​Netzgekoppelte Batteriespeichersysteme im CAISO verzeichneten im Dezember 2025 ihre bisher niedrigsten Merchant-Erlöse. Die durchschnittliche Netzbatterie erzielte 1,2 $/kW aus Systemdienstleistungen und Energiearbitrage.

​Die durchschnittlichen Erlöse sanken um 0,76 $/kW (-39 %) gegenüber November 2025 mit 1,95 $/kW, was zuvor bereits der niedrigste Wert im Modo Energy BESS CAISO Index war. Im Jahresvergleich betrug der Rückgang 1,07 $/kW (-47 %).

Der Winter ist für die Batteriespeicherflotte des CAISO typischerweise die umsatzschwächste Jahreszeit. Die größten Nachfrageregionen Kaliforniens liegen in Gebieten mit milden Wintern. Das Fehlen temperaturbedingter Nachfrageschwankungen hält die Energiepreise tagsüber auf moderatem Niveau.

Das begrenzt das Potenzial für Energiearbitrage, die nach den Resource Adequacy Verträgen die wichtigste Einnahmequelle für Netzbatterien im CAISO ist.

Den Bericht vom Vormonat finden Sie hier.

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Weniger Abhängigkeit von Erdgas verringerte Arbitragemöglichkeiten um 33 %

Netzbatterien im CAISO erzielten in den letzten zwei Jahren 70 % ihrer Merchant-Erlöse durch Arbitrage im Integrated Forward Energy Market (IFM; CAISOs Day-Ahead-Markt). Diese Abhängigkeit bedeutet, dass fast alle Erlösrückgänge auf den IFM-Markt zurückzuführen sind. 96 % bzw. 1,03 $/kW des gesamten Rückgangs sind auf niedrigere IFM-Einnahmen zurückzuführen.

​Die IFM-Energiearbitrageerlöse sanken um 60 %, da die täglichen Preisspreads um 33 % zurückgingen. Der vierstündige Top-Bottom (TB) Preisspread, ein Maßstab für Arbitragepotenzial, fiel von 3.000 $/MW auf 2.000 $/MW (-33 %).

Rückgänge bei den TB-Spreads im Jahresvergleich bestimmten in den letzten Monaten das Bild im CAISO (siehe z. B. die Benchmark-Berichte für November, Oktober und September). Diese Rückgänge sind größtenteils auf weniger häufige und weniger starke Wetterereignisse im Jahr 2025 zurückzuführen.

Für den Rückgang der BESS-Erlöse im Dezember 2025 gilt das jedoch nicht. Zwei Wetterereignisse trafen den Bundesstaat im vergangenen Monat und führten tatsächlich zu niedrigeren Batterieerlösen – ausgelöst durch Auswirkungen auf die Solarstromerzeugung.

Nebel und Überschwemmungen erhöhten die Batterieladekosten

In der ersten Dezemberwoche erreichte der Tule-Nebel Bakersfield und verringerte die Energieproduktion benachbarter Solarparks. In der letzten Woche wurden große Teile des Südens von starken Regenfällen überschwemmt.

Das Endergebnis?

Die Solarstromerzeugung sank im Jahresvergleich trotz 1 GW neuer Nennleistung. Die Gesamterzeugung ging um 2 % zurück (2,69 TWh → 2,64 TWh), während das durchschnittliche tägliche Maximum um 3 % sank (12,31 GW → 11,98 GW).

Der hohe Anteil der Solarenergie im CAISO-Strommix drückt die Energiepreise zur Mittagszeit häufig in den negativen oder fast Null-Bereich. Das schafft eine große Lücke zwischen den Preisen, die Batterien zum Laden zahlen, und den Erlösen, die sie beim Entladen während der Abendspitze erzielen. Bleibt die Solarproduktion jedoch wie im Dezember 2025 aus, wird diese Lücke kleiner und die Arbitrageerlöse schrumpfen entsprechend.

​Importe ersetzten die Stromerzeugung aus Erdgas

Auch die typischen Entladepreise lagen um 15 % niedriger.

Im Dezember 2025 setzte CAISO weniger auf Erdgas und dafür verstärkt auf wirtschaftlichere Stromimporte. Die Gesamterzeugung der Gaskraftwerke sank von 5,75 TWh im Dezember 2024 auf 4,33 TWh ein Jahr später (-24,7 %). Mit weniger Erzeugung und einem flacheren Tagesprofil wurden Gaskraftwerke seltener zum Grenzproduzenten.

Die Verschiebung im CAISO-Erzeugungsmix zeigt sich in den Verteilungen der Erzeugung. Gaskraftwerke liefen durchweg auf niedrigerem Leistungsniveau: Die gesamte Verteilung verschob sich um etwa 2 GW nach links. Batterien füllten einen Teil dieser Lücke: BESS-Exporte überschritten in 20 % der Stunden im Dezember 2025 3,5 GW, verglichen mit 12 % der Stunden im Vorjahr.

Diese stärkere Präsenz im Erzeugungsmix ist genau der Grund, warum Batterien letztlich ihre eigenen Entladepreise bestimmten.

​CAISO setzte auf günstigere Importe anstatt auf teurere Gaskraftwerke. Der Anstieg der Importe um 1,2 TWh glich den Rückgang der Gasproduktion um 1,4 TWh nahezu aus.

Viele der benachbarten Balancing Area Authorities des CAISO verfügen über erhebliche Mengen an erneuerbaren Energien (Solar in Arizona und Nevada; große Wasserkraftwerke in Washington und Oregon). Erneuerbare Erzeuger bieten ihre Energie in der Regel zu deutlich niedrigeren Preisen an als thermische Kraftwerke, was die Wahrscheinlichkeit verringert, dass diese Importe die Preise ähnlich stark steigen lassen wie thermische Spitzenlastkraftwerke.

Erlöse fielen während des Weihnachtssturms unter null

Die BESS-Flotte des CAISO verzeichnete am Weihnachtstag ihren dritten Tag mit negativen Erlösen – ohne Gas-Spitzenlastkraftwerke, die hohe Entladepreise setzen, und ohne Solarenergie, die zur Mittagszeit Preistäler schafft.

In den Tagen vor dem Feiertag setzte CAISO zunehmend auf die Fähigkeit von BESS, ihre Leistung unmittelbar anzupassen. RTD Energy war für ein Drittel der Dezembertage der größte Umsatzbringer, vor allem in Zeiten geringer Solarproduktion.

Genau diese Tage sind für die Batterien die ertragsschwächsten: In der Hälfte dieser Tage wurden weniger als 30 $/MW-Tag erzielt. Die Merchant-Erlöse waren in dieser Monatsphase so niedrig, weil die IFM-Energiearbitrage nicht wie üblich zur Umsatzstruktur beitrug. Die Day-Ahead-Einnahmen wurden an vier Tagen im Dezember negativ.

Dies zeigt, dass die symbiotische Beziehung zwischen Solarenergie und Batterien ein zweischneidiges Schwert sein kann. Batterien können den Ausfall der Solarproduktion – sowohl für die Netzstabilität als auch für die eigenen Einnahmen – teilweise kompensieren, aber nicht vollständig ausgleichen.

​Die Batterieerlöse für Dezember 2025 entwickelten sich im Monatsverlauf tendenziell rückläufig, entsprechend dem Rückgang der Gasproduktion. Dies zeigt, dass Erdgas als Grenzproduzent im Laufe des Monats zunehmend durch Importe (und Batterien zu Spitzenzeiten) verdrängt wurde.

Trotz Extremwetter trat keine Energieknappheit auf

Wetterereignisse sind zwar eine notwendige, aber keine hinreichende Bedingung für lukrative Ertragsphasen für die CAISO-Batterieflotte.

Nach Monaten mit mildem Wetter und stabilen Batterieerlösen in Kalifornien führte ein großer Schock nicht zu extremen Preisen. Nur fünf Tage verzeichneten einen TB4-Spread von über 100 $/MW. Tatsächlich brachten zwei der Tage mit den heftigsten Wetterereignissen, der 23. und 24. Dezember, die beiden niedrigsten TB4-Spread-Werte in der Geschichte des CAISO: 25,51 $/MW bzw. 26,58 $/MW.

Die Last steigt bei Regen nicht sprunghaft an, und obwohl die Solarproduktion sank, konnten günstige Importe die Lücke an diesen Tagen schließen.

​Die TB-Spreads gingen zur Monatsmitte stetig zurück, als Erdgas aus dem Erzeugungsmix verschwand und CAISO mehr erneuerbare Importe zur Kompensation einsetzte.

​Während der Höhepunkte der Regenfälle und Überschwemmungen – am 23. und 24. Dezember – kehrte sich der typische Preiscanyon nahezu um. Die Mittagszeitpreise lagen über denen der frühen Morgenstunden, und der Abendspitzenpreis war nur 10 $/MWh höher als der Nachmittagspreis – was zu den beiden niedrigsten TB4-Spreads führte.

Der Median-TB4-Wert für CAISO-Batterien lag bei 2,2 Tsd. $/MW

Der Median-TB4-Spread für Batterien in SP15 und ZP26 lag bei 2,2 Tsd. $/MW – höher als die maximale Arbitragemöglichkeit von 2 Tsd. $/MW in NP15 (bei MN8 Energys Mustang-Anlage). Dies ist der zweite Monat in Folge, in dem ZP26 kein klarer Ausreißer beim Arbitragepotenzial war, was 2025 ein häufiges Thema war. Für alle drei Zonen lag der Median-TB4 im Dezember 2025 um 30 % unter dem Wert vom November 2025.

Jeder Batteriespeicherstandort im CAISO verzeichnete weniger als 3 Tsd. $/MW an Arbitragemöglichkeit, mit einer Ausnahme: San Diego Gas & Electrics Standort El Cajon erreichte im Dezember einen TB4-Wert von 7,5 Tsd. $/MW. Die extreme Arbitragemöglichkeit in El Cajon setzt eine langjährige Ausreißerentwicklung fort.