Zwei gegenläufige Dynamiken bestimmen das kurzfristige Wachstum von Batteriespeichern im PJM. Der stark steigende Strombedarf durch Rechenzentren und eine Welle von Stilllegungen thermischer Kraftwerke schaffen eine Lücke bei der gesicherten Kapazität, die der Netzanschluss-Warteschlange bis mindestens 2033 nicht schließen kann. Die TB4-Spreads mehr als verdoppeln sich von 53.000 $/MW-Jahr im Jahr 2026 auf 112.000 $ bis 2030 – der höchste Wert aller Eastern Interconnect ISOs – mit Rund-um-die-Uhr (ATC)-Preisen, die 2032 bei 87 $/MWh ihren Höhepunkt erreichen.

Ab 2033 stellt sich das System wieder ins Gleichgewicht ein, da neue Gaskapazitäten mit der Nachfrage Schritt halten. Die Spreads pendeln sich bis 2049 auf ein strukturell niedrigeres Gleichgewicht bei etwa 69.000 $/MW-Jahr ein, wobei Dominion dank anhaltenden Rechenzentrum-Wachstums den Ostprämienbereich hält.

Dieser Artikel behandelt Modo Energys grundlegenden PJM-Marktausblick für Q3 2026.

Wichtige Erkenntnisse

• PJM TB4-Spreads erreichen 2030 einen Höchstwert von 112.000 $/MW-Jahr, ATC-Preise von 87 $/MWh in 2032, beide sinken bis 2049 auf etwa 69.000 $ bzw. 59 $/MWh. Projekte, die zwischen 2028 und 2032 ans Netz gehen, erzielen den höchsten Wert.
• Die gleichzeitige Spitzenlast steigt von 173,7 GW in 2029 auf 190,8 GW in 2030 – das 8,8-Fache des mittleren jährlichen Spitzenlastwachstums im Prognosezeitraum 2026–2049. Rechenzentren von Dominion machen den Großteil des Anstiegs aus.
• Erneuerbare Energien und Speicher machen 89 % der PJM-Netzanschluss-Warteschlange aus, alle mit niedrigen CAFs, während bis 2030 9,7 GW thermische Kapazität stillgelegt werden.
• Modo rechnet bis 2049 mit 139 GW neuer Gaskapazität sowie 147 GW Solar- und Onshore-Windenergie. PJMs aktuellste CAF-Prognosen zeigen jährliche Rückgänge um 4–8 Prozentpunkte für Wind und Speicher, was die anhaltende Gasabhängigkeit zementiert und die künftige Kapazitätsmarkt-Ökonomie prägt.
• Dominion TB4 liegt 2049 bei 116.000 $/MW-Jahr, weiterhin die höchste Zone im PJM und nur 4 % unter dem Höchststand von 2030. AEP und andere westliche Zonen fallen auf etwa 59.000 $.

Spitzenlast im PJM springt 2030 um 17 GW nach oben und fällt dann zurück

PJM verzeichnet den größten kurzfristigen Nachfragesprung im Eastern Interconnect. Die gleichzeitige Spitzenlast wächst von 173,7 GW in 2029 auf 190,8 GW in 2030. Dieser Jahresanstieg von 17,1 GW ist das 8,8-Fache des mittleren jährlichen Wachstums im Prognosezeitraum 2026–2049.

Der Großteil des Anstiegs im Jahr 2030 entfällt auf Dominion (Nord-Virginia). Weitere Anstiege folgen 2031 (+9,1 GW), 2036 (+10,7 GW) und 2041 (+10,7 GW). Ab 2033 sinkt das jährliche Spitzenlastwachstum auf etwa 1 GW, da der Ausbau der Rechenzentren abgeschlossen ist.

Für eine detaillierte Analyse der Rechenzentrumslast im PJM siehe Modo Energys PJM Lastprognose: Rechenzentren bis 2046.

Die Systemknappheit dürfte kurzfristig zunehmen

Die Systemknappheit wird voraussichtlich von 2026 bis 2030 anhalten, da das Lastwachstum durch zusätzliche Stilllegungen thermischer Anlagen weiter verschärft wird.

Bis 2030 werden 9,7 GW thermische Kapazität im PJM stillgelegt, darunter Brandon Shores und Herbert Wagner in bereits angespannten MAAC-Zonen. Beide Stilllegungen wurden aus Zuverlässigkeitsgründen bereits verschoben.

Stilllegungen im MISO verschärfen die Knappheit zusätzlich, da PJM historisch einen Nettoexport nach MISO hatte.

Entlastung durch die Netzanschluss-Warteschlange ist nur von kurzer Dauer. Die bis 2030 erwarteten Systemzugänge können den kombinierten Druck aus Stilllegungen und Lastwachstum nicht ausgleichen. Modo schätzt bis 2030 25 GW Solar (vor allem in AEP) und 4 GW Onshore-Wind (meist im PJM West). Offshore-Wind-Zuwächse beschränken sich aufgrund jüngster Projektabsagen auf das 2,5 GW Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW)-Projekt.

Modo prognostiziert 139 GW neue Gaskapazität neben dem Ausbau der Erneuerbaren im PJM

Bis 2049 werden kumulativ 147 GW Solar plus Onshore-Wind und 139 GW neue Gaskapazität gebaut. Der Ausbau der Erneuerbaren verdrängt das Gas nicht – beide wachsen parallel.

Gas wächst am schnellsten: 51 GW bis 2035, 95 GW bis 2040 und 139 GW bis 2049. Solar folgt einem ähnlichen Verlauf auf 84 GW bis 2049. Onshore-Wind erreicht 63 GW. Batterie-Zubauten bleiben im Modell gering, etwa 11 GW bis 2049, da die Netzanschluss-Warteschlange den Großteil des Speicherzubaus bis 2030 bereits abdeckt.

Mehrere Faktoren treiben die Gasentwicklung: PJM hat jüngst die offiziellen Capacity Accreditation Factors (CAF) für Erneuerbare nach unten korrigiert. Offshore-Wind-Projekte werden weiterhin abgesagt. Die Last durch Rechenzentren steigt weiter. Ohne Änderungen im Resource-Adequacy-Konstrukt von PJM drängen diese Dynamiken das System zu mehr gesicherter Gaskapazität.

Knappheit bei steigender Last stellt die Umweltpolitik der Bundesstaaten auf die Probe. Die PJM-Mitgliedsstaaten haben Ziele für saubere Energie wie das VCEA in Virginia und das CEJA in Maryland, doch die wachsenden Zuverlässigkeitsbedenken führen dazu, dass Regulierungsbehörden Ausnahmen zulassen. Virginias SCC genehmigte das Chesterfield-Gaskraftwerk für Dominion Ende 2025, während Offshore-Wind-Absagen in New Jersey und Maryland die Lücke weiter vergrößern.

Die Verteilung innerhalb des PJM prägt die langfristige Netzüberlastung. Das Modell sieht den Großteil der neuen Gasprojekte außerhalb von Dominion, während Dominion selbst den größten Teil des neuen Solarzubaus absorbiert (bis 2049 ca. 46 GW kumuliert). Genehmigungen bestimmen, wo Kapazität entsteht, nicht die Last.

PJM-Preise erreichen 2030 ihren Höchststand und normalisieren sich bis 2033

Die System-ATC-Preise steigen bis Ende der 2020er Jahre und erreichen 2032 mit 87 $/MWh den Höchststand im Eastern Interconnect. Die TB4-Spreads mehr als verdoppeln sich von 53.000 $/MW-Jahr in 2026 auf 112.000 $ bis 2030, womit PJM rund 45.000 $ über dem nächsthöchsten (ISO-NE und NYISO jeweils bei etwa 68.000 $) liegt.

Der Boom-Bust-Verlauf ist bei PJM steiler als bei den Wettbewerbern. TB4 fällt von 101.000 $ in 2032 auf 77.000 $ in 2033 – ein Einbruch, den kein anderes Eastern ISO erlebt. Neue Gaszubauten gleichen das Angebot aus, sobald das Spitzenlastwachstum nachlässt.

Bis 2049 ist PJM mit 69.000 $/MW-Jahr das Eastern ISO mit dem niedrigsten Spread, unter NYISO (81.000 $), ISO-NE (77.000 $) und nur knapp über MISO (51.000 $). Die ATC-Preise pendeln sich bei etwa 59 $/MWh ein, rund 33 % unter dem Höchststand. PJMs strukturell günstigere Gaspreise bleiben bis zum langfristigen Gleichgewicht bestehen.

Kapazitätspreise im PJM spiegeln die gleiche Knappheit wider

Die Reliability Pricing Model (RPM)-Auktionen von PJM erzielten in den letzten beiden Runden aufeinanderfolgende Rekordhöhen: 269 $/MW-Tag systemweit für 2025/26 und 329 $/MW-Tag für 2026/27. Modo prognostiziert weiter erhöhte Kapazitätserlöse bis 2032, solange systemweite Knappheit anhält, bevor neue Gasprojekte die Kurve abflachen.

Dominion hält das Ost-Prämienniveau; AEP und der Westen verlieren nach 2033 an Bedeutung

PJM-weite Durchschnitte verdecken erhebliche Unterschiede innerhalb des RTO. Standortwahl innerhalb des PJM ist ebenso entscheidend wie die Wahl von PJM gegenüber anderen ISOs.

Die Geschichte der Netzüberlastung hat zwei Phasen: Kurzfristig (2026–2029) sinken die Preise im Mittelatlantik und Westen. Coastal Virginia Offshore Wind bringt Erzeugung in Dominion. Die Übertragungsaufrüstungen RTEP 24 und 25 erhöhen die Importkapazität in MAAC und Dominion. Langfristig (ab 2030) öffnen der Spitzenlastsprung 2030 und das anhaltende Wachstum der Dominion-Rechenzentren die Ost-West-Lücke erneut. Die genehmigten Übertragungen passen zum heutigen Bedarf, werden aber von der nächsten Lastwelle übertroffen. Vorläufige RTEP 26-Ergebnisse adressieren diese Lücke, aber zum Zeitpunkt der Prognose ist noch nichts final.

Die Standortwahl für BESS innerhalb des PJM folgt diesen zonalen Entwicklungen. Dominion, BGE, PEPCO, AECO, DPL, JCPL und PSEG bilden die Ost-Kongestionszonen mit dauerhaftem Premium gegenüber dem Westen. AEP, DAY, DEOK und ATSI profitieren kurzfristig, verlieren aber nach 2033 an Bedeutung. COMED und RECO bewegen sich auf einer eigenen Kurve, die sich mit der Systemrebalance wieder erholt.

Was bedeutet das für Entwickler, Investoren und Kreditgeber?

Projekte mit Inbetriebnahme zwischen 2028 und 2032 erzielen TB4-Spreads etwa 50 % über dem langfristigen PJM-Durchschnitt sowie Rekorderlöse im Kapazitätsmarkt. Spätere Projekte erzielen strukturell niedrigere Spreads, die teilweise durch sinkende Investitionskosten in den 2030ern ausgeglichen werden.

Standort ist genauso wichtig wie Timing. Dominions langfristiger Premium hängt von zwei Faktoren ab: dass die Lastprognose für Rechenzentren hält und dass RTEP 26 nicht wie im Modell vorgesehen umgesetzt wird. Ost-Zonen (BGE, PEPCO, AECO, DPL, JCPL, PSEG) behalten den dauerhaften Premium; West-Zonen (AEP, DAY, DEOK, ATSI) profitieren kurzfristig, verlieren aber nach 2033.

Dieser Artikel ist Teil einer vierteljährlichen Serie basierend auf Modo Energys PJM-Prognose-Updates. Die nächste Ausgabe beleuchtet Batteriespeicher-Investmentfälle nach Jahrgang und Standort.

Methodik und Datenquellen zur vollständigen PJM-Prognose finden Sie in der Dokumentation von Modo Energy auf der Website.