​Netzgekoppelte Batterien im CAISO erzielten im Januar 2026 Einnahmen von 1,81 $/kW-Monat durch Energiearbitrage und Systemdienstleistungen. Niedrige Erdgaspreise verringerten die Arbitragespannen während des Großteils des Monats, allerdings sorgte ein später Anstieg der Gaspreise für eine kurzfristige Ausweitung der Spanne.

Die Einnahmen stiegen um 0,62 $/kW (+52 %) gegenüber Dezember 2025, dem niedrigsten monatlichen Wert seit Einführung des Modo Energy BESS CAISO Index im August 2022. Im Jahresvergleich sanken die Einnahmen um 1,68 $/kW (-48 %) gegenüber 3,49 $/kW im Januar 2025.

​Der Integrierte Forward-Markt (IFM) machte 1,50 $/kW des Rückgangs von 1,68 $/kW im Jahresvergleich aus. Die Energiearbitrage im Day-Ahead-Markt dominiert weiterhin sowohl die Einnahmen als auch den Rückgang im Jahresvergleich.

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Wichtigste Erkenntnisse

• Die Vier-Stunden-Top-Bottom-(TB4)-Preisspannen sanken im Jahresvergleich um 42 % auf 2,9k $/MW. Die Erdgaspreise in Kalifornien fielen um 36 % (3,82 $ auf 2,46 $/mmBTU), was die Kosten für die Grenzstromerzeugung senkte und die Abendspitzenpreise drückte, auf die Batterien für Entladeerlöse angewiesen sind.
• Ein später Anstieg der Erdgaspreise während des Wintersturms Fern generierte 23 % der Monatseinnahmen in nur vier Tagen (24.–27. Januar). Diese vier Tage trugen etwa 0,41 $/kW zum Monatsergebnis von 1,81 $/kW bei.
• Die annualisierten Merchant-Einnahmen für Januar 2026 deuten auf eine Rendite von 21 $/kW-Jahr bis Jahresende hin – etwa die Hälfte des Tempos von 41 $/kW im Januar 2025 und deutlich unter dem Jahresdurchschnitt 2024 von 51 $/kW. Diese Lücke zeigt, dass Merchant-Einnahmen allein keine neuen Investitionen auf historischem Niveau tragen können.

​Günstiges Erdgas drückt die Preisspannen

Die IFM-Energieerlöse sanken von 2,85 $/kW im Januar 2025 auf 1,35 $/kW im Januar 2026 (-53 %). Dieser Rückgang von 1,50 $/kW macht 89 % des gesamten Einnahmenverlusts im Jahresvergleich aus. Systemdienstleistungen trugen weitere 0,17 $/kW zum Rückgang bei, da die Preise für Regelenergie um 52 % fielen.

Haupttreiber war der Einbruch der TB4-Spannen: von 5,1k $/MW auf 2,9k $/MW. Batterien erzielen den Großteil ihrer IFM-Einnahmen, indem sie während günstiger Mittagsstunden laden und während der abendlichen Spitzen entladen. Beide Seiten dieses Handels entwickelten sich gegen die Batterien.

​Auf der Entladeseite sanken die Erdgaspreise in Kalifornien im Jahresvergleich um 36 % (3,82 $ auf 2,46 $/mmBTU). Mit günstigerem Brennstoff bieten Gaskraftwerke zu niedrigeren Preisen im IFM an, was die Clearingpreise für Batterien beim Entladen reduziert. Die Stromerzeugung aus Erdgas sank um 38 % (5,41 auf 3,33 TWh), da niedrigere Preise weniger effiziente Anlagen aus dem Stack verdrängten. Die durchschnittlichen täglichen TB4-Spannen fielen von 163 $/MW auf 95 $/MW – ein Rückgang des Arbitragepotenzials um 68 $/MW pro Tag.

Auf der Ladeseite sank die Stromerzeugung aus Solar um 3 % (3,30 auf 3,21 TWh), trotz weiterer Kapazitätszuwächse. Die ersten Januartage 2026 waren geprägt von einem Gewitter, das Ende Dezember 2025 begann. Zudem war der Himmel vom 18. bis 24. Januar bewölkt.

Beide Phänomene dämpfen die Solarproduktion, auf die sich CAISO üblicherweise verlassen kann. Der Netzbetreiber setzt in diesen Zeiten verstärkt auf die Flexibilität der Batterien, wie unten näher erläutert.

​Das durchschnittliche tägliche Netload-Minimum stieg um 16 % (2,90 auf 3,37 GW), wodurch Batterien nur noch aus einer flacheren Preissenke mittags laden konnten. Insgesamt führten niedrigere Entladeerlöse und höhere Ladekosten dazu, dass sich die Spanne von etwa 40 $/MWh auf 24 $/MWh im Mittel reduzierte.

Wintersturm Fern rettete den Monat vor einem Rekordtief

Der Monat teilte sich in zwei deutlich unterschiedliche Phasen. In den ersten 20 Tagen lagen die täglichen TB4-Spannen im Schnitt bei nur 86 $/MW, ähnlich wie im Rekordtief vom Dezember. Dann traf der Wintersturm Fern die USA.

Der Sturm zog vom 23. bis 27. Januar über mehr als 30 Bundesstaaten, vor allem östlich der Rocky Mountains. Kalifornien blieb von Eis und Schnee weitgehend verschont. Doch der Druck auf die Gasinfrastruktur ließ kurzfristig auch an der Westküste die Gaskosten für Kraftwerke in Südkalifornien steigen.

Dieser vorübergehende Anstieg der Gaspreise führte direkt zu höheren Strompreisen. Die TB4-Spannen sprangen von 62 $/MW am 23. Januar auf 208 $/MW am 26. Januar – der höchste Tageswert des Monats. Nur an drei Tagen im Monat wurden mehr als 150 $/MW erreicht, alle während des Sturms.

​Die vier Tage vom 24. bis 27. Januar generierten kumuliert 409 $/MW, also 23 % der Monatseinnahmen. Das entspricht etwa 0,41 $/kW des Monatsergebnisses von 1,81 $/kW. Die Tageserlöse in dieser Phase lagen im Schnitt bei 102 $/MW, fast doppelt so hoch wie die 55 $/MW der ersten 20 Tage.

​Ohne den Sturm hätten die Einnahmen im Januar 2026 eher dem Rekordtief vom Dezember entsprochen. Wetterereignisse bleiben der einzige Auslöser für besonders hohe Ertragstage im aktuellen CAISO-Markt. Sie reichen jedoch nicht immer aus, wie der Weihnachtssturm im Vormonat zeigt.

CAISO setzt auf Batterien zur Echtzeit-Netzstabilisierung

CAISOs Echtzeitmärkte (FMM und RTD) trugen im Januar 0,28 $/kW bei, etwa auf Vorjahresniveau (0,29 $/kW). Während die Day-Ahead-Einnahmen um 53 % sanken, blieben die Echtzeiterlöse stabil. Diese Stabilität zeigt die Bedeutung der Batterien für die kurzfristige Netzstabilisierung im CAISO.

Die Abweichung zwischen den beiden Echtzeit-Abrechnungsstufen ist ein wiederkehrendes Wintermuster. RTD Energy stieg im Jahresvergleich um 17 % auf 0,27 $/kW und machte fast die gesamten Echtzeiteinnahmen aus. FMM Energy steuerte nur 0,01 $/kW bei, nach 0,06 $/kW im Vorjahr.

​Die Solarproduktion ist in den Wintermonaten weniger vorhersehbar: Nebel, Wolken und Stürme führen häufiger zu Abweichungen zwischen Prognose und tatsächlicher Einspeisung als im Sommer. Diese Prognosefehler schlagen sich in den FMM-Preisen nieder, die auf kurzfristigen Vorhersagen basieren.

RTD, das alle fünf Minuten nach tatsächlichen Netzbedingungen steuert, schöpft den Wert aus, Prognoseabweichungen auszugleichen. Batterien sind die schnellste Ressource für diese Korrektur, was sich in deren Fünf-Minuten-Einnahmen widerspiegelt.

Dieses Muster setzte sich aus dem Dezember 2025 fort, als RTD an einem Drittel der Tage den größten Beitrag zu den Einnahmen leistete. In beiden Monaten waren die Day-Ahead-Bedingungen schwach und CAISO setzte auf die schnelle Reaktionsfähigkeit der Batterien, um das Gleichgewicht zu halten. RTD war im Januar nach IFM Energy die zweitgrößte Einnahmequelle.

SP15-Batterien profitierten während des Sturms am stärksten von Arbitrage

Die TB4-Spannen im Januar 2026 lagen in allen drei CAISO-Zonen eng beieinander. SP15 und ZP26 verzeichneten 3,0k $/MW, während NP15 mit 2,9k $/MW etwas zurücklag.

In den ersten drei Wochen des Monats verliefen die drei Zonen nahezu parallel: Die täglichen TB4-Spannen unterschieden sich an den meisten Tagen um weniger als 15 $/MW. Diese Gleichförmigkeit erinnert an Dezember 2025, als geringe Netzengpässe wenig Raum für Unterschiede ließen.