 14 $/kW-Monat und 20 $/kW-Monat in ComEd, Dominion und Penelec erzielt hätte. Das liegt 9 % bis 17 % unter dem Wert von September 2025. Die modellierten Batterien verpassten den Großteil des Preissprungs, da sie ihren Zyklus zuerst im Day-Ahead verkaufen und der Engpass erst im Real-Time auftrat. Die Day-Ahead-Energieerlöse stiegen dennoch im Jahresvergleich um 3 $/kW-Monat auf 5 $/kW-Monat. Die Erlöse aus Regelleistung halbierten sich jedoch von etwa 11,40 $/kW-Monat auf 5,38 $/kW-Monat bis 5,92 $/kW-Monat – ein Rückgang, den die Energieerlöse nicht ausgleichen konnten.

Wichtigste Erkenntnisse

• Modellierte Batterien in ComEd, Dominion und Penelec erzielten 17 $/kW-Monat, 20 $/kW-Monat und 14 $/kW-Monat. Day-Ahead-Energie machte 47 % bis 60 % jedes Stacks aus – der höchste Anteil in fast zwei Jahren vBESS-Daten.
• Die Real-Time-TB4-Spreads lagen im Schnitt bei 897 $/MW-Tag, ein Plus von 244 % zum Vorjahr. Die Day-Ahead-Spreads erreichten 448 $/MW-Tag, ein Anstieg um 139 %.
• Am 16. September kletterten die Real-Time-Preise um 19 Uhr auf 3.479 $/MWh. Im Day-Ahead lag der Preis für diese Stunde bei 353 $/MWh.
• Die Preise für synchronisierte Reserven lagen im Schnitt bei 12,47 $/MWh – das Dreifache von September 2025. Am 16. September allein betrugen sie durchschnittlich 177 $/MWh.

vBESS-Benchmarks zeigen: Batterie hätte 14 $/kW-Monat bis 20 $/kW-Monat erwirtschaftet

Day-Ahead-Energie führte in jedem vBESS-Erlösstack: 8,35 $/kW-Monat in ComEd, 11,91 $/kW-Monat in Dominion und 6,72 $/kW-Monat in Penelec. Das entspricht 47 % bis 60 % jedes Stacks, gegenüber 21 % bis 32 % ein Jahr zuvor.

Regelleistung folgte mit 5,38 $/kW-Monat bis 5,92 $/kW-Monat, etwa die Hälfte des Niveaus von September 2025, obwohl der Regelleistungspreis sich mehr als verdoppelt hatte. Das deutet auf einen geringeren Durchsatz bei der Regelleistung hin, da das modellierte Dispatch stattdessen auf Energiearbitrage setzte.

Day-Ahead-synchronisierte Reserve brachte im Schnitt 1,65 $/kW-Monat ein und lag damit im Bereich von 1 $/kW-Monat bis 4 $/kW-Monat, wie in 10 der letzten 12 Monate.

Der Reserve-Preissprung am 16. September hatte kaum Auswirkungen auf die Erlöse. Er wurde im Real-Time abgerechnet, wo Reserven im gesamten September weniger als 0,10 $/kW-Monat beitrugen. Day-Ahead-Reserven profitierten dagegen am 17. September und zahlten an diesem Tag 0,33 $/kW – fast ein Viertel des Monatswertes.

Ein abendlicher Reserveengpass trieb Real-Time-Spreads am 16. September auf 8.252 $/MW-Tag

Die Real-Time-TB4-Spreads lagen im Durchschnitt bei 897 $/MW-Tag, während die Day-Ahead-Spreads 448 $/MW-Tag betrugen, also die Hälfte von Real-Time.

Am 16. September wurde ein täglicher Real-Time-TB4 von 8.252 $/MW-Tag erreicht – das Neunfache des Monatsdurchschnitts. Dieser einzelne Tag machte 34 % des gesamten Real-Time-Spreads im Monat aus.

Im Day-Ahead lag der Wert am 16. September bei 945 $/MW-Tag, etwa 11 % des Real-Time-Niveaus. In der Stunde um 19 Uhr erreichten die Real-Time-Preise 3.479 $/MWh, gegenüber 353 $/MWh im Day-Ahead.

Am 17. September folgten 3.617 $/MW-Tag im Real-Time, sodass die beiden Tage zusammen die Hälfte des monatlichen Spreads ausmachten. Die Day-Ahead-Preise waren zu diesem Zeitpunkt bereits erhöht und setzten den höchsten Spread des Monats bei 1.456 $/MW-Tag. Die virtuellen Batterien profitierten davon. Die vBESS-Benchmarks erzielten an diesem Tag 10 % bis 12 % ihres September-Umsatzes, gegenüber 3 % bis 6 % am 16.

Geplante Wartung und der abendliche Ramp führten zu Reserveengpässen bei PJM