Netzgebundene Batteriespeicher im CAISO erzielten im April 2026 Einnahmen von 2,77 $/kW-Monat. Das liegt unter den 3,70 $/kW im März (-25,1 %) und markiert den dritten Monat in Folge mit weniger als 3 $/kW in diesem Jahr.

Die Temperaturen blieben innerhalb eines Grades zum Vorjahr. Da das Wetter neutral blieb, kam der Preisdruck von der Angebotsseite: Eine Batterieflotte von über 16 GW nahm das Überschussangebot am Mittag auf und entlud nach Sonnenuntergang genug Energie, um die Abendspitzen zu begrenzen und Gaskraftwerke aus dem Angebotsmix zu verdrängen.

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

Die Solarstromerzeugung sank im Jahresvergleich um 6,5 %. Beide Entwicklungen drückten die Preisspreads an beiden Tagesenden: Die geringere Mittagsspitze bei der Solarenergie erhöhte die Mittagsstrompreise, während stärkere Windkraft am Abend die Preise unterhalb der Vorjahreswerte hielt.

​Lesen Sie den Bericht vom Vormonat hier.

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

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

Die meisten Verluste bei den Marktchancen der Batterien entstanden auf der Entladeseite.

Die Energiepreise am Abend (Day-Ahead) lagen im Durchschnitt bei 24 $/MWh zum 19-Uhr-Peak, ein Rückgang um 43,7 % gegenüber 43 $/MWh im April 2025.

Die Preise für das Laden am Mittag blieben nahezu unverändert und bewegten sich von -5,06 $/MWh auf -5,00 $/MWh am 14-Uhr-Tiefpunkt.

Anders als im Vormonat war die Verengung der Spreads nicht auf höhere Temperaturen zurückzuführen.

Die durchschnittlichen Tageshöchstwerte (19,0 °C) und Tiefstwerte (6,2 °C) lagen innerhalb eines Grades zum Vorjahr, und die Heizgradtage lagen mit 310 nur leicht über den 297 aus April 2025. Da sich die Temperaturen kaum verändert haben, war die Angebotsseite ausschlaggebend.

Windkraftproduktion stieg um 32 % und senkte die Abendpreise

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

Die Verschiebung im Erneuerbaren-Mix ermöglichte es der Windkraft, nach Sonnenuntergang mehr zu leisten, während die Solarenergie am Mittag schwächelte. Das Ergebnis war ein flacherer Preisverlauf und geringere Abendspitzen.

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

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

Die Kombination aus Windkraft und Batteriespeichern, die Gaskraftwerke verdrängen und Spitzenpreise unterdrücken, erwarten wir auch künftig im Großhandelsmarkt des CAISO.

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 Zubau wird die Großhandelspreise in den abendlichen Spitzen langfristig weiter dämpfen.

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

Zonale Spreads brachen synchron ein, ohne sich anzunähern

TB4-Spreads in allen drei CAISO-Hubs sanken um ein Drittel gegenüber April 2025. 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.

Die ZP26-NP15-Differenz vergrößerte sich 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 gesunken sind. Batterien in SP15 und ZP26 profitieren weiterhin vom Mittagsfenster zum Laden, das NP15 nicht bietet.

Echtzeit-Einnahmen der Batterien sanken schneller als im Day-Ahead

​Mit einem Zubau von etwa 5 GW Batteriespeicher im CAISO ist das Day-Ahead-Bieten unter 50 $/MWh inzwischen ein dominanter Teil des Gebotsstapels zu jeder Tageszeit und senkt die Großhandelspreise.

Im April 2025 konzentrierte sich das Echtzeit-Bieten auf Ladevorgänge am Mittag und Entladungsspitzen zwischen 18 und 20 Uhr. Die Flotte folgte weitgehend dem Day-Ahead-Plan mit nur geringen Abweichungen in Echtzeit.

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

Die Echtzeit-Einnahmen sanken im Jahresvergleich um 59,8 %, mehr als doppelt so stark wie der Rückgang von 27,3 % im Day-Ahead, da diese Verschiebung auf deutlich schwächere FMM-Abrechnungspreise traf.

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

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

Das wichtigste Mitglied des neuen Westmarktes ist in zwei Bilanzierungsgebiete aufgeteilt, die auf entgegengesetzten Seiten der Nahtstelle abgerechnet werden.

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