​Der Wintersturm Fern prägte die Erlöse von Batteriespeichern im Januar 2026. Der Polarwirbel gegen Monatsende führte zu erzwungenen Ausfällen, Preisspitzen und dem höchsten Day-Ahead-Arbitragespread der letzten 12 Monate.

Eine 1 MW, 4-Stunden-Batterie hätte im Januar 35 $/kW-Monat verdienen können, indem sie Werte in den Bereichen Real-Time-Arbitrage (13 $/kW-Monat), Regelenergie (17 $/kW-Monat) und Kapazitätsmarkt (5 $/kW-Monat) kombinierte. Zum Vergleich: Im Dezember 2025 lag der Wert für dieselbe Batterie bei 28 $/kW-Monat.

Die Day-Ahead-TB1-Spreads erreichten 181 $/MW/Tag, ein Anstieg um 112 $/MW/Tag gegenüber Dezember. Die Regelenergiepreise lagen im Durchschnitt bei 139 $/MW/h, wobei 5-Minuten-Preise während der Abendspitzen über 1.700 $/MW/h stiegen.

Der Sturm legte bekannte Schwachstellen offen. Begrenzte Pipeline-Kapazitäten trieben die Gas-Spotpreise auf 30 $/MMBtu. Gaskraftwerke hatten mit Brennstoffmangel und eingefrorenen Anlagen zu kämpfen, was die Zahl der erzwungenen Ausfälle verdoppelte. Mit weniger verfügbarer Kapazität bestimmten Öl- und Spitzenlastkraftwerke die Preise. Die Kombination aus steigenden Brennstoffkosten und Kraftwerksausfällen führte zu extremen Strompreisen.

Weitere Einblicke zum Dezember 2025 finden Sie im Bericht des letzten Monats hier.

Bei Fragen wenden Sie sich bitte an aaron@modoenergy.com.

Nach dem Sturm stiegen die Preise regelmäßig auf 500 $/MWh

Der Januar 2026 war durch den Sturm in zwei deutlich unterschiedliche Phasen geteilt. Vor dem Sturm folgten die Preisprofile eng dem Januar 2025. Nach dem Sturm überschritten die Real-Time-Preise regelmäßig 500 $/MWh.

Die Volatilität konzentrierte sich auf die letzte Woche. Vom 23. bis 31. Januar lagen die durchschnittlichen täglichen Real-Time-Preise siebenmal höher als in den ersten drei Wochen des Monats.

Dieses Muster unterschied sich vom Kälteeinbruch im Dezember. Die Preisspitzen im Dezember waren vereinzelte Ereignisse, während sie im Januar durch einen anhaltenden Polarwirbel aufrechterhalten wurden.

Wie wirkte sich diese Volatilität auf Arbitragemöglichkeiten aus?

Die durchschnittlichen Day-Ahead-TB1-Spreads lagen im Januar bei 181 $/MW/Tag. Die Real-Time-Spreads erreichten 141 $/MW/Tag.

Dies waren die höchsten Spreads seit dem Sommerhoch im Juni 2025. Doch die Art der Chancen war anders.

Ungewöhnlicherweise waren die Day-Ahead-Preise oft volatiler als die Real-Time-Preise. Systembetreiber neigen bei Kälte zu vorsichtigen Prognosen, da der Bedarf bei extrem niedrigen Temperaturen schwerer vorherzusagen ist. Schul- und Firmenschließungen während des Sturms verschärften vermutlich die Prognosefehler. Am 27. Januar lag die prognostizierte Last von PJM während der morgendlichen Spitze um 10 GW über der tatsächlichen Last. Diese aggressiven Lastprognosen trieben die Day-Ahead-Preise über die Real-Time-Preise, da der Markt Knappheit einpreiste, die nicht immer eintrat.

An mehreren Tagen zwischen dem 26. und 29. Januar lagen die Day-Ahead-Preise über den Real-Time-Preisen. Batterien, die sich im Day-Ahead-Markt engagierten, hätten höhere Spreads erzielt als solche, die sich nur auf den Real-Time-Markt verließen.

Dies ist das Gegenteil des üblichen Musters. In den meisten Monaten ist die Real-Time-Volatilität höher als die Day-Ahead-Volatilität. Im Januar 2026 profitierten Batterien besonders durch die Teilnahme am Day-Ahead-Markt.

Regelenergiepreise waren besonders hoch und volatil

Die Regelenergie lag weiterhin deutlich über anderen Systemdienstleistungen. Die durchschnittlichen monatlichen Regelenergiepreise erreichten 139 $/MW/h, verglichen mit 4 $/MW/h für synchronisierte und Primärreserven.

Auch die Differenz zwischen Regelenergie und Energie wurde im Januar größer. Die Regelenergie lag 108 % über dem Vormonat und 137 % über dem Vorjahr. Dies setzt den Trend seit der Marktreform im Oktober fort, wonach Regelenergie konsequent über den Energiepreisen liegt.

Was trieb die Regelenergiepreise während der Rampenstunden?

Die 5-Minuten-Regelenergiepreise schossen während der morgendlichen und abendlichen Rampen in die Höhe. Durchschnittlich lagen die Preise während der Rampen im Januar 2026 bei 167 $/MW/h, verglichen mit 64 $/MW/h im Januar 2025.

Die höchsten 5-Minuten-Preise übertrafen während der abendlichen Rampen 1.700 $/MW/h. PJM optimiert Energie und Systemdienstleistungen gemeinsam, sodass für die Regelenergie qualifizierte Ressourcen wahrscheinlich mit der Energielieferung beschäftigt waren, als die Preise während der Lastanstiege stiegen. Dadurch stand weniger qualifizierte Kapazität für Regelenergie zur Verfügung, insbesondere da der Dienst seit Oktober weniger nachgefragt wird.

Batterien mit Regelenergie-Qualifikation erzielten in diesen Zeitfenstern überdurchschnittliche Erträge. Die Kombination aus erhöhten Durchschnittspreisen und extremen Preisspitzen machte den Januar 2026 zu einem der stärksten Monate für Regelenergie seit Beginn der Aufzeichnungen.

Preisspitzen trotz nicht außergewöhnlicher Nachfrage

Der Wintersturm Fern trieb die PJM-Preise auf extreme Höhen. Doch eine vergleichbare Nachfrage zu Monatsbeginn und im Januar 2025 führte zu deutlich niedrigeren Preisen.

Bei Netto-Lasten von etwa 100-120 GW lagen die Preise im Januar 2025 unter 100 $/MWh. Auch der Januar 2026 vor dem Sturm zeigte dieses Muster.

Nach dem Sturm war es anders. Im selben Lastbereich lagen die Preise zwischen 200 $/MWh und 700 $/MWh.

Die durchschnittliche Last während des Sturmzeitraums lag bei 120 GW. Das war erhöht, aber kein Rekord. Die Preisreaktion war unverhältnismäßig stark im Vergleich zum Nachfrageimpuls.

Der Energiemix erklärt die Preisspitzen nur teilweise

Der Energiemix war nicht ungewöhnlich. Die Energiequellen während des Sturmzeitraums entsprachen den historischen Phasen hoher Nachfrage.

Die Gasproduktion lag während des Sturms im Schnitt bei 53 GW, ein Plus von 18 % gegenüber Januar 2025. Die Ölerzeugung vervierfachte sich auf 3,4 GW, da das System auf Spitzenlastkapazität zurückgriff. Kohle stieg auf 29 GW, 16 % mehr als im Januar 2025, obwohl die Kohleerzeugung im gesamten Monat um 9 % unter dem Vorjahr lag.

Mit mehreren GW aus Ölkraftwerken haben diese vermutlich in wichtigen Zeitfenstern den Preis bestimmt. Ölbasierte Stromerzeugung ist teuer und liegt meist zwischen 150-200 $/MWh. Doch selbst Öl allein erklärt keine Strompreise von 800 $/MWh.

Brennstoffpreise und erzwungene Ausfälle führten zur Preisdiskrepanz

Mit dem Sturm stiegen auch die Gaspreise. Die Henry-Hub-Spotpreise kletterten von 2,57 $/MMBtu Anfang Januar auf 30 $/MMBtu am 23. Januar, da Pipeline-Engpässe und eingefrorene Leitungen das Angebot verknappten.

Bei 30 $/MMBtu und typischen Wirkungsgraden steigen die Kosten für gasbasierte Stromerzeugung auf 200-300 $/MWh. Damit nähern sich die Grenzkosten den während des Sturms beobachteten Preisen von 700-800 $/MWh.

Bis Monatsende fielen die Gaspreise wieder auf etwa 10 $/MMBtu, doch die Strompreise blieben hoch. Während Gaspreise von 30 $/MMBtu einen Teil erklären, sind erzwungene Ausfälle der andere Faktor.

Erzwungene Ausfälle verschärften den Brennstoffkostenschock

Die Zahl der erzwungenen Ausfälle verdoppelte sich während des Wintersturms Fern. Sie erreichten am 26. Januar mit 19,7 GW ihren Höhepunkt und entzogen dem System eine Kapazität, die 16 % der durchschnittlichen Last während des Sturms entsprach.

Vom 1. bis 20. Januar lagen die erzwungenen Ausfälle im Schnitt bei 7,7 GW. Ab dem 21. Januar stiegen sie auf durchschnittlich 15,7 GW. Die geplanten Ausfälle blieben über den Zeitraum konstant.

Gaskraftwerke waren besonders betroffen. Begrenzte Pipelinekapazitäten und eingefrorene Anlagen zwangen thermische Kraftwerke ausgerechnet dann vom Netz, als der Heizbedarf am höchsten war. Es ist das dritte Mal innerhalb eines Jahrzehnts, dass kaltes Wetter große Mengen gasbasierter Erzeugung in PJM außer Betrieb setzte.

Steigende Gaspreise erhöhten die Grenzkosten. Erzwungene Ausfälle verknappten das Angebot. Gemeinsam trieben sie die Preise auf 700-800 $/MWh.

Batterien waren von beiden Entwicklungen nicht betroffen. Sie unterlagen keinen Brennstoffengpässen und fielen nicht wegen Kälte aus. Während thermische Kraftwerke mit Ausfällen kämpften, profitierten Batterien von den resultierenden Preisspreads.

​​​

Wintersturm Fern führte zu unterschiedlichen Ergebnissen an den PJM-Hubs

Die Preisvolatilität war in den einzelnen Knotenpunkten von PJM unterschiedlich ausgeprägt. Übertragungsengpässe und lokale Erzeugungsausfälle führten zu starken Abweichungen zwischen den Hubs.