​Netzgebundene Batteriespeicher 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 fleetweiten Merchant-Erlöse im Jahresvergleich um 0,87 $/kW-Monat (-22,7 %) von einer Basis von 3,86 $/kW-Monat im Oktober 2024. Dieser jährliche Rückgang war geringer als in den beiden Vormonaten.

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

Den Bericht des Vormonats finden Sie hier.

Zusammenfassung

• Merchant-Erlöse erholen sich monatlich, bleiben aber unter dem Niveau von 2024: Die BESS-Erlöse im Oktober 2025 erreichten 2,99 $/kW-Monat, was den dritten monatlichen Anstieg in Folge bedeutet (+17 % gegenüber September), liegen aber immer noch 22,7 % unter dem Ergebnis von Oktober 2024.
• Mildes Wetter dämpfte Umsatzchancen: 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 konstanten, aber begrenzten täglichen Erlösen von 55–165 $/MW-Tag im Oktober führte.
• Batterien prägen zunehmend das Lastprofil von CAISO: Die 14,7 GW große BESS-Flotte importierte mittags 7 GW und speiste abends 7,4 GW aus, wodurch die effektiven Lastschwankungen von 25 GW auf 17,5 GW reduziert wurden – allerdings vergüten die Großhandelsmärkte diesen Systemdienst nicht.

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

Extrem hohe Preise traten seltener auf, die tägliche Last erreichte im Schnitt nur 27,7 GW. Vor einem Jahr lag die tägliche Spitzenlast meist bei 30,8 GW (-10,2 %). Die durchschnittliche Nachfrage rund um die Uhr sank nicht so stark: von 25,0 auf 22,9 GW (-8,5 %).

​Der anhaltende Ausbau der Solarenergie im CAISO senkte die Nettolast noch weiter. Ein Anstieg der Solarstromerzeugung um 11,7 % auf 17,8 GW reduzierte die durchschnittliche Nettolast auf 14,7 GW (-15,3 %).

Außerhalb der Großhandelsmärkte für Energie 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 die Lastspitzen

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

Diese kühleren Temperaturen erklären zum Teil, warum die Spitzenlast im Oktober 2025 nie mehr als 32 GW erreichte. Auch der durchschnittliche Energiepreis an den Bussen überschritt wegen der fehlenden Hochlastzeiten nie 70 $/MWh.

​Die extremen Temperaturen im Oktober 2024 konzentrierten sich auf den Monatsanfang und hoben den durchschnittlichen Tageshöchstwert auf 72°F. Das sind 7°F mehr als im letzten Monat (+9,7 %).

Da Temperatur­extreme – sowohl tatsächlich als auch erwartet – ein wesentlicher Treiber für Top-Bottom-Spreads sind, konzentrierten sich die Erlösmöglichkeiten 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) sein Minimum hatte und nie über 185 $/MW (68 $/kW-Jahr) stieg.

​Diese stabilen Erlöse summierten sich auf einen monatlichen Wert von 2.985 $/MW-Monat (36 $/kW-Jahr) an Merchant-Erlösen im CAISO. Ihre Gleichmäßigkeit führte dazu, dass es genau bis zur Monatsmitte – bis zum 16. Oktober – dauerte, um die Hälfte des monatlichen Gesamterlöses zu erreichen.

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

Mit dem Einzug des Winters und früheren Sonnenuntergängen wird weniger günstige Solarenergie zur Deckung der abendlichen Nachfragespitzen zur Verfügung stehen. Steuerbare Erzeugung – Spitzenlastkraftwerke und Batterien – muss diese Lücke füllen. Das könnte künftig zu höheren Abendpreisen für Energie und damit zu höheren Erlösen führen.

Batterien formen die Last in ein besser steuerbares Profil

CAISO beherbergt derzeit die größte BESS-Flotte der USA – ein direktes Ergebnis des Resource Adequacy-Programms der CPUC. Im Schnitt importierte die 14,7 GW-Flotte im Oktober 2025 zur Mittagszeit 7 GW Energie.

Die durchschnittliche Entladung der Flotte am Abend beträgt 7,4 GW und liegt damit nur knapp unter der typischen Erzeugung aus Erdgas, die zu dieser Tageszeit bei 8,4 GW liegt.

Das jährliche Wachstum der maximalen Flottenentladung betrug nur 1 GW, obwohl die Gesamtleistung um 4,5 GW zunahm. Ein Großteil dieser zusätzlichen Energie wird später am Abend exportiert, statt zu den Spitzenlastzeiten. Obwohl die Spitzenentladung nur um 1 GW wuchs, stieg die abends exportierte Energiemenge 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 im CAISO um 25 GW. Dank der 43,5 GWh Batterieimporte zur Mittagszeit beträgt die effektive Lastschwankung nur 17,5 GW. („Effektive Last“ ist definiert als Nettolast plus BESS-Ladung.)

CAISO bewältigt die steilsten Nettolastschwankungen aller US-Netzbetreiber, und Batterien sind ein zentraler Bestandteil dieses Managements. Allerdings werden BESS für diese Systemdienstleistung an den Großhandelsmärkten kaum vergütet.

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

Die relative Ruhe im letzten Monat dämpfte die Stromnachfrage, sodass die Energiepreise niedrig blieben. Der Höchstpreis für den Bus-Durchschnitt wurde am 29. Oktober um 18 Uhr mit nur 63,85 $/MWh erreicht. Der durchschnittliche Preis zu dieser Stunde lag bei 50,11 $/MWh und war nicht einmal der teuerste Zeitpunkt des Monats. Der kam um 6 Uhr morgens, mit einem durchschnittlichen Preis von 51,06 $/MWh.

​Die Spitzenpreise im Oktober 2025 erreichten nie die Werte des Vorjahres, aber niedrigere Tiefpreise stärkten die Arbitragemöglichkeiten. Der mittägliche Tiefpunkt sank um 8 $/MWh und lag Mitte des Monats fast unter null.

Sind Batterien mit mehr als 4 Stunden Dauer im CAISO sinnvoll?

Die Preisdynamik im CAISO wird von zwei Aspekten bestimmt:

1. Die Präsenz von Solarenergie, konzentriert in den südlichen SP15- und zentralen ZP26-Stauzonen.