​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 Anschlusswarteschlange bis mindestens 2033 nicht geschlossen werden 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 – während die Rund-um-die-Uhr-Preise (ATC) im Jahr 2032 mit 87 $/MWh ihren Höhepunkt erreichen.

Ab 2033 balanciert sich das System neu aus, da neue Gaskapazitäten die Nachfrage einholen. Die Spreads pendeln sich bis 2049 bei einem strukturell niedrigeren Gleichgewicht von etwa 69.000 $/MW-Jahr ein, wobei Dominion dank anhaltendem Wachstum bei Rechenzentren das Ost-Prämium hält.

​Dieser Artikel behandelt Modo Energys fundamentalen PJM-Marktausblick für das 3. Quartal 2026.

​Wichtigste Erkenntnisse

• PJM TB4-Spreads erreichen 2030 mit 112.000 $/MW-Jahr und ATCs mit 87 $/MWh den Höchststand, 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, einschließlich prognostizierter Exporte, steigt von 173,7 GW im Jahr 2029 auf 190,8 GW im Jahr 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 Anschlusswarteschlange im PJM aus, alle mit niedrigen CAFs, gegenüber erwarteten 9,7 GW thermischer Stilllegungen bis 2030.
• Modo erwartet bis 2049 139 GW neue Gaskapazitäten sowie 147 GW Solar- und Onshore-Windkraft. PJMs aktuellste prognostizierte CAFs zeigen jährliche Rückgänge von 4–8 Prozentpunkten bei Wind und Speicher, was die fortgesetzte Gasabhängigkeit festigt und die zukünftige Kapazitätsmarktdynamik 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 sinken auf etwa 59.000 $.

​Spitzenlast im PJM springt 2030 um 12 GW – und bricht dann ein

​PJM verzeichnet den größten kurzfristigen Lastanstieg im Eastern Interconnect. Die gleichzeitige Spitzenlast wächst von 2029 bis 2030 um 12 GW, während Modo einen Exportanstieg in Nachbarregionen um 5 GW prognostiziert. Dieser Anstieg von 17,1 GW in einem Jahr entspricht dem 8,8-fachen des mittleren jährlichen Spitzenlastwachstums im Zeitraum 2026–2049.

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

​Eine detaillierte Analyse der Lastentwicklung durch Rechenzentren im PJM finden Sie in Modo Energys PJM-Lastprognose: Rechenzentren bis 2046.

​Systemknappheit dürfte sich kurzfristig verschärfen

​Die Knappheit im System wird voraussichtlich von 2026 bis 2030 anhalten, da das Lastwachstum durch zusätzliche Stilllegungen thermischer Kapazitäten verstärkt 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 Gründen der Versorgungssicherheit verschoben.

Zusätzliche Stilllegungen im MISO verschärfen die Knappheit, da PJM historisch einen Nettoexport nach MISO aufweist.

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 Solarleistung, vor allem in AEP, und 4 GW Onshore-Wind, überwiegend im PJM West. Offshore-Windzugänge bestehen nur aus dem 2,5 GW Coastal Virginia Offshore Wind (CVOW) Projekt, da zuletzt mehrere Offshore-Projekte abgesagt wurden.

​Modo prognostiziert 139 GW neue Gaskapazität parallel zum Ausbau der Erneuerbaren im PJM

​Kumulativ entstehen bis 2049 insgesamt 147 GW Solar- plus Onshore-Windleistung und 139 GW neue Gaskapazität. 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 mit ähnlicher Entwicklung auf 84 GW bis 2049. Onshore-Wind erreicht 63 GW. Batterie-Neuzugänge bleiben im Modell gering, etwa 11 GW bis 2049, da die Warteschlange den Großteil des Speicherzubaus bis 2030 bereits abdeckt.

Mehrere Faktoren treiben die Gasentwicklung. PJM hat kürzlich seine offiziellen Capacity Accreditation Factors (CAF) für Erneuerbare gesenkt. Offshore-Windprojekte werden weiterhin storniert. Das Lastwachstum durch Rechenzentren steigt weiter. Ohne Änderungen am System für Versorgungssicherheit wird das Netz auf mehr gesicherte Gaskapazität ausgerichtet.

Knappheit bei steigender Last stellt die Umweltpolitik der Bundesstaaten auf die Probe. Die PJM-Staaten haben Vorgaben für saubere Energie wie die VCEA in Virginia und die CEJA in Maryland, aber wachsende Bedenken zur Versorgungssicherheit führen zu Ausnahmen. 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 beeinflusst die langfristigen Engpässe. Das Modell sieht die meisten neuen Gaskapazitäten außerhalb von Dominion, während Dominion selbst den Großteil des neuen Solarzubaus absorbiert (ca. 46 GW kumuliert bis 2049). Die Genehmigung entscheidet, wo Kapazität entsteht – nicht die Last.

​PJM-Preise steigen 2030 sprunghaft an und normalisieren sich bis 2033