Seit 2013 hat Kalifornien durch einzelne Beschaffungsanordnungen fast 30 GW an neuer Kapazität ausgeschrieben. Die Anordnungen stammen von der CPUC und verpflichten alle ihrer Aufsicht unterstehenden Versorger, neue Kapazität zu beschaffen. Diese Beschaffungsvorgaben treiben den bilateralen Kapazitätsmarkt Kaliforniens an.

Verträge zur Erfüllung dieser Beschaffungsanordnungen über Resource Adequacy und Abnahmeverträge machen heute 80 % der Batterieerlöse im CAISO aus.

Die umfangreichste Beschaffungsanordnung der jüngeren Vergangenheit war die Mid-Term Reliability Order von 2021, mit der 11,5 GW an sauberer, flexibel abrufbarer Kapazität ausgeschrieben wurden. Sie trug dazu bei, dass CAISO heute der größte Markt für Batteriespeicher ist. Die jüngste Zuverlässigkeitsanordnung für 2030–2032 (Beschluss D.26-02-057) gilt bis Juni 2032. Für die Zeit ab 2033 gibt es noch keine Anordnung.

Die California Public Utilities Commission (CPUC) will diese sporadischen Anordnungen durch eine dauerhafte Verpflichtung ersetzen: das Reliable and Clean Power Procurement Program (RCPPP).

Drei Ausgestaltungsvarianten stehen zur Debatte. Interessengruppen drängen auf einen Beschluss bis Ende 2026.

Für Projektentwickler unterscheiden sich die Varianten vor allem in zwei Punkten: Welche Anlagen werden angerechnet, und wie viel sind Käufer bereit zu zahlen, bevor eine Strafzahlung zur günstigeren Option wird?

Variante 3, die am meisten Unterstützung erhält, berücksichtigt nur neue Ressourcen. Für nicht in Betrieb befindliche Kapazität werden Käufern die vollen Nettokosten des Kapazitätszubaus (Net CONE) in Rechnung gestellt – rund 15 $/kW-Monat. Das liegt nahe am Medianpreis für Tolling-Verträge im CAISO. Bei den Varianten 1 und 2 beträgt die Strafzahlung für fehlende Vertragsmengen nur die Hälfte.

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Erfahren Sie, wie die drei RCPPP-Varianten den heutigen Prozess verändern würden, wie ihre Strafzahlungen im Vergleich zu aktuellen Vertragspreisen ausfallen und was ein verzögerter Beschluss für Projektentwickler bedeuten würde.

Die wichtigsten Erkenntnisse

• Variante 3 findet die breiteste Unterstützung. 17 von 25 Einreichern sprechen sich dafür aus, meist unter Vorbehalten. Bis November 2026 hatte die CPUC noch keinen Beschlussentwurf veröffentlicht.
• Bei Variante 3 gibt es eine Zwei-Jahres-Frist. Versorger müssen bis Juni 2031 Verträge über 100 % ihrer Verpflichtung abgeschlossen haben; bis Juni 2033 muss die Kapazität in Betrieb sein. Projektentwickler benötigen rechtzeitig lieferbare Netzanschlusspositionen für eine Vertragswelle von 2028 bis 2031.
• Ein verspäteter Beschluss macht eine Beschaffungsanordnung für 2033–2034 erforderlich. Variante 3 läuft in Zweijahreszyklen. Wird der Ressourcenplan des Bundesstaats vom Februar 2028 verpasst, sind 2033–2034 ohne eine weitere Übergangsanordnung nicht abgedeckt.
• Strafzahlungen setzen eine weiche Obergrenze für Vertragspreise. Die Strafzahlung von 15 $/kW-Monat bei Variante 3 entspricht den medianen Tolling-Preisen. Die Vertragsstrafe von 7,50 $ bei den Varianten 1 und 2 liegt unter dem Medianpreis für Resource-Adequacy-Verträge (RA), sodass Versorger wenig Anlass haben, frühzeitig Verträge abzuschließen.
• Variante 3 belohnt ausschließlich Neubauten. Anlagen aus der Mid-Term Reliability Order erhalten keine weitere Anrechnung und sind nach Vertragsende zwischen 2038 und 2043 auf RA angewiesen. Damit werden neue Erzeugungsanlagen gegenüber bestehenden Kraftwerken bei der Erreichung der Treibhausgas- und Zuverlässigkeitsziele bevorzugt.

Was die drei RCPPP-Varianten vorsehen

Alle RCPPP-Varianten sollen Kapazität bereitstellen, um zwei Ziele zu erreichen:

1. Zuverlässigkeit: Neue Projekte ausschreiben, um künftige Resource-Adequacy-Anforderungen zu erfüllen.
2. Sicherstellen, dass Neubauten mit den Treibhausgaszielen des Bundesstaats im Einklang stehen.