Die CAISO-Preisspreads werden bis 2030 voraussichtlich auf 240–270 $/MWh steigen, gegenüber 160 $/MWh im Jahr 2025. Anschließend 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 ausgemusterte Gaskraftwerke als regelbare Erzeugung. Wind- und Solarkapazitäten werden ausgebaut, um die Klimaziele des Bundesstaates zu erreichen, was zu sinkenden Großhandelspreisen führt. Allerdings könnten die Spitzenpreise schneller fallen als die Mittagswerte, wodurch sich die Spreads langfristig verringern.

Mit dem Start des CAISO Extended Day-Ahead Market (EDAM) im Mai 2026 werden benachbarte Balancing Authorities (BAs) zunehmend Einfluss auf die kalifornischen Großhandelsstrompreise nehmen.

Wichtigste Erkenntnisse

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

Preisspreads steigen kurzfristig, sinken dann in den 2030ern

Top-Bottom-Vier-Stunden (TB4) Preisspreads im Versorgungsgebiet von Southern California Edison (SCE) lagen 2025 im Schnitt bei 160 $/MWh. Dies entspricht der Arbitragemöglichkeit, die 70 % der großtechnischen Batteriespeicher Kaliforniens nutzen können.

Die Preisvolatilität im CAISO ist wieder auf dem Niveau vor dem Anstieg der weltweiten Gaspreise 2022 nach dem Ukraine-Russland-Konflikt. Der Rückgang der Gaspreise führte dazu, dass auch die ATC-Durchschnittspreise rund um die Uhr im letzten Jahr auf 35–40 $/MWh sanken.

Für die kommenden Jahre wird erwartet, dass die TB4-Spreads auf 240–270 $/MWh steigen, bevor sie ab Mitte der 2030er Jahre allmählich auf 90–100 $/MWh bis 2050 zurückgehen.

Die Entwicklung der kalifornischen Preiskurve in den nächsten 25 Jahren verläuft in drei Phasen: von heute bis 2030, bis 2040 und schließlich bis 2050.

​2026–2030: Starkes Lastwachstum im Westen erhöht Spitzenpreise

In den nächsten fünf Jahren wird das Lastwachstum die Betriebsstunden alternder Gaskraftwerke im gesamten Western Interconnection erhöhen. Dadurch steigen die Preise in der Nacht und am Abend, was das obere Ende des TB4-Spreads anhebt.

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

Aber auch das Wachstum in benachbarten BAs im Western Interconnection wird die Strompreise im CAISO beeinflussen. Ihr Effekt wird 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 Batterieproduktion sowie die Wasserstoff-Elektrolyse sind die größten Wachstumstreiber. Diese Verschiebung der Nachfragekurve erklärt den Anstieg der Spitzenpreise zwischen 2026 und 2030.

2030–2040: Spitzenpreise fallen mit dem Rückzug der Gaskraftwerke

In den 2030er Jahren sinken die Spitzenpreise rasch, da Gaskraftwerke stillgelegt werden und sich die Strompreise von den Gasmärkten abkoppeln. Batteriespeicher ersetzen diese Anlagen als regelbare Erzeugung, um den Bedarf an Netload-Ramping bei Sonnenauf- und -untergang zu decken.

Solarenergie bleibt weiterhin die dominierende Erzeugungsform und senkt die Mittagsstrompreise.

Diese Anlagen erhalten Einnahmen von den Versorgern im Rahmen von Power Purchase Agreements (PPAs) für die Bereitstellung von Renewable Energy Credits (RECs). Die Versorger nutzen diese Credits, um bis 2030 den Anteil von 60 % sauberer Energie gemäß Kaliforniens Renewable Portfolio Standards (RPS) zu erreichen.

Da der Wettbewerb zwischen Solaranlagen zunimmt, bieten die Betreiber näher an ihren Grenzkosten an, um die Bedingungen ihrer PPAs einzuhalten und Credits zu erhalten. Das führt dazu, dass die Systempreise am Mittag immer näher an die Preise dieser RECs rücken.

Windkraft in Nordkalifornien wächst in den frühen 2030ern weiter, insbesondere durch schwimmende Offshore-Windparks. Die beiden 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 in 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 Anfangsphase, haben 2022 Pachtverträge erhalten, aber der Bau hat noch nicht begonnen.

Sollten diese Projekte erfolgreich abgeschlossen werden, erhalten sie keine bundesstaatlichen Production Tax Credits (PTCs) aus dem Inflation Reduction Act. Durch das beschleunigte Auslaufen der PTCs im One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) sind Windkraftanlagen, die nach 2027 ans Netz gehen, nicht mehr förderfähig. Dennoch werden sie weiterhin die Preise im Rahmen der REC-basierten PPAs senken.

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

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

Doch das gleichzeitige Wachstum bei Erneuerbaren und Batteriespeichern sorgt dafür, dass die effektive Last sowohl niedriger als auch flacher 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 tiefer die Duck Curve wird, desto mehr werden Batteriespeicher parallel gebaut, um diesen Effekt abzumildern und die Lastkurve, die durch andere regelbare Erzeuger gedeckt werden muss, zu glätten.

Fazit

Für Batterieinvestoren im CAISO bieten die nächsten fünf Jahre das beste Arbitrageumfeld, sofern das Lastwachstum die Spitzenpreise wie erwartet steigen lässt. TB4-Spreads von 240–270 $/MWh bis 2030 belohnen Entwickler, die Kapazitäten noch vor der erwarteten Spread-Kompression ans Netz bringen.

Nach 2035 verschiebt sich jedoch das Erlösmodell. Resource Adequacy-Verträge werden den Großteil der Einnahmen für Batteriespeicher liefern – wie bereits in den letzten zwei Jahren.

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

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

Und falls neue bundespolitische Risiken die Entwicklung großer Windprojekte gefährden, werden die Durchschnittspreise außerhalb der Sonnenstunden nicht so stark fallen wie erwartet.