​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 größten Teils des Monats, doch ein Gaspreisanstieg gegen Monatsende weitete die Spanne kurzfristig aus.

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 den 3,49 $/kW im Januar 2025.

​Der Integrated Forward Market (IFM) war für 1,50 $/kW des Rückgangs von 1,68 $/kW im Jahresvergleich verantwortlich. Die Day-Ahead-Energiearbitrage dominiert weiterhin sowohl die Einnahmenstruktur als auch den Rückgang im Jahresvergleich.

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Wichtigste Erkenntnisse

• Die Top-Bottom (TB4)-Preisspannen über vier Stunden sanken im Jahresvergleich um 42 % auf 2,9 Tsd. $/MW. Die Erdgaspreise in Kalifornien fielen um 36 % (3,82 $ auf 2,46 $/mmBTU), was die Kosten für die Grenzstromerzeugung senkte und die abendlichen Spitzenpreise, auf die Batterien für Entladeerlöse angewiesen sind, verringerte.
• Ein kurzfristiger Anstieg der Erdgaspreise während des Wintersturms Fern brachte in nur vier Tagen (24.–27. Januar) 23 % der Gesamteinnahmen des Monats. Diese vier Tage steuerten rund 0,41 $/kW zum Monatsergebnis von 1,81 $/kW bei.
• Die annualisierten Markteinnahmen für Januar 2026 deuten auf eine Rendite von 21 $/kW-Jahr bis Jahresende hin – etwa die Hälfte des Tempos von Januar 2025 (41 $/kW) und deutlich unter dem Durchschnitt von 51 $/kW im Gesamtjahr 2024. Diese Lücke verdeutlicht, dass Markteinnahmen allein keine neuen Investitionen auf historischem Niveau tragen können.

​Günstiges Erdgas drückt die Preisspannen

Die IFM-Energieerlöse fielen 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 mit weiteren 0,17 $/kW Rückgang bei, da die Preise für Regelleistung um 52 % sanken.

Hauptursache war der Einbruch der TB4-Spannen: von 5,1 Tsd. $/MW auf 2,9 Tsd. $/MW. Batterien erzielen den Großteil ihrer IFM-Erlöse, indem sie zu günstigen Mittagszeiten laden und während der abendlichen Spitze entladen. Beide Seiten dieses Geschäfts 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 boten Gaskraftwerke niedriger im IFM, wodurch die Ausgleichspreise, die Batterien beim Entladen erhalten, sanken. Die Erzeugung aus Erdgas sank um 38 % (5,41 auf 3,33 TWh), da niedrigere Preise weniger effiziente Anlagen aus dem Markt verdrängten. Die durchschnittlichen täglichen TB4-Spannen fielen von 163 $/MW auf 95 $/MW – ein Rückgang von 68 $/MW pro Tag an verfügbarer Arbitrage.

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

Beide Phänomene verringern die Solarleistung, auf die sich CAISO normalerweise verlassen kann. Der Netzbetreiber setzt in diesen Zeiten verstärkt auf die Flexibilität der Batterien, wie unten ausführlicher beschrieben.

​Das durchschnittliche tägliche Netload-Minimum stieg um 16 % (2,90 auf 3,37 GW), sodass Batterien auf ein geringeres Mittagspreistief zum Laden angewiesen waren. Insgesamt führten niedrigere Entladeerlöse und höhere Ladekosten dazu, dass sich die Spanne von etwa 40 $/MWh auf 24 $/MWh (Spitze zu Tiefpunkt) verringerte.

Wintersturm Fern verhinderte neue Rekordtiefs

Der Monat teilte sich in zwei Phasen. In den ersten 20 Tagen lagen die täglichen TB4-Spannen im Schnitt nur bei 86 $/MW – ähnlich wie im Dezember, als Rekordtiefs bei den Einnahmen erzielt wurden. 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. Dennoch erreichte der Druck auf die Gasinfrastruktur kurzzeitig auch die Westküste und ließ die Kosten für gasbefeuerte Erzeugung in Südkalifornien sprunghaft ansteigen.

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 – dem höchsten Tageswert des Monats. Nur an drei Tagen im Monat wurden mehr als 150 $/MW erreicht, und alle drei fielen in das Sturmfenster.

​Die vier Tage vom 24. bis 27. Januar brachten kumulierte Einnahmen von 409 $/MW, was 23 % des Monatsergebnisses entspricht. Das entspricht etwa 0,41 $/kW der 1,81 $/kW Gesamteinnahmen. Die Tageserlöse in diesem Zeitraum lagen im Schnitt bei 102 $/MW – fast doppelt so hoch wie der Durchschnitt der ersten 20 Tage (55 $/MW).

​Ohne den Sturm hätten sich die Einnahmen im Januar 2026 eher auf dem Rekordtief vom Dezember bewegt. Wetterereignisse bleiben der einzige Auslöser für außergewöhnlich hohe Einnahmetage im aktuellen CAISO-Markt. Sie reichen aber nicht für dauerhaft lukrative Tage aus, wie der Weihnachtssturm im Vormonat zeigt.

CAISO setzt auf Batterien für den Echtzeitausgleich des Netzes

Die Echtzeitmärkte von CAISO (FMM und RTD) trugen im Januar 0,28 $/kW bei, nahezu unverändert gegenüber den 0,29 $/kW des Vorjahres. Während die Day-Ahead-Einnahmen um 53 % sanken, blieben die Echtzeiterlöse stabil. Diese Beständigkeit spiegelt die Rolle wider, die Batterien bei der kurzfristigen Netzstabilisierung spielen.

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

​Die Solarstromerzeugung ist in den Wintermonaten weniger vorhersehbar: Nebel, Wolken und Stürme führen dazu, dass die tatsächliche Produktion häufiger von den Prognosen abweicht als im Sommer. Diese Prognosefehler schlagen sich in den FMM-Preisen nieder, die weiterhin auf kurzfristigen Vorhersagen beruhen.

RTD, das alle fünf Minuten auf Basis der tatsächlichen Netzbedingungen steuert, schöpft den Wert aus, diese Abweichungen auszugleichen. Batterien sind die schnellste Ressource für diesen Ausgleich, was sich in ihren Fünf-Minuten-Erlösen widerspiegelt.

Dieses Muster setzte sich bereits im Dezember 2025 fort, als RTD an einem Drittel der Tage die größte Einnahmequelle war. In beiden Monaten waren die Day-Ahead-Bedingungen ungünstig, und CAISO setzte auf die schnelle Reaktionsfähigkeit der Batterien, um Angebot und Nachfrage im Gleichgewicht zu halten. RTD war im Januar die zweitgrößte Einnahmequelle nach IFM Energy.

SP15-Batterien profitierten am stärksten während des Sturms

Die TB4-Spannen für Januar 2026 lagen in den drei CAISO-Zonen eng beieinander. SP15 und ZP26 verzeichneten 3,0 Tsd. $/MW, während NP15 mit 2,9 Tsd. $/MW leicht zurückblieb.

In den ersten drei Wochen des Monats bewegten sich die drei Zonen eng zusammen: Die täglichen TB4-Spannen unterschieden sich an den meisten Tagen um weniger als 15 $/MW. Diese Einheitlichkeit ähnelt dem Dezember 2025, als geringe Netzengpässe kaum Raum für Unterschiede boten.