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

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

In den 2030er Jahren ersetzen Batteriespeicher die aus dem Betrieb genommenen Erdgasgeneratoren als regelbare Erzeugung. Wind- und Solarkapazitäten werden ausgebaut, um die CO₂-Ziele des Bundesstaates zu erreichen, wodurch die Großhandelspreise sinken. Allerdings könnten die Spitzenpreise schneller fallen als die Mittagswerte, was die Spreads langfristig verringert.

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

Wichtigste Erkenntnisse

• Das Lastwachstum durch Rechenzentren (3,5 GW in Kalifornien) und die 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 Batteriespeicher ausgediente Gaskraftwerke ersetzen und Offshore-Wind die Nachtpreise senkt; bis 2050 stabilisieren sie sich bei 90–100 $/MWh.
• Solaranlagen bieten zu ihren durch Renewable Energy Credits (REC) bestimmten Grenzkosten an, was die Mittagsstrompreise im CAISO drückt. Diese Preisuntergrenze bleibt bis 2050 bestehen.
• Diablo Canyon, Kaliforniens letztes Atomkraftwerk, erhält voraussichtlich eine dritte Verlängerung und bleibt über 2050 hinaus in Betrieb.

Preisunterschiede steigen kurzfristig, sinken dann in den 2030er Jahren

Top-Bottom-Vier-Stunden- (TB4) Strompreis-Spreads im Gebiet von Southern California Edison (SCE) lagen 2025 im Schnitt bei 160 $/MWh. Das ist der Maßstab für die Arbitragemöglichkeiten von 70 % der kalifornischen Großbatterien.

Die Preisvolatilität im CAISO hat wieder das Niveau vor dem Anstieg der weltweiten Gaspreise im Jahr 2022 nach dem Ukraine-Russland-Konflikt erreicht. Auch die ATC-Durchschnittspreise (rund um die Uhr) sind entsprechend gesunken und lagen im vergangenen Jahr bei 35–40 $/MWh.

In den kommenden Jahren werden die TB4-Spreads jedoch wieder auf 240–270 $/MWh steigen, bevor sie ab Mitte der 2030er Jahre allmählich auf 90–100 $/MWh bis 2050 zurückgehen.

Die Preisentwicklung in Kalifornien wird sich in den nächsten 25 Jahren in drei Phasen vollziehen: 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 Laufzeiten alternder Gaskraftwerke im gesamten Western Interconnection erhöhen. Dadurch steigen die Nacht- und Abendspitzenpreise, was das obere Ende des TB4-Spreads anhebt.

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

Auch das Wachstum in benachbarten BAs im Western Interconnection wird die Strompreise im CAISO beeinflussen. Diese Effekte werden nach dem Start des Extended Day Ahead Market (EDAM) im Mai 2026 noch deutlicher.

Das Lastwachstum im gesamten WECC wird voraussichtlich doppelt so schnell zunehmen wie in Kalifornien.

Neue Rechenzentren, aufkommende Halbleiter- und Batteriefertigung sowie Wasserstoff-Elektrolyse sind die größten Treiber 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 vom Netz gehen und die Strompreise sich von den Gasmärkten entkoppeln. Batteriespeicher übernehmen dann als regelbare Erzeugung, um den CAISO-Bedarf bei Sonnenauf- und -untergang zu decken.

Solar bleibt dominierend im täglichen Erzeugungsmix und senkt die Mittagsstrompreise.

Diese Anlagen erhalten Erlöse von Versorgern im Rahmen ihrer Power Purchase Agreements (PPAs) für die Bereitstellung von Renewable Energy Credits (RECs). Diese Zertifikate werden von den Versorgern genutzt, um die kalifornischen Vorgaben von 60 % sauberer Energie bis 2030 gemäß dem Renewable Portfolio Standard (RPS) zu erfüllen.

Da der Wettbewerb unter den Solaranlagen zunimmt, bieten diese näher an ihren Grenzkosten an, um den Bedingungen ihrer PPAs zu entsprechen und die Zertifikate zu erhalten. Das drückt die Mittagsstrompreise auf das Niveau der RECs.

Wind-Kapazitäten in Nordkalifornien wachsen in den frühen 2030er Jahren weiter, insbesondere durch den Ausbau von schwimmenden Offshore-Windparks. Die beiden wichtigsten Offshore-Projekte im WECC ADS sind Humboldt (900 MW) und Morro Bay (2.900 MW), mit geplanten Inbetriebnahmen zwischen 2032 und 2034.

Die größte Unsicherheit bleibt das Risiko durch die 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 einer frühen Entwicklungsphase, haben 2022 Pachtverträge erhalten, aber es läuft noch kein Bau.

Sollten diese Projekte erfolgreich umgesetzt werden, erhalten sie keine Production Tax Credits (PTCs) aus dem Inflation Reduction Act. Durch die beschleunigte Auslaufregelung der PTCs im One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) wären Windanlagen, die nach 2027 ans Netz gehen, nicht mehr förderfähig. Dennoch werden sie weiterhin preissenkend auf REC-basierte PPAs wirken.

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

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

Doch das einhergehende Wachstum bei Erneuerbaren und Batteriespeichern sorgt dafür, dass die effektive Last niedriger und gleichmäßiger ausfällt als heute.

In den 2040er Jahren werden Solar- und Windkraft zu Net-Load-Durchschnitten von bis zu –10 GW am Mittag führen. Doch je stärker die Duck Curve ausgeprägt ist, desto mehr werden Batterien gezielt gebaut, um diesen Effekt abzufedern und die Residuallast für andere regelbare Erzeuger zu glätten.

Fazit

Für Batterieinvestoren 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 Kapazität vor der beginnenden Spread-Kompression ans Netz bringen.

Doch ab 2035 verschiebt sich das Geschäftsmodell. Resource Adequacy Verträge werden dann, wie schon in den letzten zwei Jahren, den Großteil der Einnahmen für Batteriespeicher liefern.

Zwei Unsicherheiten bleiben: das tatsächliche Lastwachstum sowie die Entwicklung der aktuellen Offshore- und Onshore-Windprojekte.

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

Und falls sich durch neue Bundespolitik die Entwicklung großer Windprojekte verzögert, werden die Durchschnittspreise außerhalb der Solarstunden nicht so schnell sinken wie erwartet.