Die Preisunterschiede im CAISO werden voraussichtlich bis 2030 auf 240–270 $/MWh steigen, gegenüber 160 $/MWh im Jahr 2025. Danach werden die Spreads zurückgehen und sich bis 2050 bei 90–100 $/MWh einpendeln.

Kurzfristig wird das Lastwachstum im gesamten Western Interconnection die Spitzenpreise erhöhen.

In den 2030er Jahren ersetzen Batterien ausgemusterte Gaskraftwerke als steuerbare Erzeugung. Die Kapazität von Wind- und Solaranlagen wächst, um die CO₂-Ziele des Bundesstaates zu erreichen, was die Großhandelspreise sinken lässt. Allerdings könnten die Spitzenpreise schneller fallen als die Preise am Mittag, was die Spreads langfristig verringert.

Mit dem geplanten Start des erweiterten Day-Ahead-Markts (EDAM) von CAISO im Mai 2026 werden benachbarte Balancing Authorities (BAs) einen stärkeren Einfluss auf die Großhandelspreise in Kalifornien haben.

Wichtigste Erkenntnisse

• Lastwachstum durch Rechenzentren (3,5 GW in Kalifornien) und Industrie im gesamten WECC wird die Spitzenpreise erhöhen und TB4-Spreads bis 2030 auf 240–270 $/MWh treiben.
• TB4-Spreads sinken in den 2030er Jahren, da Batterien ausgemusterte Gaskraftwerke ersetzen und Offshore-Wind die Nachtpreise senkt; bis 2050 pendeln sie sich bei 90–100 $/MWh ein.
• Solaranlagen bieten zu ihren durch Renewable Energy Credits (REC) bestimmten Grenzkosten an und drücken so die Mittagsstrompreise im CAISO. Diese Untergrenze bleibt bis 2050 bestehen.
• Diablo Canyon, Kaliforniens letztes Kernkraftwerk, erhält voraussichtlich eine dritte Verlängerung und bleibt über 2050 hinaus in Betrieb.

Preisunterschiede steigen kurzfristig, fallen dann in den 2030ern

Top-Bottom-Vier-Stunden (TB4) Strompreis-Spreads im Versorgungsgebiet von Southern California Edison (SCE) lagen 2025 im Schnitt bei 160 $/MWh. Dies bildet die Grundlage für Arbitragemöglichkeiten von 70 % der netzgekoppelten Batteriespeicher in Kalifornien.

Die Preisvolatilität im CAISO ist wieder auf dem Niveau vor dem Anstieg der weltweiten Gaspreise 2022 infolge des Ukraine-Russland-Konflikts. Der Rückgang der Gaspreise führte auch dazu, dass die ATC-Durchschnittspreise (around-the-clock) letztes Jahr auf 35–40 $/MWh sanken.

Der Ausblick zeigt jedoch, dass die TB4-Spreads im weiteren Verlauf dieses Jahrzehnts wieder auf 240–270 $/MWh steigen, bevor sie Mitte der 2030er Jahre allmählich auf 90–100 $/MWh bis 2050 zurückgehen.

Die Preisentwicklungskurve in Kalifornien durchläuft in den nächsten 25 Jahren drei Phasen: von heute bis 2030, dann bis 2040 und schließlich bis 2050.

​2026–2030: Starkes Lastwachstum im Westen treibt Spitzenpreise

In den nächsten fünf Jahren wird das Lastwachstum die Betriebsstunden alternder Gaskraftwerke im gesamten Western Interconnection erhöhen. Dadurch steigen die Nacht- und Abendspitzenpreise und treiben das obere Ende des TB4-Spreads an.

In Kalifornien könnten neue Rechenzentren 3,5 GW Spitzenlast hinzufügen – das Zehnfache der heutigen Kapazität. 90 % davon würden im Versorgungsgebiet von Pacific Gas and Electric (PG&E) in Nordkalifornien liegen.

Aber auch das Wachstum in benachbarten BAs im gesamten Western Interconnection wird die Strompreise im CAISO beeinflussen. Nach dem Start des erweiterten Day-Ahead-Markts (EDAM) im Mai 2026 werden diese Effekte noch deutlicher.

Das Nachfragewachstum im gesamten WECC wird voraussichtlich doppelt so schnell verlaufen wie in Kalifornien.

Neue Rechenzentren, aufkommende Halbleiter- und Batterieproduktion sowie Wasserstoff-Elektrolyse sind die größten Quellen des Lastwachstums. Diese Verschiebung der Nachfragekurve erklärt den Anstieg der Spitzenpreise zwischen 2026 und 2030.

2030–2040: Spitzenpreise sinken mit Rückzug der Gaskraftwerke

In den 2030er Jahren sinken die Spitzenpreise rasch, da Gaskraftwerke außer Betrieb gehen und die Strompreise sich von den Gasmärkten entkoppeln. Batterien ersetzen diese Einheiten als steuerbare Erzeugung, um den Net-Load-Ramp-Bedarf des CAISO bei Sonnenauf- und -untergang zu decken.

Solar bleibt weiterhin dominierend im täglichen Erzeugungsmix und senkt die Mittagsstrompreise.

Diese Anlagen erhalten Einnahmen von Versorgern im Rahmen ihrer Power Purchase Agreements (PPAs) für die Bereitstellung von Renewable Energy Credits (RECs). Diese Zertifikate werden von Versorgern genutzt, um die Vorgabe von 60 % sauberer Energie bis 2030 gemäß Kaliforniens Renewable Portfolio Standards (RPS) zu erfüllen.

Da der Wettbewerb unter Solaranlagen weiter zunimmt, bieten die Betreiber näher an ihren Grenzkosten an, um den Bedingungen ihrer PPAs zu entsprechen und die Zertifikate zu erhalten. Das drückt die Mittagsstrompreise näher an den Wert dieser RECs.

Wind-Kapazität in Nordkalifornien wächst in den frühen 2030er Jahren weiter, insbesondere durch schwimmende Offshore-Windparks. Die zwei großen Offshore-Windprojekte im WECC ADS sind Humboldt (900 MW) und Morro Bay (2.900 MW) mit Inbetriebnahme zwischen 2032 und 2034.

Die größte Unsicherheit liegt im Bereich der US-Bundespolitik. Die aktuellen Baustopps der Regierung für Offshore-Windprojekte an der Ostküste könnten auf eine breitere Ablehnung hindeuten. Morro Bay und Humboldt befinden sich noch in der frühen Entwicklung, die Pachtvergabe erfolgte 2022, der Bau hat noch nicht begonnen.

Sollten diese Projekte erfolgreich fertiggestellt werden, erhalten sie keine Production Tax Credits (PTCs) aus dem Inflation Reduction Act. Das beschleunigte Auslaufen der PTCs im One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) bedeutet, dass Windanlagen, die nach 2027 ans Netz gehen, nicht mehr förderfähig sind. Dennoch werden sie weiterhin Druck auf die Großhandelspreise ausüben, da sie zum REC-basierten Mindestpreis ihrer PPAs anbieten.

2040–2050: Batterien glätten die CAISO-Duck-Curve

Mit fortschreitender Elektrifizierung in der Western Interconnection prognostizieren die Balancing Authorities im WECC für die nächsten 25 Jahre ein Lastwachstum von 1,2 % jährlich – mehr als doppelt so viel wie die erwarteten 0,5 % CAGR im CAISO.

Doch das gleichzeitige Wachstum von Erneuerbaren und Batteriespeichern bedeutet, dass die effektive Last sowohl niedriger als auch flacher ausfallen wird als heute.

Bis in die 2040er Jahre werden Solar- und Windkraft tagsüber zu Net-Load-Durchschnitten von bis zu -10 GW führen. Mit der Vertiefung der Duck Curve werden Batterien gezielt gebaut, um diesen Effekt abzumildern und die Lastkurve, die durch andere steuerbare Erzeugung gedeckt werden muss, zu glätten.

Fazit

Für Batterie-Investoren im CAISO bieten die nächsten fünf Jahre die besten Arbitragemöglichkeiten, sofern das Lastwachstum die Spitzenpreise wie erwartet steigen lässt. TB4-Spreads von 240–270 $/MWh bis 2030 belohnen Entwickler, die Kapazitäten vor Beginn der Spread-Kompression ans Netz bringen können.

Doch ab 2035 verschiebt sich das Einnahmemodell. Resource Adequacy-Verträge werden die Haupteinnahmequelle für Batterien – wie schon in den letzten zwei Jahren.

Zwei Unsicherheiten bleiben: das Nachfragewachstum und die Entwicklung aktueller Offshore- und Onshore-Windprojekte.

Sollte das Lastwachstum durch Rechenzentren und Industrie hinter den Erwartungen zurückbleiben, werden die Spreads weiter sinken.

Und falls neue US-Bundespolitik die Entwicklung großer Windprojekte gefährdet, werden die Durchschnittspreise außerhalb der Solarstunden nicht so schnell sinken wie erwartet.