CAISO Juni 2026: Batterieerlöse sinken auf 2,55 $/kW
Netzgebundene Batterien im CAISO erzielten im Juni 2026 Einnahmen von 2,55 $/kW-Monat.
Das sind 4,6 % weniger als die 2,67 $/kW im Mai und 0,52 $/kW unter den 3,07 $/kW im Juni 2025, was einem Rückgang von 16,9 % im Jahresvergleich entspricht.
Die Einnahmen halten sich zum dritten Monat in Folge bei etwa 2,5–2,7 $/kW.
Die durchschnittlichen Tageshöchstwerte erreichten 82,3°F gegenüber 83,0°F im Vorjahr, und die durchschnittlichen Tiefstwerte blieben bei 55,4°F im Vergleich zu 55,3°F. Da die Temperaturen stabil blieben, kam der Druck von der Angebotsseite.
Die Windstromerzeugung stieg im Jahresvergleich um 31,5 %, da das in New Mexico ansässige SunZia weiterhin die Preise dämpft.
Die Aufschläge für Treibhausgaspreise (GHG) haben erstmals seit ihrer Einführung im Jahr 2013 wieder positive Werte erreicht. Dadurch steigen die Preise außerhalb der Solarstunden, sodass Batterien von höheren Spitzenentladepreisen profitieren.
Die Veränderung bei den Treibhausgasaufschlägen ist eine Folge von Markterweiterungen, die im Mai 2026 zusammen mit dem Extended Day-Ahead Market (EDAM) von CAISO eingeführt wurden.
Im Bereich der Nebenleistungen sanken die Regulation Down-Preise von 5,36 $/MWh auf 3,07 $/MWh, ein Rückgang um 42,7 %.
Lesen Sie den Bericht vom letzten Monat hier.
CAISO TB4-Preisspreizung schrumpft im Jahresvergleich um 14 %
Die durchschnittlichen täglichen Top-Bottom-Vier-Stunden (TB4)-Preisspreizungen fielen im Jahresvergleich von 135 $/MW auf 116 $/MW.
Der stärkste Tag im Juni 2026 war der 21. Juni mit 159 $/MW. Der schwächste Tag, der 24. Juni, lag nur bei 64 $/MW.
Die Day-Ahead-Preise am Abend lagen im Schnitt bei 35 $/MWh zur Spitzenstunde um 19 Uhr, ein Rückgang um 32,9 % gegenüber 52 $/MWh im Juni 2025.
Die Ladepreise am Mittag fielen auf 7,04 $/MWh zum Tiefpunkt um 14 Uhr, gegenüber 16,55 $/MWh im Vorjahr.
Beide Enden der Preisspreizung gingen zurück, wobei die Entladeseite den größten Anteil an der Verengung hatte.
Die Treibhausgasaufschläge (GHG) auf Importe im CAISO erhöhten die Spitzenentladepreise im Schnitt um 2,9 $/MWh – das entspricht 11 % der Gesamteinnahmen von 2,55 $/kW-Monat, die die Flotte im Juni erzielte.
GHG-Aufschläge sind jetzt vom Energiebestandteil der LMPs getrennt, gemäß den im Mai 2026 eingeführten Änderungen im Rahmen der Day-Ahead Market Enhancements (DAME).
Vor der Umstellung erschien der Cap-and-Trade-Aufschlag als negativer Aufschlag auf Angebote von Erzeugern aus nicht GHG-regulierten Gebieten.
Jetzt können Erzeuger im WECC die GHG-Komponente als positiven Bestandteil in ihre Gebote aufnehmen, um den Bedarf in Washington und Kalifornien zu decken.
CAISO-Spitzenlast bleibt stabil bei 31,6 GW
Die durchschnittliche Nachfrage stieg im Jahresvergleich um 0,8 % auf 25,2 GW von 25,0 GW. Die Spitzenlast stieg nur um 1,0 % auf 31,6 GW von 31,3 GW. Das tägliche Minimum blieb bei 20,6 GW.
Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Temperaturen im Einklang mit dem Vorjahr blieben.
Die durchschnittlichen Tageshöchst- (82,3°F) und Tiefstwerte (55,4°F) lagen innerhalb eines Grads zum Juni des Vorjahres.
Die Nettolast zeigt das deutlichere Bild: Das tägliche Minimum fiel auf -3,2 GW von -1,4 GW, während das tägliche Maximum auf 26,0 GW von 26,8 GW sank. Die steilste Abendrampe des Monats erreichte am 21. Juni um 19 Uhr 11.543 MW, ein Anstieg um 13,8 % gegenüber dem Spitzenwert im Juni des Vorjahres.
Die effektive Last (Nettolast plus BESS-Ladung) blieb bei 3,5 GW und damit auf dem Niveau von Juni 2025. Die Ladedauer stieg im Gleichschritt mit dem tieferen Nettolast-Tal.
Da die Spitzenlast nur um 1,0 % zunahm, ist das Verschwinden der Hochpreisstunden auf die Angebotsseite zurückzuführen, die den Abend absorbierte, und nicht auf eine schwächere Nachfrage.
SunZia steigert Windenergie um 31,5 %, während Abregelung das mittägliche Solarwachstum bremst
CAISOs Batterieexporte stiegen von 36,33 auf 48,51 GWh pro Tag, ein Plus von 33,5 %. Das erhöhte Entladevolumen fiel mit einem Rückgang der Abendspitzenpreise um 32,9 % zusammen.
Sinkende Spitzenpreise stehen in engem Zusammenhang mit einem Anstieg der Windstromerzeugung um 31,5 % (79,9 auf 105,0 GWh pro Tag) durch SunZias 3,5-GW-Zubau zur CAISO-Energiebilanz, wie in früheren Monaten berichtet.
SunZia erhöht die Windstromerzeugung nachts stärker als mittags, da CAISO nur über 2.131 MW an Übertragungsrechten gegenüber etwa 3.167 MW zugewiesener Kapazität verfügt und der Großteil der Energie ins Netz fließt, wenn kein Solarüberschuss besteht.
Das Projekt zeigt, was CAISO in Zukunft erwartet. Mit den geplanten Offshore-Windprojekten Humboldt und Mora Bay, die Anfang der 2030er Jahre ans Netz gehen sollen, können Batteriebetreiber während windreicher Perioden mit niedrigeren Spitzenpreisen rechnen.
Auf der Ladeseite stieg die Solarstromerzeugung im Jahresvergleich um 4,7 % (220,7 auf 231,0 GWh pro Tag), und die maximale Solarleistung erreichte 23,0 GW, nach 21,5 GW im Vorjahr. Die Batterieladevolumina stiegen um 33,3 % (41,89 auf 55,86 GWh pro Tag). Die Zahl der Stunden mit negativen Preisen verdreifachte sich von 19 auf 66.
Trotz des weiteren Ausbaus von Solarprojekten in Kalifornien ist die Stromerzeugung kaum gestiegen.
Dies ist eine Folge der zunehmenden Abregelung, die in den letzten drei Monaten einen Rekordwert von durchschnittlich 4,8 GW erreichte.
Mittagspreise steigen im Süden um 20 $/MWh und schließen das NP15-SP15-Preisgefälle
NP15 fiel von 124 $/MW auf 112 $/MW, SP15 von 160 $/MW auf 132 $/MW und ZP26 von 171 $/MW auf 132 $/MW.
ZP26 verzeichnete die stärkste Verengung, wobei alle drei Hubs gegenüber dem Vorjahr zurückgingen.
Das SP15-NP15-Preisgefälle verringerte sich von 36 $/MW auf 20 $/MW.
