Die Merchant-Erlöse für CAISOs Batteriespeicher lagen im November 2025 im Durchschnitt bei 1,95 $/kW-Monat. Das ist der niedrigste Wert des Modo Energy BESS CAISO-Index, der jemals verzeichnet wurde. Der bisher zweittiefste Indexwert lag bei 2,26 $/kW-Monat, gemessen im vergangenen Dezember.
Die durchschnittlichen Erlöse sanken im Jahresvergleich um 1,37 $/kW (-41,4%). Auch im Monatsvergleich war der Rückgang deutlich: Die Erlöse fielen um 1,04 $/kW (-35 %) gegenüber Oktober 2025, als sie noch bei 2,99 $/kW-Monat lagen.
Der Rückgang der Day-Ahead-Energieerlöse war besonders auffällig. Im letzten Monat erzielten CAISOs Batterien 2,17 $/kW durch Day-Ahead-Energiearbitrage – mehr als die Merchant-Erlöse aller Quellen im November 2025.
Die Arbitrageerlöse im Day-Ahead-Markt gingen aufgrund deutlich gesunkener Arbitragemöglichkeiten zurück. Die vierstündigen Top-Bottom-(TB)-Spreads fielen um fast 30 %, sowohl im Monats- als auch im Jahresvergleich, auf nur noch 3 $/kW – was kaum Spielraum für profitable Arbitrage ließ.
Den Bericht vom Vormonat finden Sie hier.
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Batterieerlöse steuern 2025 auf 40 $/kW zu
Die Preisspannen waren im gesamten Jahr 2025 in CAISO niedrig (lesen Sie unsere Benchmark-Berichte für August, September und Oktober für weitere Details).
Sollte sich dieser Trend im Dezember fortsetzen, dürften die durchschnittlichen Flottenerlöse für das Jahr knapp unter 40 $/kW liegen. Das entspräche einem Rückgang um 50 % gegenüber 2023 (80 $/kW) und einem Minus von 23 % im Vergleich zu 2024 (51 $/kW).
Das Jahr 2025 war in Kalifornien von außergewöhnlich mildem Wetter geprägt – dieser Umstand wurde in dieser Berichtreihe mehrfach als Hauptgrund für die ruhigen Großhandelsstrommärkte bei CAISO genannt. Ohne große, durch Heizen oder Kühlen verursachte Nachfrageschwankungen gab es kaum Gelegenheiten für lukrative Arbitrage.
NOAAs aktuelle Winterprognose spricht für einen wärmeren Dezember. Jegliche Volatilität im nächsten Monat dürfte daher nicht auf extremes Wetter zurückzuführen sein.
Nachfrage sank im Jahresvergleich, mittäglicher Gaseinsatz trieb die Ladekosten
Die durchschnittliche Around-the-Clock-(ATC)-Last im CAISO betrug im November 2025 22,19 GW (-1,7 % j/j). Eine geringere Netznachfrage wirkt sich unterschiedlich auf die Batterieerlöse aus: Weniger Last am Tag senkt die Ladekosten, kleinere Spitzen lasten auf den Entladeerlösen.
Allerdings stieg die ATC-Netto-Last um 1,9 % (16,14 → 16,46 GW), während die Solarstromerzeugung um 3,2 % zurückging (3,1 → 3,0 TWh). Höhere Ladekosten verringerten die Arbitragespannen und damit die Erlösmöglichkeiten im Vergleich zum November 2024.
Gaskraftwerke sprangen ein, um den geringeren Solarertrag zu kompensieren. Die gesamte Gaserzeugung stieg auf 5,44 TWh (+4,9 %), während die Spitzenleistung der Gaskraftwerke auf 9,55 GW (-3,2 %) sank. Zusammen bedeutet das mehr Gasstromproduktion in Nebenzeiten, also vor allem mittags.
Gleichzeitig lagen die Grenzkosten für diese Gaskraftwerke um 53,8 % höher als im Vorjahr (1,97 → 3,02 $/mmBTU). Das erhöhte den Preisdruck auf die BESS-Ladekosten, da der Grenzanbieter mittags die Strompreise nach oben trieb.
Die Erlöse aus Systemdienstleistungen konnten die Arbitrageverluste nicht ausgleichen: Die volumengewichteten Regulierungspreise halbierten sich im Jahresvergleich nahezu.
Höhere effektive Last und mehr Gaseinsatz glätten die Preisprofile
Im November 2025 wurde mehr Strom aus Gas erzeugt als ein Jahr zuvor. Während ein typischer Tag im November 2024 mittags rund 3,8 GW Gasleistung aufwies, fiel der durchschnittliche Gasausstoß im letzten Monat nie unter 5 GW.
Da Gaskraftwerke das Angebot nach oben verschoben, indem sie die gleiche Energiemenge zu höheren Preisen verkauften, stieg durch den Ladebedarf der Batterien auch die Nachfragekurve. Die „effektive Last“ – Netto-Last plus BESS-Ladung – zwischen 10 und 16 Uhr stieg seit November 2024 um 5,6 GWh.
Beide Faktoren zusammen glätten die Preisprofile und lassen weniger Raum für Energiearbitrage, die den Großteil der Merchant-Erlöse ausmacht.
Die Kombination aus höheren gasgetriebenen Ladekosten und zunehmendem Wettbewerb zwischen den Batteriespeichern sorgte im gesamten November für herausfordernde Bedingungen. Am schwierigsten war die Lage jedoch Mitte des Monats, als eine besondere Wetterlage die ohnehin geringen Arbitragemöglichkeiten für einige Batterien in wahrscheinliche Verluste verwandelte.
La-Niña-Wetter sorgte für einen ruhigen November 2025
Die durchschnittlichen Batterieerlöse gingen im Jahresvergleich um 41,4 % zurück und lagen im November 2025 bei 1,95 $/kW.
Im Verlauf des Monats blieben die täglichen Erlöswerte stabil. Nur an fünf Tagen zu Monatsbeginn (1.–2. & 7.–10.) lagen die gesamten Merchant-Erlöse über 100 $/MW. An mehr als der Hälfte der Tage im Jahr 2024 wurde dieser Wert mindestens erreicht.
Flottenweite Erlöse lagen an sechs aufeinanderfolgenden Tagen Mitte November 2025 (12.–17.) bei weniger als 40 $/MW-Tag. Bemerkenswert: Die Day-Ahead-Energiearbitrage machte an diesen Tagen nur 25 % des Erlösstapels aus. Historisch gesehen stellt IFM Energy mehr als 75 % des BESS-Erlösstapels.
Diese sechs Tage mit Erlösen unter 40 $/MW fielen mit warmen und regnerischen La-Niña-Wetterlagen an der Westküste zusammen. (Diese Muster erwartet NOAA auch für einen warmen Dezember.) Die durchschnittlichen Tageshöchstwerte in Kalifornien lagen unter dem monatlichen Mittel, die Tagestiefs darüber.
Mildes Wetter mit wenig Solarleistung führte zu flachen Energiepreisprofilen – Arbitragemöglichkeiten waren praktisch nicht vorhanden. Die durchschnittliche Differenz zwischen Tageshöchst- und Tagestiefstpreisen vom 12. bis 17. November betrug nur 14,8 $/MWh.
Mangels Arbitragemöglichkeiten im Day-Ahead-Markt wurden BESS eingesetzt, um Nachfrageschwankungen in Echtzeit auszugleichen. Am 15. November wurde CAISOs Batterieflotte in der Mittagszeit sogar zum Nettoexporteur – ein äußerst seltenes Ereignis. Die Echtzeiterlöse machten an diesen sechs Tagen schließlich den Großteil der Batterieumsätze (56 %) aus.
Zonale Muster kehren sich um: SP15-Batterien mit mehr Arbitragechancen im November 2025
Kaliforniens zentrale ZP26-Zone wies in den letzten Monaten die höchsten TB4-Spreads auf. Die Nähe zur sonnigen SP15-Region und die begrenzte Übertragungskapazität zur nördlichen NP15-Kongestionszone führten zu solarähnlichen Preisprofilen, obwohl Solaranlagen in der Region kaum vertreten sind.
Im vergangenen Monat bot jedoch SP15 die meisten Möglichkeiten für Energiearbitrage. Der Median-TB4-Spread lag dort bei 3450 $/MW, verglichen mit 3069 $/MW für ZP26 und 2573 $/MW für NP15.
