​Netzgekoppelte Batterien in Kalifornien erzielten im Oktober 2025 2,99 $/kW-Monat an Merchant-Erlösen.

Das sind 0,44 $/kW-Monat mehr (+17 %) als im September 2025. Dies ist der dritte Monat in Folge mit Wachstum.

​Allerdings sanken die Merchant-Erlöse der gesamten Flotte im Jahresvergleich um 0,87 $/kW-Monat (-22,7 %) von einer Basis von 3,86 $/kW-Monat im Oktober 2024. Dieser Rückgang fiel geringer aus als in den zwei Vormonaten.

Die Erlöse aus Nebendienstleistungen gingen leicht zurück und verringerten die Gesamterlöse um 0,17 $/kW-Monat gegenüber Oktober 2024. Die IFM-Energieerlöse sanken am stärksten, mit einem Rückgang um 1,09 $/kW-Monat. Allerdings werden Batterien zunehmend im Echtzeitmarkt eingesetzt: FMM und RTD Energie zusammen stiegen um 0,38 $/kW-Monat.

Den Bericht des Vormonats finden Sie hier.

Zusammenfassung

• Merchant-Erlöse erholen sich im Monatsvergleich, bleiben aber unter dem Niveau von 2024: Die BESS-Erlöse im Oktober 2025 erreichten 2,99 $/kW-Monat und damit den dritten monatlichen Anstieg in Folge (+17 % gegenüber September), liegen aber noch 22,7 % unter dem Wert von Oktober 2024.
• Mildes Wetter dämpfte Erlöspotenziale: Kühleres Wetter hielt die täglichen Spitzenlasten bei nur 27,7 GW (im Vergleich zu 30,8 GW im Vorjahr) und die Day-Ahead-Preise unter 65 $/MWh, was zu stabilen, aber begrenzten Tageserlösen von 55–165 $/MW-Tag im gesamten Oktober führte.
• Batterien prägen zunehmend das Lastprofil von CAISO: Die 14,7 GW starke BESS-Flotte importierte während der Mittagsspitzen 7 GW und speiste abends 7,4 GW aus, wodurch die effektiven Lastschwankungen von 25 GW auf 17,5 GW reduziert wurden – obwohl der Großhandelsmarkt diese Netzmanagementleistung nicht vergütet.

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Der Trend von 2025 setzt sich fort: Weniger Day-Ahead-Arbitragemöglichkeiten als im Vorjahr. Der vierstündige Top-Bottom lag im letzten Monat im Durchschnitt bei 4,2 Tsd. $/MW – ein Rückgang von 17,7 % gegenüber Oktober 2024.

Extrem hohe Preise traten seltener auf, mit einer durchschnittlichen Tageslastspitze von nur 27,7 GW. Vor einem Jahr lag die tägliche Lastspitze typischerweise bei 30,8 GW (-10,2 %). Die durchschnittliche Nachfrage rund um die Uhr sank nicht im gleichen Maße: Sie verringerte sich von 25,0 auf 22,9 GW (-8,5 %).

​Der weitere Ausbau der Solarenergie in CAISO senkte die Nettolast noch stärker. Ein Anstieg der Solarstromerzeugung um 11,7 % auf 17,8 GW verringerte die durchschnittliche Nettolast auf 14,7 GW (-15,3 %).

Außerhalb der Großhandelsmärkte sank der volumen­gewichtete Regelenergiepreis auf 3,19 $/MW (-17,5 %). Der durchschnittliche Erdgaspreis – und damit die typischen Grenzkosten für Spitzenlastkraftwerke – blieb praktisch unverändert.

Milderes Wetter dämpfte Lastspitzen

Wie auch in den jüngsten Benchmark-Berichten bleibt 2025 ein Jahr mit mildem Wetter. Die durchschnittliche landesweite Tageshöchsttemperatur überschritt kein einziges Mal 80°F. Im Vorjahr war das elfmal der Fall.

Diese kühleren Temperaturen erklären teilweise, warum die Spitzenlast im Oktober 2025 nie mehr als 32 GW erreichte. Auch der durchschnittliche Energiepreis je Bus lag wegen fehlender Hochlastzeiten nie über 70 $/MWh.

​Die extrem hohen Temperaturen im Oktober 2024 traten vor allem zu Monatsbeginn auf und hoben die durchschnittliche Tageshöchsttemperatur auf 72°F an. Das sind 7°F mehr als der Durchschnitt im Vorjahr (+9,7 %).

Da Temperatur­extreme – sowohl tatsächlich als auch erwartet – ein wichtiger Treiber für Top-Bottom-Spreads sind, konzentrierten sich die Erlöspotenziale im Oktober 2024 ebenfalls auf den Monatsanfang.

Erlöse im Oktober 2025 waren stabil

Die täglichen BESS-Erlöse im Oktober 2025 schwankten zwischen 55 $/MW-Tag (20 $/kW-Jahr, annualisiert) und 165 $/MW-Tag (60 $/kW-Jahr), mit einer Ausnahme am 10. Oktober. Das spiegelt die Stabilität des Day-Ahead-TB4-Index wider, der bei 61 $/MW (22 $/kW-Jahr) seinen Tiefpunkt erreichte und nie über 185 $/MW (68 $/kW-Jahr) hinausging.

​Diese stabilen Erlöse summierten sich auf einen monatlichen Wert von 2.985 $/MW-Monat (36 $/kW-Jahr) für Merchant-Erlöse in CAISO. Ihre Gleichmäßigkeit bedeutete auch, dass exakt die Hälfte des Monats – bis zum 16. Oktober – benötigt wurde, um die Hälfte der Monatserlöse zu erzielen.

Das Fehlen von Hochlasttagen und Knappheitsereignissen schmälerte das Potenzial für besonders lukrative Chancen. Dennoch verzeichnete der Oktober 2025 den dritten aufeinanderfolgenden monatlichen Anstieg der Erlöse für die gesamte Flotte. Das widerspricht dem Trend des Vorjahres, als die Merchant-Erlöse (und die Kapazitätszahlungen) im September höher lagen.

Mit dem nahenden Winter und früheren Sonnenuntergängen wird weniger günstige Solarenergie zur Deckung der abendlichen Nachfragespitzen zur Verfügung stehen. Steuerbare Erzeugung – Spitzenlastkraftwerke und Batterien – wird diese Lücke füllen müssen. Das dürfte künftig das Potenzial für höhere abendliche Energiepreise und damit höhere Erlöse erhöhen.

Batterien formen die Last in ein handhabbareres Profil

CAISO beherbergt derzeit die größte betriebene BESS-Flotte der USA – ein direktes Ergebnis des Resource-Adequacy-Programms der CPUC. Im Oktober 2025 importierte die 14,7 GW starke Flotte im Tagesmittel 7 GW Energie zum Mittagshöchststand.

Die durchschnittliche Abendspitzen-Einspeisung der Flotte liegt bei 7,4 GW, fast auf dem Niveau der typischen Erdgaserzeugung, die zur gleichen Zeit bei 8,4 GW liegt.

Das Jahr-zu-Jahr-Wachstum der maximalen Flotteneinspeisung betrug nur 1 GW, während die gesamte Nennleistung im gleichen Zeitraum um 4,5 GW zunahm. Ein Großteil dieser zusätzlichen Leistung wird später am Abend exportiert, statt zu den Spitzenlastzeiten. Trotz eines Anstiegs der Spitzenleistung um nur 1 GW wuchs die insgesamt abends exportierte Energie von 24,3 GWh auf 32,8 GWh.

​Die minimale durchschnittliche Nettolast im Oktober 2025 lag bei nur 733 MW (-86,6 % im Jahresvergleich). Dadurch schwankt die Nettolast an einem typischen Tag in CAISO um 25 GW. Dank der 43,5 GWh Batterieimporte zur Mittagszeit beträgt die effektive Lastschwankung aber nur 17,5 GW. („Effektive Last“ ist definiert als Nettolast plus BESS-Ladung.)

CAISO bewältigt die steilsten Nettolastschwankungen aller US-Netzbetreiber, wobei Batterien eine Schlüsselrolle spielen. Allerdings werden BESS für diese Dienstleistung am Großhandelsmarkt nicht ausreichend vergütet.

Day-Ahead-Preise überschritten im Oktober 2025 nie 65 $/MWh

Die relative Ruhe im letzten Monat dämpfte die Stromnachfrage, wodurch auch der Energiepreis niedrig blieb. Der Höchstpreis für den Bus-Durchschnitt wurde am 29. Oktober um 18 Uhr erreicht und lag bei nur 63,85 $/MWh. Der Durchschnittspreis zu dieser Stunde lag bei nur 50,11 $/MWh und war damit nicht einmal der höchste Stundenpreis des Monats. Dieser wurde um 6 Uhr morgens mit einem durchschnittlichen Preis von 51,06 $/MWh registriert.

​Spitzenpreise im Oktober 2025 erreichten nie das Niveau des Vorjahres, aber niedrigere Preistäler förderten Arbitragemöglichkeiten. Der Mittagstiefpreis sank um 8 $/MWh und lag Mitte des Monats fast im negativen Bereich.

Sind Batterien mit 4+ Stunden Laufzeit in CAISO rentabel?

Die Preisdynamik in CAISO wird von zwei Aspekten des Netzes bestimmt:

1. Die Präsenz von Solarenergie, die sich auf die südliche Zone SP15 und die zentrale Zone ZP26 konzentriert.