​Netzgebundene Speicher stehen im PJM noch am Anfang, aber die Landesregierungen treiben den Ausbau voran. Drei Bundesstaaten (New Jersey, Maryland und Illinois) führen wettbewerbliche Beschaffungsprogramme durch. Zusätzlich schreibt Virginia netzgebundene Speicher über seine Versorgungsunternehmen vor.

Andernorts ist die Unterstützung gering: Michigan schreibt die Vorgaben nur für Versorger außerhalb des PJM-Gebiets vor, Pennsylvania und Delaware entwickeln ihre Programme noch, und die übrigen Bundesstaaten haben keinerlei Richtlinien oder Vorgaben.

Wichtige Erkenntnisse

• Drei Bundesstaaten im PJM unterstützen Speicher aktiv durch wettbewerbliche Programme: New Jersey strebt 2 GW bis 2030 an, Maryland plant 3 GW bis 2034 und Illinois möchte 3 GW bis 2030 erreichen.
• Auf Übertragungsnetzebene liegen die Zielvolumina bei 1 GW in New Jersey und 1,6 bis 2,85 GW in Maryland, während das 3-GW-Ziel von Illinois vollständig im Versorgermaßstab liegt, aber nur teilweise innerhalb des PJM.
• Die drei Bundesstaaten unterstützen Übertragungsnetz-Batterien auf unterschiedliche Weise. New Jersey bietet feste Einnahmen für die Anlagenbesitzer, Maryland bietet eine Absicherung für Kapazitätserlöse, und Illinois sichert den gesamten Erlösstrom über einen 20-jährigen Indexed Storage Credit gegen einen Referenzindex ab.
• Virginia hat das größte und langfristigste Speicherziel im PJM, etwa 19 bis 21 GW bis 2045. Virginia unterstützt dieses Ziel durch eine Beschaffungsvorgabe für Versorger unter Führung von Dominion, nicht durch ein staatlich geführtes Programm.

Vergleich der drei staatlichen Programme

New Jersey, Maryland und Illinois führen alle wettbewerbliche Beschaffungsprogramme durch. Alle drei befinden sich 2026 mitten im Zyklus mit Entscheidungspunkten zwischen August und Oktober.

Sie setzen verschiedene Unterstützungsmechanismen ein – von einer festen Zahlung, bei der die Markterlöse beim Entwickler bleiben, bis zu einer Absicherung, die die Gesamterlöse an einen Ausübungspreis koppelt.

Die Programme unterscheiden sich auch in der Zeitspanne zwischen Angebotsabgabe und Entscheidung. In Maryland dauert es etwa 7 Monate, während Illinois die Gewinner innerhalb weniger Tage bestimmt, indem Qualifikationen vorab geprüft und verdeckte Gebote mechanisch bewertet werden.

New Jersey überlässt Entwicklern das Marktpotenzial

Das Garden State Energy Storage Program (GSESP) ist das ausgereifteste wettbewerbliche Beschaffungsprogramm im PJM. Es wird von der New Jersey Board of Public Utilities (NJBPU) durchgeführt, und Versorgungsunternehmen sind in Phase 1 ausgeschlossen, sodass unabhängige Entwickler und öffentliche Einrichtungen teilnehmen können.

Es zahlt einen festen Anreiz in Dollar pro MW und Jahr, der über 15 Jahre wettbewerblich ausgeschrieben wird. Diese Zahlung kommt zu den Einnahmen aus Großhandelsstrom, Kapazität und Systemdienstleistungen hinzu, sodass der Entwickler jeden Dollar an zusätzlichem Markterlös behalten kann. Der Anreiz selbst ist von der Verfügbarkeit abhängig und wird gekürzt, wenn ein Projekt weniger als 90 % der Stunden im Jahr läuft.

Tranche 1 vergab im März 2026 355 MW an drei Projekte. Tranche 2 wurde dann für 645 MW geöffnet, mit Angebotsfrist am 7. August 2026 und einer Entscheidung des Boards für Ende Oktober. Zusammen vervollständigen sie die 1.000 MW der Phase 1. Phase 2 zielt auf 1.000 MW verteilte Projekte ab, um das Ziel von 2 GW bis 2030 zu erreichen.

Maryland sichert das volatilste Marktsegment im PJM ab

Der Next Generation Energy Act (NGEA) sieht zwei Ausschreibungen über jeweils 800 MW für netzgebundene Speicher vor, durchgeführt von der Maryland Public Service Commission (PSC). Außerdem gibt es eine Vorgabe für Versorger von mindestens 150 MW verteilten Speichern. Diese 1.750 MW sind Teil eines übergeordneten Ziels von 3 GW bis 2034, wobei das restliche Volumen noch keinem Segment zugeordnet ist.

Marylands Mechanismus ist ein Energy Storage Capacity Credit (ESCC), der durch wettbewerbliche Ausschreibung festgelegt wird. Als Absicherung der Kapazitätserlöse verlagert er die schwankenden PJM-Kapazitätserlöse des Entwicklers auf die Stromkunden im Austausch gegen einen festen Kredit, während Energie- und Systemdienstleistungserlöse beim Entwickler bleiben.

Damit ist es die expliziteste Absicherung der drei Programme. Es nimmt den volatilsten Erlösstrom – die PJM-Kapazitätszahlungen – und stabilisiert diesen für die Entwickler.

Runde 1 zog fünf Bewerbungen mit insgesamt etwa 1.375 MW für ein Ziel von 800 MW an. Die PSC muss die Gewinner bis zum 1. Oktober 2026 bestimmen. Runde 2 folgt im Januar 2027.

Illinois sichert den gesamten Erlösstrom ab

Der Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA), gültig ab Juni 2026, ist das neueste Programm und hat die längste Laufzeit. Die Illinois Power Agency (IPA) wird bis 2030 3 GW über einen 20-jährigen Indexed Storage Credit (ISC) beschaffen.

Der ISC ist ein Differenzkontrakt. Der Entwickler bietet einen Ausübungspreis und rechnet gegen einen modellierten Referenzpreis ab – eine Benchmark aus Energiearbitrage und Kapazität. Liegt der Referenzwert unter dem Ausübungspreis, zahlt die IPA die Differenz. Liegt er darüber, zahlt der Entwickler den Überschuss zurück.

Da der Referenzwert ein Index und kein tatsächlicher Erlös ist, behalten Entwickler alles, was sie darüber hinaus verdienen.

Die erste Ausschreibung ist bis zum 26. August 2026 für 1.038 MW geplant. Davon liegen 588 MW im ComEd-Gebiet innerhalb des PJM. Die übrigen 450 MW gehen an Projekte im MISO.

Virginia hat das größte Ziel im PJM, aber Dominion baut den Großteil

Virginia hat mit großem Abstand das größte Speicherziel im PJM. Die Erweiterung des Virginia Clean Economy Act (VCEA) im Jahr 2026 erhöhte die Vorgabe auf etwa 21 GW bis 2045 und führte erstmals eine Anforderung für Langzeitspeicher ein.

Dies ist keine offene Ausschreibung. Die Versorger beantragen bei der State Corporation Commission und liefern die Kapazität über ihre integrierten Ressourcenpläne.

Dominion trägt 20 GW, etwa 94 % der Gesamtverpflichtung, und Appalachian Power die verbleibenden 1,3 GW. Bis zu 10 % können hinter dem Zähler installiert werden, sodass die Zahl für netzseitige Speicher näher bei 19 GW liegt.

Die Unterstützung ist real, aber indirekt. Die Versorger können die Kapazität selbst bauen, erwerben oder Verträge dafür abschließen. Sie wird der Bilanz der Versorger zugerechnet, nicht in einem staatlich geführten Programm umgesetzt.

Außerhalb der vier Bundesstaaten ist die Unterstützung dünn

Außerhalb der oben genannten vier Bundesstaaten reicht die Unterstützung von außerhalb des Marktes bis gar nicht vorhanden.

Michigan hat ein Ziel von 2,5 GW, aber DTE und Consumers Energy sollen es im MISO und nicht im PJM umsetzen.

Pennsylvania und Delaware entwickeln derzeit Gesetze zur Unterstützung des BESS-Ausbaus. In Pennsylvania ist ein entsprechender Gesetzentwurf noch anhängig, und in Delaware gibt es 2026 eine Kosten-Nutzen-Analyse und kleine Pilotprojekte.

Überall sonst sind Batterien auf Markterlöse angewiesen, statt auf staatliche Unterstützung.

Der Erfolg dieser vier Programme wird wahrscheinlich als Vorlage dienen, ob andere PJM-Bundesstaaten künftig aktiv werden.