Zwei gegensätzliche Dynamiken bestimmen das kurzfristige Wachstum von Batteriespeichern in PJM. Der stark steigende Strombedarf durch Rechenzentren und eine Welle von Stilllegungen thermischer Kraftwerke eröffnen eine Lücke bei der gesicherten Kapazität, die der Interconnection-Queue vor 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. Die Rund-um-die-Uhr-Preise (ATC) erreichen 2032 mit 87 $/MWh ihren Höhepunkt.

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Ab 2033 balanciert sich das System neu aus, da neue Gaskraftwerke mit der Nachfrage Schritt halten. Die Spreads pendeln sich bis 2049 auf ein strukturell niedrigeres Gleichgewicht um 69.000 $/MW-Jahr ein, wobei Dominion dank anhaltendem Rechenzentrumsausbau das Ost-Prämienniveau hält.

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

Zentrale Erkenntnisse

• PJM TB4-Spreads erreichen 2030 mit 112.000 $/MW-Jahr und ATCs mit 87 $/MWh ihren Höhepunkt. Bis 2049 sinken beide auf etwa 69.000 $ bzw. 59 $/MWh. Projekte mit Inbetriebnahme zwischen 2028 und 2032 erzielen die höchsten Werte.
• Die gleichzeitige Spitzenlast, inklusive prognostizierter Exporte, steigt von 173,7 GW im Jahr 2029 auf 190,8 GW in 2030 – das 8,8-fache des mittleren jährlichen Spitzenwachstums im Prognosezeitraum 2026–2049. Rechenzentren von Dominion machen den größten Anteil des Anstiegs aus.
• Erneuerbare und Speicher machen 89 % des PJM-Interconnection-Queues aus, alle mit niedrigen CAFs, bei erwarteten 9,7 GW thermischer Stilllegungen bis 2030.
• Modo rechnet bis 2049 mit 139 GW neuen Gaskraftwerken sowie 147 GW Solar- und Onshore-Windkraft. Die aktuellsten prognostizierten CAFs von PJM zeigen jährliche Rückgänge von 4–8 Prozentpunkten bei Wind und Speicher, was die Gasabhängigkeit festigt und die künftige Kapazitätsmarktdynamik prägt.
• Dominion TB4 liegt 2049 bei 116.000 $/MW-Jahr, weiterhin die Top-Zone in PJM und nur 4 % unter dem Höchstwert von 2030. AEP und andere Westzonen fallen auf etwa 59.000 $ zurück.

Die Spitzenlast in PJM springt 2030 um 12 GW und bricht danach ein

PJM verzeichnet den größten kurzfristigen Lastanstieg im Eastern Interconnect. Die native gleichzeitige Spitzenlast wächst von 2029 auf 2030 um 12 GW, während Modo für Exporte in Nachbarregionen einen Anstieg 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 Anstiegs 2030 entfällt auf Dominion (Nord-Virginia). Sekundäre Schübe folgen 2031 (+9,1 GW), 2036 (+10,7 GW) und 2041 (+10,7 GW). Ab 2033 sinkt das Spitzenwachstum auf etwa 1 GW pro Jahr, da der Rechenzentrumsboom ausläuft.

Für eine vertiefte Analyse der Lastentwicklung durch Rechenzentren in PJM siehe Modo Energys PJM-Lastprognose: Rechenzentren bis 2046.

Systemknappheit dürfte sich kurzfristig verschärfen

Die Systemknappheit wird von 2026 bis 2030 anhalten, da das Lastwachstum durch weitere Stilllegungen thermischer Kraftwerke verschärft 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 Gründen der Versorgungssicherheit verschoben.

Stilllegungen in MISO verschärfen die Knappheit zusätzlich, da PJM historisch einen Nettoexport nach MISO aufweist.

Entlastung durch den Interconnection-Queue ist nur von kurzer Dauer. Die erwarteten Systemzugänge bis 2030 können den kombinierten Druck aus Stilllegungen und Lastwachstum nicht ausgleichen. Modo bewertet die Queue-Zugänge bis 2030 mit 25 GW Solar (vor allem in AEP), 4 GW Onshore-Wind (meist im PJM West). Offshore-Wind-Zugänge beschränken sich auf das 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 in PJM

Bis 2049 summieren sich die Neubauten auf 147 GW Solar plus Onshore-Wind und 139 GW neue Gaskraftwerke. 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 mit ähnlicher Entwicklung auf 84 GW bis 2049. Onshore-Wind erreicht 63 GW. Batterie-Zubauten bleiben im Modell gering (ca. 11 GW bis 2049), da der Interconnection-Queue bis 2030 bereits den Großteil des Speicherzubaus abdeckt.

Mehrere Faktoren treiben die Gasentwicklung voran. PJM hat die offiziellen Capacity Accreditation Factors (CAF) für Erneuerbare kürzlich nach unten korrigiert. Offshore-Wind-Projekte werden weiterhin abgesagt. Der Strombedarf durch Rechenzentren steigt weiter. Ohne Änderungen am Resource-Adequacy-System von PJM führen diese Dynamiken zu mehr gesicherter Gaskapazität.

Knappheitssituationen bei steigender Last stellen die Umweltpolitik der Bundesstaaten auf die Probe. PJM-Staaten haben Vorgaben für saubere Energie, wie das VCEA in Virginia oder CEJA in Maryland, aber wachsende Zuverlässigkeitsbedenken führen dazu, dass Regulierer Ausnahmen genehmigen. 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 von PJM prägt die langfristige Netzengpasssituation. Das Modell sieht den Großteil der neuen Gaskapazität außerhalb von Dominion vor, während Dominion selbst den größten Teil des neuen Solarzubaus absorbiert (ca. 46 GW kumuliert bis 2049). Genehmigungen bestimmen, wo Kapazität entsteht – nicht die Last.

PJM-Preise steigen 2030 sprunghaft und normalisieren sich ab 2033