Netzgekoppelte Batterien im CAISO erzielten im Februar 2026 Einnahmen von 1,89 $/kW-Monat durch Energiearbitrage und Systemdienstleistungen. Das sind 0,08 $/kW (+4 %) mehr als im Januar und markiert zwei aufeinanderfolgende Monate mit stabilen Einnahmen um 1,8 $/kW. Diese Stabilisierung folgt auf das Rekordtief von 1,20 $/kW im Dezember 2025.

Im Jahresvergleich sanken die Einnahmen um 2,39 $/kW (-56 %) gegenüber den 4,28 $/kW im Februar 2025. Günstiges Erdgas drückte die Preise für Entladung am Abend um 37 %, während eine um 42 % größere Batteriekapazität die Preise für das Laden am Mittag um 168 % steigen ließ. Beide Seiten der Arbitragemarge wurden gleichzeitig komprimiert.

​Der Day-Ahead-Markt machte 1,69 $/kW dieses Jahresrückgangs aus, also 71 %. Echtzeitmärkte trugen einen weiteren Rückgang von 0,42 $/kW bei, und Systemdienstleistungen addierten 0,28 $/kW.

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Wichtige Erkenntnisse

• Resource Adequacy bleibt das Fundament der BESS-Investitionsrechnung und trägt mittlerweile etwa 80 % der Gesamterlöse für kontrahierte Anlagen bei. Merchant-Erlöse, die früher einen bedeutenden Mehrwert über die RA-Basis hinaus boten, sind auf das niedrigste jährliche Niveau aller Zeiten gefallen.
• Der eskalierende Konflikt im Nahen Osten hat das globale LNG-Angebot gestört und die internationalen Gaspreise stark steigen lassen. Sollten die höheren Gaskosten anhalten, könnten sich die abendlichen Preisspreads, auf die Batterien für Arbitrageerlöse angewiesen sind, wieder ausweiten.
• Bei den aktuellen Merchant-Tarifen verdient jedes neue Gigawatt an Batteriekapazität immer weniger durch Energiearbitrage. Das Wachstum der Flotte deutet darauf hin, dass diese Kompression anhält, sofern keine neuen Nachfragetreiber oder Preisschwankungen auftreten.

Günstiges Erdgas ließ die Entladeseite der Spreads einbrechen

Die Day-Ahead-Energieerlöse fielen von 2,99 $/kW im Februar 2025 auf 1,30 $/kW im Februar 2026. Dieser Rückgang verursachte den Großteil des gesamten Jahresverlustes.

Hauptursache war der Einbruch der monatlichen TB4-Spreads (Top-Bottom über vier Stunden) von 5,9k $/MW auf 2,6k $/MW (-55 %). Batterien erzielen den Großteil ihrer Day-Ahead-Einnahmen, indem sie während der günstigen Mittagsstunden laden und am Abend zu Spitzenzeiten entladen. Beide Seiten dieses Handels entwickelten sich im Februar gegen die Batterien.

Auf der Entladeseite fielen die kalifornischen Erdgaspreise im Jahresvergleich um 49 %, von 3,41 auf 1,75 $/mmBTU. Die Henry-Hub-Spotpreise sanken bis Mitte Februar nach dem Ende des Preissprungs im Januar wieder unter 3 $/mmBTU. Das milde Wetter während des Monats drückte die Heiznachfrage und hielt die Gaspreise niedrig, was wiederum die abendlichen Clearing-Preise reduzierte, die die Batterieerlöse beim Entladen bestimmen.

​Trotz niedrigerer Brennstoffkosten sank die Gasstromerzeugung um 29 %, da günstigere Importe aus benachbarten Regelzonen kalifornische Gaskraftwerke im Merit-Order verdrängten. Die Importe stiegen um 58 %, von 2,3 GWh auf 3,7 GWh.

Viele von CAISOs Nachbarn im Western Energy Imbalance Market verfügen über erhebliche erneuerbare Energiekapazitäten (Solar in Arizona und Nevada, große Wasserkraft im pazifischen Nordwesten). Diese günstigeren Importe bestimmen während der Spitzenzeiten den Clearing-Preis und reduzieren so die Einnahmen, die Batterien beim Entladen erzielen.

Die durchschnittlichen IFM-Preise am Abend (Stunden 17-20) fielen von 54,85 $/MWh auf 34,57 $/MWh, ein Rückgang um 37 %. Der abendliche Preisaufschlag, der Batterien früher für Entladung belohnte, hat sich um mehr als ein Drittel verringert.

Eine um 42 % größere Flotte ließ die Preise für das Laden am Mittag um 168 % steigen

Auf der Ladeseite kam die Kompression von den Batterien selbst. Die BESS-Flotte von CAISO wuchs im Jahresvergleich um 42 %, von 11,4 GW auf 16,1 GW. Diese zusätzlichen 4,7 GW an Batterien konkurrierten um einen mittäglichen Solarüberschuss, der mit dem Ausbau der Batterien nicht Schritt hielt.

Die durchschnittlichen IFM-Preise am Mittag (Stunden 10-14) stiegen von 4,79 $/MWh auf 12,86 $/MWh (+168 %). Die Zahl der Stunden mit negativen Preisen sank um 65 %, von 72 auf 25. Die tiefe Preissenke am Mittag, auf die Batterien für günstige Energie angewiesen sind, schrumpft, da die Preise steigen.

​Die Solarstromerzeugung stieg im Jahresvergleich um 12 % (3,17 auf 3,56 TWh), und die durchschnittliche tägliche Solarpitze wuchs um 14 % (14,4 auf 16,3 GW). Die installierte Solarkapazität selbst wuchs jedoch nur um 6,5 %, von 22,5 GW auf 23,9 GW. Das höhere Erzeugungsergebnis spiegelt bessere Einstrahlungsbedingungen wider, nicht eine Welle neuer Anlagen. Die Batterieflotte wuchs 6,4-mal schneller als die Solarkapazität (42 % gegenüber 6,5 %), sodass jede Batterie nun um einen kleineren Anteil am Solarüberschuss konkurriert.

Das Ergebnis zeigt sich im Net-Load-Profil: Das durchschnittliche Net-Load-Minimum fiel um 79 %, von 2,07 GW auf nur 0,43 GW. Batterien nehmen den Solarüberschuss am Mittag auf. Die durchschnittliche effektive Last (Net-Load plus BESS-Ladung) stieg um 8 % auf 9,2 GW.

Die höhere effektive Last erforderte den Einsatz weiterer thermischer Kraftwerke während der Mittagsstunden, was die Ladepreise zusätzlich erhöhte.

Südliche Zonen bieten mehr Arbitragemöglichkeiten, aber der Aufschlag schrumpft

Im Februar 2026 lag ZP26 (Zentral-Kalifornien) mit einem monatlichen TB4 von 3,0k $/MW vorn, gefolgt von SP15 (Süd-Kalifornien) mit 2,9k $/MW. NP15 (Nord-Kalifornien) lag mit 2,2k $/MW um 27 % unter ZP26.

Konzentrierte Solarkapazitäten in der südlichen Wüste sorgen für tiefere Preissenken am Mittag in SP15 und ZP26. Engpässe auf dem Pfad 15 begrenzen den Stromfluss von Nord nach Süd und verhindern eine Preisangleichung zwischen den Zonen.