​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 einen Durchschnitt von 494 $/MW-Tag erreicht.

Am 16. September erreichte die Last einen Höchstwert von 128 GW, 12 GW über dem durchschnittlichen Tageshöchstwert im September. Diese Last, kombiniert mit geplanten Wartungsarbeiten, die 19 GW Erzeugungskapazität vom Netz nahmen, führte dazu, dass PJM von 17:45 bis 20:10 Uhr zu wenig Reserven hatte.

Trotz des Anstiegs zeigen die vBESS-Benchmarks von Modo Energy, dass eine 100 MW, 4-Stunden-Batterie in ComEd, Dominion und Penelec zwischen 14 $/kW-Monat und 20 $/kW-Monat erzielte. 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 Erlöse aus Day-Ahead-Energie stiegen dennoch um 3 $/kW-Monat bis 5 $/kW-Monat im Jahresvergleich. Die Erlöse aus Regelenergie halbierten sich jedoch von etwa 11,40 $/kW-Monat auf 5,38 $/kW-Monat bis 5,92 $/kW-Monat – ein Rückgang, den die Energiegewinne nicht ausgleichen konnten.

Wichtige Erkenntnisse

• Batterien in ComEd, Dominion und Penelec erzielten 17 $/kW-Monat, 20 $/kW-Monat bzw. 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 durchschnittlich bei 897 $/MW-Tag, ein Anstieg von 244 % gegenüber dem Vorjahr. Die Day-Ahead-Spreads erreichten 448 $/MW-Tag, ein Plus von 139 %.
• Am 16. September erreichten die Real-Time-Preise um 19 Uhr 3.479 $/MWh. Die Day-Ahead-Preise für diese Stunde lagen 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 im Schnitt 177 $/MWh.

vBESS-Benchmarks zeigen: Eine Batterie hätte 14 $/kW-Monat bis 20 $/kW-Monat erzielen können

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 sind 47 % bis 60 % jedes Stacks, verglichen mit 21 % bis 32 % ein Jahr zuvor.

Regelenergie folgte mit 5,38 $/kW-Monat bis 5,92 $/kW-Monat, etwa halb so viel wie im September 2025, obwohl der Regelenergiepreis sich mehr als verdoppelte. Das deutet auf einen geringeren Regelenergie-Durchsatz hin, da der modellierte Dispatch stattdessen auf Energiearbitrage setzte.

Die synchronisierte Reserve im Day-Ahead 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 Reservensprung am 16. September hatte kaum Auswirkungen auf die Erlöse. Er wurde im Real-Time abgewickelt, wo Reserven im September weniger als 0,10 $/kW-Monat einbrachten. Die Day-Ahead-Reserven griffen stattdessen am 17. und zahlten an diesem Tag 0,33 $/kW, fast ein Viertel ihres Monatstotals.

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

Die Real-Time TB4-Spreads lagen im Schnitt bei 897 $/MW-Tag, während der Day-Ahead bei 448 $/MW-Tag lag – halb so hoch wie der Real-Time.

Am 16. September wurde ein täglicher Real-Time TB4 von 8.252 $/MW-Tag erreicht, neunmal so hoch wie der Monatsdurchschnitt. Dieser eine Tag machte 34 % des kumulierten Real-Time-Spreads des Monats aus.

Im Day-Ahead wurde der 16. September mit 945 $/MW-Tag abgerechnet, etwa 11 % des Real-Time-Werts. In der Stunde um 19 Uhr erreichten die Real-Time-Preise 3.479 $/MWh gegenüber 353 $/MWh im Day-Ahead.

Der 17. September folgte mit 3.617 $/MW-Tag im Real-Time, sodass die beiden Tage die Hälfte des gesamten Real-Time-Spreads des Monats ausmachten. Die Day-Ahead-Preise waren zu diesem Zeitpunkt erhöht und markierten mit 1.456 $/MW-Tag den höchsten Spread des Monats. Die virtuellen Batterien erzielten dadurch höhere Erlöse. Die vBESS-Benchmarks erzielten an diesem Tag 10 % bis 12 % ihres September-Umsatzes, verglichen mit 3 % bis 6 % am 16.

Geplante Wartung und das Abendhoch führten zu Reserveengpässen bei PJM