Der kalifornische Netzbetreiber CAISO bleibt führend in Nordamerika bei der Einführung von Batteriespeichersystemen – aber was bedeutet das für Umsätze, Optimierung und kurzfristige politische Entwicklungen?
Am 14. Oktober veranstalteten wir einen Livestream, in dem wir die neuesten Trends rund um Kaliforniens Energiespeicherlandschaft beleuchtet haben. Die vollständige Aufzeichnung können Sie oben ansehen und die dazugehörigen Folien hier herunterladen.
Lesen Sie unten die wichtigsten Erkenntnisse, um sich einen schnellen Überblick über Kaliforniens Batteriemärkte zu verschaffen.
Rasanter Ausbau von Batteriespeichern
Die Batteriespeicherflotte des CAISO wuchs im Jahr 2025 rasant und stieg allein in den ersten drei Quartalen von 11,2 GW auf 14,7 GW – ein Zuwachs von 31%. Die Installationen bis Q3 übertreffen bereits alle bisherigen Jahresrekorde und markieren ein beispielloses Ausbautempo. Neue Projekte erweitern kontinuierlich die Speicherkapazität, mit einer durchschnittlichen, kapazitätsgewichteten Dauer von 3,5 Stunden.
Mehr als 60 % der in diesem Jahr installierten 3,5 GW konzentrieren sich auf die SP15 Load Zone, CAISOs Spitzenreiter bei Batteriespeicher-Installationen. Diese Ballung zeigt die fortgesetzte Kopplung von Speichern mit Solarstromanlagen im gesamten Bundesstaat. Die restliche Kapazität verteilt sich auf ZP26 und NP15.
Starker Projektpipeline für Batteriespeicher
Batterieprojekte – ob eigenständig oder gekoppelt – sind seit 2015 stark in der Anschlusswarteschlange von CAISO vertreten. Der Anstieg der Anfragen hat die Bearbeitungszeiten verlängert, wobei eigenständige BESS und Solar-plus-BESS-Projekte zu den längsten Anschlusszeiten gehören. Dennoch hat CAISO seine Prozesse in diesem Zeitraum angepasst; das aktuelle Cluster-Studienverfahren soll die Prüfungen beschleunigen und lebensfähige Projekte schneller voranbringen.
Nahezu alle neuen Projekte, die seit 2015 in die Warteschlange eingetreten sind, beinhalten großflächige Batteriespeicher. Dies spiegelt sowohl politische Anreize für Hybridsysteme als auch den operativen Nutzen der Kombination mit Solarstrom wider. Der Trend unterstreicht, wie sich Speicher von einer Ergänzung zu einem Standardbestandteil neuer Energieprojekte in Kalifornien entwickelt haben.
Aktuelle Daten von CAISO zeigen einen klaren Ausbaupfad hin zu ~24 GW an großskaligen BESS bis 2028. Der genaue jährliche Rhythmus hängt vom Zeitplan ab, doch der Trend bleibt: Eigenständige Systeme dominieren weiterhin vor gekoppelten und hybriden Anlagen bei den künftigen Zubauten.
Sinkende Erlöse bei wachsendem Wettbewerb und nachlassender Nachfrage
Die durchschnittlichen Markterlöse für Batteriespeichersysteme sind in den letzten 12–18 Monaten gesunken. Das liegt sowohl an steigendem Wettbewerb als auch an einer abnehmenden Preisvolatilität. Ende September 2025 lagen die Markterlöse etwa 50 % unter dem Niveau von 2023 und rund 24 % unter dem Wert von 2024 – ein anhaltender Rückgang der Jahresleistung.
Besonders ausgeprägt ist dieser Trend beim Energiearbitragegeschäft: Die gestiegene Teilnahme von Batteriespeichern am Day-Ahead-Markt hat die Spannen verringert und die Margen geschmälert.
Markterlöse sinken absolut, ihre Zusammensetzung bleibt jedoch stabil
Die Erlöse aus Energiearbitrage und Systemdienstleistungen sind in den letzten zwei Jahren absolut gesunken. Ihr Anteil am gesamten Markterlös blieb jedoch konstant: DAM-Energie macht weiterhin rund 70 % des BESS-Erlösstapels aus, Systemdienstleistungen etwa 10 % und RTM-Energie die verbleibenden 10 %.
Gleichzeitig haben sich Kapazitätszahlungen deutlich erhöht und ihren Anteil an den Gesamterlösen seit Anfang 2023 mehr als verdoppelt. Diese Verschiebung zeigt eine Veränderung des Erlös-Mixes: Vertraglich gesicherte Kapazität bildet nun eine verlässlichere Einnahmebasis, während marktabhängige Erlöse angesichts wachsender Teilnahme und geringerer Preisvolatilität nachlassen.
Kaliforniens Slice-of-Day-Framework
Eingeführt 2022 und ab diesem Jahr wirksam, bringt das kalifornische Slice-of-Day-(SOD)-Framework grundlegende Reformen für das Resource Adequacy (RA)-Programm des Bundesstaates. Die neuen Regeln verschieben die RA-Anforderungen für Stromversorger von einem einfachen Monatsziel auf eine 12-monatige, 24-stündige Verpflichtung.
Das SOD-Framework gilt ausschließlich für System RA (ausgenommen lokale und flexible RA) und führt zwei wesentliche Änderungen für Erneuerbare und Speicher ein:
- Exceedance-Profile: Standort- und ressourcenspezifische Profile bewerten die stündlichen Beiträge variabler Energiequellen (wie Solar und Wind)
- Ladeanforderungen: Die explizite Modellierung des Ladebedarfs von Speichern sorgt für eine genauere Abbildung der Speicherfähigkeiten und -grenzen.
SOD beeinflusst den RA-Wert von eigenständigen Speichern erheblich. Nach dem bisherigen System konnten Versorger vierstündige Speicher mit ihrer vollen Nennleistung anrechnen. Unter SOD hängt der RA-Beitrag der Speicher davon ab, wie gut sie Kapazität von Überschuss- zu Mangelstunden verschieben können.
Die folgende Grafik zeigt, wie die RA-Position eines Versorgers durch Solarerzeugung mittags lang wird und Batteriespeicher genutzt werden, um die überschüssige Kapazität auf spätere Stunden zu verschieben.
Sobald die FERC EQR-Daten für dieses Jahr verfügbar sind, können wir bewerten, wie diese Reformen die Erlöse von Energiespeichern im CAISO beeinflussen.
