Die aktuelle Prognoseveröffentlichung für PJM enthält erstmals drei Szenarien statt nur des zentralen Falls. Modo Energy hat ein Szenario mit hohem Anteil erneuerbarer Energien sowie ein Szenario mit niedriger Nachfrage veröffentlicht, um Batterie-Energiespeicherbetreibern (BESS) eine Bandbreite möglicher Entwicklungen aufzuzeigen.

Eine vierstündige Batterie erzielt im Durchschnitt der PJM-Zonen von 2027 bis 2049 im zentralen Fall 84.000 $/MW-Jahr, im Szenario Hohe Erneuerbare 91.000 $/MW-Jahr und bei Niedriger Nachfrage 72.000 $/MW-Jahr. Hohe Erneuerbare weitet die TB4-Spreads – die tägliche Differenz zwischen den vier teuersten und günstigsten Stunden – um 13 % aus. Zudem bleiben die Kapazitätspreise im gesamten RTO für zwei zusätzliche Lieferjahre am oberen Ende der Variable Resource Requirement (VRR)-Kurve. Niedrige Nachfrage eliminiert den Knappheitssprung 2030 und lässt die Kapazitätspreise sechs Jahre früher als im zentralen Fall vom Kurvenmaximum abweichen.

Wichtige Erkenntnisse

• Hohe Erneuerbare erhöht die TB4-Spreads in PJM durchschnittlich um 13 %, am Höhepunkt 2030 um 26 % und bis 2049 um 17 %, da teureres Gas den Abendpeak anhebt und zusätzliche 24 GW Solar die Mittagsflaute vertiefen.
• Hohe Erneuerbare hält zudem die Kapazitätspreise im gesamten RTO für zwei weitere Lieferjahre am oberen Ende der VRR-Kurve; im Zeitraum 2040 bis 2045 liegen die Preise im Schnitt 38 % über dem zentralen Fall.
• Niedrige Nachfrage zeigt keinen TB4-Spike im Jahr 2030, anders als die anderen beiden Szenarien. Mit geringeren Zuwächsen beim Datenzentrumslast liegt die Spreizung 2030 bei 45.000 $/MW-Jahr gegenüber 111.000 $/MW-Jahr im zentralen Fall.
• Niedrige Nachfrage lässt die Kapazitätspreise im gesamten RTO bereits 2034/35 vom Kurvenmaximum abweichen, sechs Lieferjahre vor dem zentralen Fall.
• Hohe Erneuerbare baut bis 2049 24 GW mehr Solar und 2,7 GW mehr Speicher als der zentrale Fall. Niedrige Nachfrage baut 51 GW weniger Gas, 30 GW weniger Solar und 5,5 GW weniger Speicher.

Annahmen der drei Szenarien

Der zentrale Fall folgt der veröffentlichten Lastprognose von PJM und der Basis-Henry-Hub-Kurve von Modo Energy. Die Investitionskosten für die Stromerzeugung orientieren sich an den moderaten Pfaden des Annual Technology Baseline (ATB) des National Renewable Energy Laboratory, wobei nur Speicher auf dem Advanced-Pfad liegen.

Hohe Erneuerbare übernimmt die Lastprognose, nutzt jedoch den ATB-Advanced-Pfad für Wind- und Solarinvestitionen, erhöht Gas- und Kohlepreise um 10 % und senkt den jährlichen Gaszubau um 10 %, um Engpässe bei Turbinen und Genehmigungen zu berücksichtigen.