Netzgekoppelte Batteriespeicher in CAISO erzielten im April 2026 Einnahmen von 2,77 $/kW-Monat. Das liegt unter den 3,70 $/kW aus dem März (-25,1 %) und ist bereits der dritte Monat in diesem Jahr mit weniger als 3 $/kW.

Die Temperaturen lagen innerhalb eines Grades wie im April des Vorjahres. Da das Wetter neutral war, kam der Preisdruck von der Angebotsseite: Ein Batteriepark mit über 16 GW speicherte mittags den Überschuss und entlud nach Sonnenuntergang genug Strom, um die Abendspitzen zu kappen und Gaskraftwerke aus dem Angebot zu verdrängen.

Die Windstromproduktion in CAISO stieg um 32 % und erreichte neue Rekorde für Spitzenleistung, unterstützt durch die Inbetriebnahme des 3,5-GW-SunZia-Windparks in New Mexico.

Die Solarstromerzeugung sank im Jahresvergleich um 6,5 %. Beide Faktoren drückten die Preisspreads an beiden Enden: Der niedrigere mittägliche Solarhöhepunkt erhöhte die Mittagsstrompreise, während stärkere nächtliche und abendliche Winde die Abendpreise unter die Vorjahreswerte drückten.

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TB4-Spreads verengten sich von 189 $/MW auf 123 $/MW im Jahresvergleich

Der tägliche Durchschnitt der TB4-Spreads fiel im Jahresvergleich von 189 $/MW auf 123 $/MW. Der stärkste Tag im April 2026 war der 4. April mit 169 $/MW – das wäre im April 2025 ein unterdurchschnittlicher Tag gewesen. Der schwächste Tag, der 25. April, lag nur bei 74 $/MW.

Die meisten Verluste bei den Handelsmöglichkeiten für Batterien entstanden auf der Entladeseite.

Die Day-Ahead-Preise für Energie am Abend lagen im Durchschnitt bei 24 $/MWh zum 19-Uhr-Höchststand, ein Rückgang um 43,7 % gegenüber 43 $/MWh im April 2025.

Die mittäglichen Ladepreise blieben nahezu unverändert und bewegten sich von -5,06 $/MWh auf -5,00 $/MWh am 14-Uhr-Tiefpunkt.

Im Gegensatz zum Vormonat hatten Temperaturunterschiede im Jahresvergleich keinen wesentlichen Einfluss auf die Preisspreads.

Die durchschnittlichen täglichen Höchstwerte (19,0 °C) und Tiefstwerte (6,2 °C) lagen innerhalb eines Grades wie im April des Vorjahres, und die Heizgradtage beliefen sich auf 310, etwas mehr als die 297 im April 2025. Da die Temperaturen praktisch unverändert blieben, bestimmte vor allem die Angebotsstruktur das Marktgeschehen.

Windkraftproduktion stieg um 32 % und senkte die Abendpreise

Die Windkraftproduktion in CAISO stieg um 31,6 %, während die Solarstromerzeugung im Jahresvergleich um 6,5 % zurückging.

Die Veränderung im Erneuerbaren-Mix ermöglichte es der Windkraft, nach Sonnenuntergang mehr zu leisten, während die Solarenergie mittags schwächer war. Das Ergebnis war ein flacheres Preisprofil und geringere Abendspitzen.

Der monatliche Durchschnitt der Spitzen-Windleistung erreichte mit 5,7 GW einen neuen Rekord.

Ein Teil davon ist auf das SunZia-Projekt zurückzuführen, das nach 20 Jahren Entwicklung 3,5 GW Windkraft in New Mexico ans Netz brachte.

Das Zusammenspiel von Windkraft und Batteriespeichern, das Gaskraftwerke verdrängt und Spitzenpreise unterdrückt, wird voraussichtlich auch weiterhin den Großhandelsmarkt von CAISO prägen.

Zwei große Offshore-Windprojekte bei Humboldt (900 MW) und Morro Bay (2.900 MW) sollen Anfang der 2030er Jahre in Nordkalifornien ans Netz gehen. Deren Inbetriebnahme wird langfristig die Großhandelspreise am Abend weiter drücken.

Die durchschnittliche Nettonachfrage zum täglichen Minimum sank auf -3,5 GW von -3,0 GW im April 2025. Die effektive Last (Nettonachfrage plus Batterieladung) stieg auf 3,6 GW von 2,2 GW. Die Ladedauer stieg um 1,4 GW, während das Nettonachfrage-Tief nur um 0,5 GW sank – Batterien heben also die Mittagsstrompreise netto an, statt ihnen nur zu folgen.

Zonale Spreads brachen synchron ein, ohne sich anzugleichen

Die TB4-Spreads an allen drei CAISO-Hubs sanken im Vergleich zu April 2025 um ein Drittel. NP15 fiel am stärksten, um 37,3 % von 180 $/MW auf 113 $/MW. SP15 sank von 206 $/MW auf 139 $/MW (-32,6 %), und ZP26 von 208 $/MW auf 145 $/MW (-30,0 %). ZP26 weist weiterhin den höchsten Spread auf, NP15 den niedrigsten.

Der ZP26-NP15-Aufschlag stieg von 28 $/MW auf 33 $/MW.

SP15 und ZP26 verzeichnen jeweils 40 % Stunden mit negativen Preisen, verglichen mit 19 % bei NP15.

Die tieferen Preistäler erhalten die Arbitragemöglichkeiten im Süden, auch wenn die absoluten Spreads geschrumpft sind. Batterien in SP15 und ZP26 profitieren weiterhin vom mittäglichen Ladefenster, das NP15 nicht bietet.

Erlöse aus dem Echtzeitbetrieb sanken schneller als im Day-Ahead-Markt

​Mit einer Batteriespeicherkapazität in CAISO, die um rund 5 GW wächst, sind Day-Ahead-Gebote unter 50 $/MWh nun zu einem dominierenden Teil des Gebotsstapels in allen Stunden geworden, was die Großhandelspreise senkt.

Im April 2025 konzentrierten sich die Echtzeit-Gebote auf das Laden zur Mittagszeit und das Entladen in der Spitze zwischen 18 und 20 Uhr. Die Flotte folgte im Wesentlichen dem Day-Ahead-Plan mit nur geringen Abweichungen im Echtzeitbetrieb.

Im April 2026 stieg das Ladevolumen zur Mittagszeit in denselben Stunden um 40 %, während das Entladevolumen mittags um zwei Drittel zurückging. Die Flotte nahm mehr Energie am Kurventiefpunkt auf und hielt sie länger; günstige Entladegebote am Abend stiegen um 19 Uhr auf etwa 6.000 MW.

Die Echtzeiterlöse sanken im Jahresvergleich um 59,8 % – mehr als doppelt so stark wie die 27,3 % im Day-Ahead-Markt –, da diese Verschiebung mit deutlich schwächeren FMM-Clearingpreisen zusammenfiel.

PacifiCorp-Preise spalten sich bei EDAM-Start zwischen Ost und West

​EDAM ist jetzt in den meisten Teilen des WECC-Gebiets aktiv und PacifiCorp ist der erste Teilnehmer.

Das wichtigste Mitglied des neuen Westmarktes ist in zwei Bilanzierungsgebiete (BAAs) geteilt, die auf gegenüberliegenden Seiten der Grenze abgewickelt werden.

Die Day-Ahead-Preise von PacifiCorp East (PACE) lagen in den ersten fünf Tagen nach dem Start im Durchschnitt bei 6,13 $/MWh, verglichen mit 19,25 $/MWh bei PacifiCorp West (PACW) und 19,04 $/MWh bei CAISO.