Die Händlererlöse für Batteriespeichersysteme lagen im September 2025 bei 2,54 $/kW-Monat.

Zwischen August und September dieses Jahres gab es praktisch keine Veränderung bei den durchschnittlichen Batterieerlösen. Allerdings entspricht der Wert von 2,54 $/kW-Monat einem Rückgang um 45 % gegenüber September 2024.

​Ein deutlicher Rückgang der Arbitragemöglichkeiten im Integrated Forward Market – dem Day-Ahead-Markt von CAISO – führte zu niedrigeren Erlösen. Der Day-Ahead 4-Stunden-Top-Bottom (TB4) Spread sank im Jahresvergleich um 44 %. Historisch waren die Händlererlöse von BESS im CAISO eng an den TB4-Spread gekoppelt.

Zusammenfassung

• Die Händlererlöse sanken im Jahresvergleich um 45 % auf 2,54 $/kW-Monat, hauptsächlich bedingt durch einen Rückgang der Day-Ahead-Arbitragespreads um 44 %, da die niedrigere Spitzenlast im Jahresvergleich zu geringeren Spitzenpreisen führte.
• Trotz günstiger Bedingungen für Preisschwankungen – darunter 72 % höhere Gaspreise und 11 % mehr Solarstromerzeugung zu Spitzenzeiten – fiel die Spitzenlast im September 2025 um 10,8 % auf 42,2 GW.
• BESS entladen nun während der Abendspitzen über 8 GW – das sind 65 % der Flottenkapazität.

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Alle Treiber für höhere Preisspreads deuteten eigentlich auf höhere Spreads als im September 2024 hin. Dennoch lagen die DA TBs von CAISO im letzten Monat nur bei 114 $/MW; im Vorjahr waren es noch 203 $/MW.

​Die durchschnittliche Last und Nettolast über den Tag verteilt waren im September 2025 höher, was theoretisch zu einem Aufwärtsdruck auf die Energiepreise führen würde.

Die maximale Solarleistung an einem Tag stieg um 11 %, was wiederum die Mittagsstrompreise nach unten drückt.

Auch die Erdgaspreise, gemessen am CAISO-Brennstoffpreisindex, stiegen um 1,2 $/MMBtu, was die Produktion von Gaskraftwerken teurer machte.

Doch dies sind alles Durchschnittswerte. Die höchste Last, die im CAISO jeweils im Monat erreicht wurde, sank von 47,3 GW im September 2024 auf 42,2 GW im September 2025 (-10,8 %). Da die Last im letzten Monat nie mehr als 42,3 GW erreichte, gab es keine Gelegenheit für Gas- oder Batteriespeicher, während des abendlichen Anstiegs einen hohen Grenzpreis zu setzen.

Zudem wurden diese Faktoren weitgehend durch die erhöhte Flexibilität ausgeglichen, die durch die größere Anzahl an Batteriespeichern entstanden ist.

Batteriespeicher speisen abends regelmäßig mehr als 8 GW aus

Obwohl BESS keine Knappheitsereignisse für höhere Erlöse nutzen konnten, verändern sie das CAISO-Netz weiterhin maßgeblich.

An einem typischen Abend im CAISO speisen großflächige Batteriespeicher mehr als 8 GW Leistung auf ihrem Höhepunkt ins Netz ein. Das entspricht 65 % der gesamten Nennleistung der Flotte und 26 % der Nettolast zur gleichen Tageszeit.

BESS in Kalifornien können dieses Ausgabenniveau während des gesamten Abends aufrechterhalten, da die meisten Batterien eine Dauer von vier Stunden haben. Gemeinsam speisen die im CAISO betriebenen Batterien typischerweise jeden Abend 33 GWh Energie ins Netz ein.

Interessanterweise sind die Exporte von BESS nicht nur auf die Zeiten mit höchster Nettolast beschränkt. Beispielsweise entladen BESS zu manchen Zeitpunkten zwischen Mitternacht und 1 Uhr nachts mehr als 1 GW Leistung.

CAISO steht vor den steilsten Nettolastanstiegen des Landes, und Batterien sind zentral für deren Bewältigung.

BESS tragen zur Netzstabilisierung bei. Mittags stieg die effektive Last (Nettolast plus BESS-Ladung) von 10 GW auf 11,5 GW (+15 %), während die Nettolast von 5,8 GW auf 5,2 GW sank (-10 %).

CAISO ME BESS Index | September 2025: 2,54 $/kW-Monat

Die Erlöse aus der Bereitstellung von Systemdienstleistungen und Energiearbitrage beliefen sich im August auf lediglich 2,54 $/kW-Monat. Ohne Phasen erhöhter Energieknappheit waren die Erlösmöglichkeiten – und die erzielten Einnahmen – von Tag zu Tag sehr konstant: Die Tageserlöse bewegten sich zwischen 34 $/MW-Tag und 128 $/MW-Tag.

​Im Vorjahr zeigten die Erlöse ein ganz anderes Verhalten. BESS erzielten am 5. September 2024 1.115 $/MW – ein Viertel der Monatssumme und fast die Hälfte der Erlöse vom September 2025.

Die außergewöhnlichen Einnahmen am 5. September 2024 lassen sich direkt auf die zuvor beschriebenen Dynamiken zurückführen. Die Spitzenlast erreichte an diesem Abend 47,3 GW, sodass CAISO die teuersten Erzeugungsanlagen einsetzen musste. Da die Nachfrage im Day-Ahead-Markt an die modellierten Angebotsgrenzen stieß, profitierten die Batterien von Knappheitspreisen nahe 600 $/MWh.

Solche margenstarken Gelegenheiten fehlten im September 2025 vollständig, als die Spitzenlast nie mehr als 42,3 GW betrug.

IFM-Erlöse für Batteriespeicher sanken im Jahresvergleich, bleiben aber wichtigste Händlererlösquelle

Die IFM- bzw. Day-Ahead-Markt-Erlöse machen weiterhin den Großteil der Händlererlöse für Batteriespeicher im CAISO aus – 71 % im September 2025. Im Vorjahr waren es 81 %. In absoluten Zahlen sank der Beitrag der IFM-Arbitrage um 1,93 $/kW-Monat.

Auch die Einnahmen aus allen vier Systemdienstleistungen gingen zurück, insgesamt um 0,41 $/kW-Monat. Die RTD-Energieerlöse stiegen fast um denselben Betrag und legten um 0,27 $/kW-Monat zu. Dieses Wachstum bei RTD-Erlösen ist ein neuer Trend im CAISO – möglicherweise als Folge davon, dass BESS ihre Gebote „schattieren“.

​CAISOs Day-Ahead-Energiepreis erreichte im September 2025 nie 100 $/MWh

Das gedämpfte Preisumfeld im September 2025 spiegelt einen grundlegenden Wandel in den Angebots-Nachfrage-Dynamiken des CAISO wider. Der monatliche Spitzenpreis im Day-Ahead-Markt lag konstant unter 100 $/MWh – ein deutlicher Unterschied zu September 2024, als die Preise während der Knappheitsereignisse vom 4. bis 6. September für mehrere Stunden über 200 $/MWh stiegen.

​Das Ausbleiben von Preisspitzen im Jahr 2025 spiegelt die bereits beschriebenen, grundlegend veränderten Angebots-Nachfrage-Bedingungen wider: Ohne eine Spitzenlast über 42,2 GW mussten teure Gaskraftwerke nie eingesetzt werden, und der Grenzpreis stieg nie in Knappheitsbereiche.

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Regionale Arbitragemöglichkeiten für Batteriespeicher unterscheiden sich deutlich in Kalifornien

Die zentrale ZP26-Zone Kaliforniens bietet weiterhin die konstantesten Arbitragemöglichkeiten für Batteriebetreiber, mit einem mittleren kumulierten TB4-Spread von 5,7 Tsd. $/MW im September 2025 – fast doppelt so viel wie NP15 und SP15.

Diese regionale Hierarchie spiegelt Übertragungsengpässe wider, die zu Preisdifferenzen zwischen den Zonen führen. Die Lage von ZP26 im kalifornischen Central Valley befindet sich am Schnittpunkt wichtiger Übertragungswege, wo Engpässe während der Abendrampen zu lokaler Knappheit führen, die die Preise über die der benachbarten Regionen hebt.