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

Kurzfristig sorgt das Lastwachstum im gesamten Western Interconnection für höhere Spitzenpreise.

In den 2030er Jahren ersetzen Batterien ausgemusterte Gaskraftwerke als steuerbare Erzeugung. Wind- und Solarkapazitäten werden ausgebaut, um die Klimaziele Kaliforniens zu erreichen, was zu sinkenden Großhandelspreisen führt. Allerdings könnten die Spitzenpreise schneller fallen als die Mittagswerte, wodurch sich die Spreads langfristig verengen.

Mit dem Extended Day-Ahead Market (EDAM) von CAISO, der im Mai 2026 startet, werden benachbarte Balancing Authorities (BAs) einen größeren Einfluss auf die Großhandelspreise in Kalifornien haben.

Unser aktueller CAISO-Marktausblick basiert auf der Februar-2026-Version der Modo Energy WECC Power Price Forecast – jetzt im Terminal verfügbar.

Kernaussagen

• Das Lastwachstum durch Rechenzentren (3,5 GW in Kalifornien) und die Industrie im WECC wird die Spitzenpreise erhöhen und die TB4-Spreads bis 2030 auf 240–270 USD/MWh treiben.
• Die TB4-Spreads sinken in den 2030er Jahren, da Batterien ausgemusterte Gaskraftwerke ersetzen und Offshore-Wind die Nachtpreise senkt. Bis 2050 pendeln sich die Spreads bei 90–100 USD/MWh ein.
• Solaranlagen bieten zu ihren durch Renewable Energy Credits (REC) getriebenen 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 2030ern

Top-Bottom-Vier-Stunden (TB4) Strompreis-Spreads im Versorgungsgebiet von Southern California Edison (SCE) lagen 2025 im Durchschnitt bei 160 USD/MWh. Dies zeigt die Arbitragemöglichkeiten für 70 % der kalifornischen Großspeicher.

Die Preisvolatilität im CAISO hat wieder das Niveau vor dem Anstieg der globalen Gaspreise 2022 infolge des Ukraine-Russland-Konflikts erreicht. Der Rückgang der Gaspreise führte dazu, dass auch die Durchschnittspreise rund um die Uhr (ATC) im letzten Jahr auf 35–40 USD/MWh sanken.

Mit Blick in die Zukunft wird erwartet, dass die TB4-Spreads im restlichen Jahrzehnt wieder auf 240–270 USD/MWh steigen, bevor sie ab Mitte der 2030er allmählich auf 90–100 USD/MWh bis 2050 sinken.

Lastwachstum erhöht Spreads kurzfristig, Batterien und Erneuerbare drücken sie langfristig

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

2026–2030: Starkes Lastwachstum im Westen erhöht Spitzenpreise

In den nächsten fünf Jahren erhöht das Lastwachstum die Laufzeiten alternder Gaskraftwerke im gesamten Western Interconnection. Dadurch steigen die Nacht- und Abendspitzenpreise, was das obere Ende der TB4-Spreads anhebt.

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

Doch auch das Wachstum in benachbarten BAs im Western Interconnection treibt die Strompreise im CAISO. Ihr Einfluss wird nach dem Start des Extended Day Ahead Market (EDAM) von CAISO im Mai 2026 noch deutlicher.

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

Neue Rechenzentren, aufkommende Halbleiter- und Batteriefertigung sowie Wasserstoffelektrolyse sind die Haupttreiber des Lastwachstums. Diese Verschiebung der Nachfragekurve erklärt den Anstieg der Spitzenpreise zwischen 2026 und 2030.

2030–2040: Spitzenpreise fallen mit dem Rückzug von Gaskraftwerken

In den 2030er Jahren sinken die Spitzenpreise rasch, da Gaskraftwerke vom Netz gehen und die Strompreise sich von den Gasmärkten entkoppeln. Batterien ersetzen diese Einheiten dann als steuerbare Erzeugung, um den Netload-Ramp im CAISO bei Sonnenauf- und -untergang abzudecken.

Solar bleibt die dominante Energiequelle im Tagesverlauf und senkt die Mittagsstrompreise.

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

Mit zunehmendem Wettbewerb zwischen Solaranlagen bieten diese immer näher an ihren Grenzkosten an, um die Bedingungen der PPAs zu erfüllen und die Zertifikate zu erhalten. Das drückt die Mittagsstrompreise weiter in Richtung der REC-Preise.

Windkraft in Nordkalifornien wächst in den frühen 2030ern weiter, insbesondere durch schwimmende Offshore-Windparks. Zu den beiden wichtigsten Offshore-Projekten im WECC ADS zählen Humboldt (900 MW) und Morro Bay (2.900 MW), mit geplanter Inbetriebnahme zwischen 2032 und 2034.

Die größte Unsicherheit besteht beim US-Bundesrecht. 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 Entwicklung, haben 2022 Lizenzen erhalten, aber es wurde noch nicht gebaut.

Sollten diese Projekte erfolgreich realisiert werden, erhalten sie keine Production Tax Credits (PTCs) aus dem Inflation Reduction Act. Das beschleunigte Auslaufen der PTCs durch den One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) bedeutet, dass Windparks, die nach 2027 ans Netz gehen, nicht mehr förderfähig sind. Sie werden dennoch weiterhin preisdämpfend auf die REC-getriebenen PPAs wirken.

2040–2050: Batterien glätten die "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 Kaliforniens CAGR von 0,5 %.

Das parallele Wachstum von Erneuerbaren und Batteriespeichern sorgt jedoch dafür, dass die effektive Last sowohl niedriger als auch gleichmäßiger ausfällt als heute.

In den 2040ern werden Solar- und Windkraft mittags Net-Load-Durchschnitte von bis zu -10 GW erzeugen. Doch je stärker die "Duck Curve" ausgeprägt ist, desto mehr Batterien werden gebaut, um diesen Effekt abzumildern und die Lastkurve zu glätten, die von anderen steuerbaren Kraftwerken gedeckt werden muss.

Fazit

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

Aber nach 2035 verschiebt sich die Erlössituation. Resource-Adequacy-Verträge werden dann, wie schon in den letzten zwei Jahren, die Haupteinnahmequelle für Batteriespeicher darstellen.

Zwei Unsicherheiten bleiben: das Lastwachstum und die Entwicklung aktueller Offshore- und Onshore-Windkraftanlagen.

Wenn das Lastwachstum durch Rechenzentren und Industrie hinter den Erwartungen zurückbleibt, werden die Spreads weiter von ihrem heutigen Niveau sinken.

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