Zwei gegensätzliche Entwicklungen bestimmen das kurzfristige Wachstum von Batteriespeichern in PJM. Der rapide Anstieg des Strombedarfs durch Rechenzentren und eine Welle von Stilllegungen konventioneller Kraftwerke führen zu einer Lücke bei der gesicherten Kapazität, die der Anschlusswarteschlange 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 ISOs im Eastern Interconnect – während die Rund-um-die-Uhr-Preise (ATC) 2032 mit 87 $/MWh ihren Höhepunkt erreichen.

Ab 2033 gleicht sich das System wieder aus, da neue Gaskraftwerke die Nachfrage aufholen. Die Spreads pendeln sich bis 2049 auf ein strukturell niedrigeres Gleichgewicht von etwa 69.000 $/MW-Jahr ein, wobei Dominion dank des anhaltenden Wachstums der Rechenzentren das Ost-Preisniveau hält.

Dieser Artikel behandelt den fundamentalen PJM-Marktausblick von Modo Energy für das 3. Quartal 2026.

Wichtige Erkenntnisse

• PJM TB4-Spreads erreichen 2030 mit 112.000 $/MW-Jahr und ATCs mit 87 $/MWh ihren Höchststand, beide sinken bis 2049 auf ca. 69.000 $ bzw. 59 $/MWh. Projekte, die zwischen 2028 und 2032 ans Netz gehen, erzielen den höchsten Wert.
• Die gleichzeitige Spitzenlast inklusive prognostizierter Exporte steigt von 173,7 GW im Jahr 2029 auf 190,8 GW im Jahr 2030 – das 8,8-fache des mittleren jährlichen Spitzenwachstums im Prognosezeitraum 2026–2049. Der Großteil des Zuwachses entfällt auf Rechenzentren von Dominion.
• Erneuerbare Energien und Speicher machen 89 % der Anschlusswarteschlange von PJM aus, alle mit niedrigen CAFs, bei erwarteten 9,7 GW an thermischen Stilllegungen bis 2030.
• Modo erwartet bis 2049 139 GW an neuen Gaskapazitäten, zusätzlich zu 147 GW Solar- und Onshore-Windenergie. Die aktuellsten prognostizierten CAFs von PJM zeigen jährliche Rückgänge von 4–8 Prozentpunkten für Wind und Speicher, was die fortgesetzte Gasabhängigkeit festigt und die zukünftige Kapazitätsmarktökonomie prägt.
• Dominion TB4 liegt 2049 bei 116.000 $/MW-Jahr, weiterhin die höchste Zone in PJM und nur 4 % unter dem Höchststand von 2030. AEP und andere westliche Zonen fallen auf etwa 59.000 $.

Spitzenlast in PJM springt 2030 um 12 GW an und bricht dann ein

PJM verzeichnet den größten kurzfristigen Lastanstieg im Eastern Interconnect. Die gleichzeitige Spitzenlast steigt von 2029 auf 2030 um 12 GW, während Modo einen Anstieg der Exporte in Nachbarregionen um 5 GW prognostiziert. Dieser einmalige Sprung von 17,1 GW entspricht dem 8,8-fachen des mittleren jährlichen Spitzenwachstums im Prognosezeitraum 2026–2049.

Der Großteil des Zuwachses 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 Spitzenlastwachstum auf etwa 1 GW pro Jahr, da der initiale Ausbau der Rechenzentren abgeschlossen ist.

Eine ausführliche Analyse zur Lastentwicklung durch Rechenzentren in PJM finden Sie in Modo Energys PJM-Lastprognose: Rechenzentren bis 2046.

Systemknappheit dürfte sich kurzfristig verschärfen

Die Systemknappheit wird voraussichtlich von 2026 bis 2030 anhalten, da das Lastwachstum durch weitere Stilllegungen konventioneller Kraftwerke verstärkt wird.

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

Stilllegungen in MISO verschärfen die Knappheit zusätzlich, da PJM historisch Nettoexporteur nach MISO war.

Entlastung durch die Anschlusswarteschlange ist nur von kurzer Dauer. Die erwarteten Systemzugänge bis 2030 können den kombinierten Druck aus Stilllegungen und Lastwachstum nicht ausgleichen. Modos Bewertung der PJM-Warteschlange bis 2030 umfasst 25 GW Solar, vor allem in AEP, sowie 4 GW Onshore-Wind überwiegend in PJM West. Offshore-Wind-Zugänge bestehen nur aus dem 2,5 GW Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW) Projekt, da zuletzt mehrere Offshore-Windprojekte abgesagt wurden.

Modo prognostiziert 139 GW neues Gas parallel zum Ausbau der Erneuerbaren in PJM

Die kumulierten Neubauten erreichen bis 2049 147 GW an Solar- und Onshore-Windkapazität sowie 139 GW an neuen Gaskraftwerken. Der Ausbau der Erneuerbaren verdrängt Gas nicht – beide wachsen parallel.

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

Mehrere Faktoren treiben den Gas-Ausbau. PJM hat kürzlich die offiziellen Capacity Accreditation Factors (CAF) für Erneuerbare nach unten korrigiert. Offshore-Windprojekte werden weiterhin abgesagt. Der Strombedarf durch Rechenzentren steigt weiter. Ohne Änderungen am 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 Mitgliedsstaaten von PJM haben Vorgaben für saubere Energie wie das VCEA in Virginia und das CEJA in Maryland, aber wachsende Zuverlässigkeitsbedenken führen dazu, dass Regulierungsbehörden Ausnahmen gewähren. 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 PJM beeinflusst die langfristige Netzengpasssituation. Das Modell platziert die meisten neuen Gaskraftwerke außerhalb von Dominion, während Dominion selbst den Großteil des neuen Solarzubaus absorbiert (rund 46 GW kumuliert bis 2049). Die Genehmigung entscheidet über den Standort der Kapazität, nicht der Bedarf.

PJM-Preise steigen 2030 sprunghaft und normalisieren sich ab 2033