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FERC setzt sechs Netzbetreibern eine 60-Tage-Frist

Die FERC verzichtete auf ein einheitliches nationales Regelwerk für Rechenzentren und schickte stattdessen sechs regionalen Netzbetreibern Anordnungen zur Rechtfertigung mit einer 60-Tage-Frist. Das Bullen-Szenario für Stromnetz, Kernkraft und Uran erhielt seine bisher vollständigste Ausformulierung seit Jahren, während der schärfste Widerspruch der Woche ausgerechnet die Nachfrageprognosen traf, auf denen der gesamte Trade beruht. Unsere Zusammenfassung für die Woche vom 30. Juni 2026.

Strom für KI: Netz, Gas, Erzeugung & Kernkraft

Woche vom 30. Juni 2026: FERC setzt sechs Netzbetreibern eine 60-Tage-Frist

Strom für KI: Netz, Gas, Erzeugung & Kernkraft, Dienstag, 30. Juni 2026

Zwei Jahre lang war die Engpass-Geschichte ein zäher, langsamer Prozess: zu wenige Transformatoren, zu viele Jahre in der Warteschlange für Netzanschlüsse, alle warteten aufeinander. Diese Woche haben die Regulierer aufgehört zu warten. Die FERC hat sechs Netzbetreibern eine 60-Tage-Frist gesetzt, eine prominente NextEra-Übertragungsleitung steckt in einem Streit darüber fest, wer dafür bezahlt, und die Uran-Szene sagt inzwischen leise laut das, was sie sonst nur flüstert. Der Superzyklus wurde diese Woche nicht lauter. Er wurde umstrittener.

Zusammenfassung

  • Die FERC verzichtete auf ein einheitliches nationales Regelwerk für Rechenzentren und schickte stattdessen sechs regionalen Netzbetreibern (RTOs) Anordnungen zur Rechtfertigung, ein echter, terminierter Katalysator mit einer 60-Tage-Zündschnur, kein weiteres Thinktank-Whitepaper.
  • Das Bullen-Szenario (Netzausrüstung, Kernkraft und Uran werten gemeinsam neu auf) erhielt seine bisher vollständigste Ausformulierung seit Jahren, doch der konkreteste Widerspruch dieser Woche richtete sich gegen die Nachfrageprognosen, auf denen der gesamte Trade beruht.
  • Insider aus dem Uran-Brennstoffkreislauf sagen nun, der Engpass habe sich zum vorgelagerten Bereich verschoben. Der Langfristpreis liegt bei 94 US-Dollar pro Pfund, Tendenz steigend.

Was ist neu

Die FERC hört auf zu zögern und startet die Uhr. Die bedeutendste Entwicklung der Woche kam aus der Regulierung. Im POLITICO Energy-Podcast erläuterte FERC-Vorsitzende Laura Swett die Entscheidung ihrer Kommission vom 24. Juni: Statt ein einheitliches nationales Regelwerk für Co-Location durchzusetzen, erließ die FERC Anordnungen zur Rechtfertigung ("show-cause orders") an sechs regionale Netzbetreiber, darunter PJM, CAISO, NYISO und SPP, die ihre Regeln für Netzanschluss und Kostenverteilung bei Rechenzentren begründen oder überarbeiten müssen. SPP sticht dabei besonders hervor, mit bereits eingereichten, neuartigen Vorschlägen; PJM befindet sich "im 206-Verfahren zur Co-Location". Die Fristen sind knapp bemessen: 60 Tage, oder eine 45-tägige Aussetzung, falls ein RTO einen 205-Antrag einreicht. Zwei Anzeichen dafür, dass es sich hier um eine ernsthafte Regulatorin und nicht um jemanden handelt, der auf Schlagzeilen aus ist: Sie legte die Veröffentlichung bewusst auf die Zeit nach Börsenschluss, damit sie keine Aktie "abstürzen lässt", und sie blieb bewusst innerhalb der Bundeszuständigkeit. Dieses Regelwerk entscheidet darüber, ob Hyperscaler hinter dem Zähler co-lokalisieren können und wie schnell, genau die Frage, auf die der gesamte PJM-Merchant-Komplex gewartet hat.

Der Satz, der erklärt, warum das alles nicht einfach ist. Bei Catalyst with Shayle Kann analysierte Maeve Allsup von Latitude die Mid-Atlantic Reliability Line von NextEra, rund 160 Kilometer lang, mit Kosten knapp unter einer Milliarde Dollar, bereits 2022 von PJM genehmigt, als ChatGPT noch gar nicht existierte. Die Leitung hängt inzwischen bei vier Bundesstaaten-Kommissionen fest, während Verbraucherschützer das im März 2026 verkündete "White House Ratepayer Protection Pledge" der Hyperscaler als Waffe einsetzen und Maryland im Mai 2026 eine neue FERC-Beschwerde eingereicht hat, um die Übertragungskosten für Rechenzentren auf die Netzzone von Dominion abzuwälzen. Kanns Formulierung sollte man sich einprägen: "Strom ist der geschwindigkeitsbegrenzende Faktor für das KI-Wachstum." Der Beleg dafür ist brutal: Die USA bauten 2013 fast 6.400 Kilometer Hochspannungsleitungen; in letzter Zeit sind es im Schnitt nur einige hundert, benötigt würden aber Tausende. Nicht der Chip ist der begrenzende Faktor, sondern die Leitung.

Washington stellt einen Scheck für die große Kernkraft aus. Bei Motley Fool Hidden Gems Investing besprach das Team die frische Unterstützung durch Bundesdarlehen für fünf große Kernkraftprojekte, geleitet über Zweckgesellschaften. Der AP1000 sei "wirklich die einzige tragfähige Option ... die einzige zugelassene Option", und dessen Muttergesellschaft ist Cameco (CCJ), das Westinghouse zu je 50 Prozent gemeinsam mit Brookfield besitzt. Constellation (CEG), der größte US-Kernkraftbetreiber, der bereits Walmart beliefert, gilt als Favorit für neue Blöcke. GE Vernova (GEV) sichert sich die Turbinenaufträge, obwohl der Auftragsbestand für Gasturbinen bereits "bis 2031" reicht. Die zentrale Kennzahl, geliefert von Goldman: Die Stromnachfrage von Rechenzentren wächst bis 2030 um 160 Prozent, wobei etwa 1,3 Billionen US-Dollar an Hyperscaler-Investitionen in Stromerzeugung und zugehörige Infrastruktur fließen.

Uran erlebt seinen "Tag in der Sonne". Zwei Schwergewichte der Uranbranche brachten dieselbe These aus unterschiedlichen Blickwinkeln zur Sprache. Bei The KE Report gab Justin Huhn von Uranium Insider den Kommentar von UXC-Präsident Jonathan Hinze auf der World Nuclear Fuel Markets Konferenz wieder: Die Kapazität wachse allein auf Basis bereits bekannter Fakten in fünf bis sechs Jahren von rund 400 GW auf rund 500 GW, und "ich mache mir Sorgen um Uran", der Engpass habe sich von Konversion und Anreicherung zum vorgelagerten Bereich verschoben. Der Langfristpreis liegt bei 94 US-Dollar pro Pfund, ein Plus von 14 Dollar im Jahresverlauf, wobei in rund zehn Monaten etwa 150 Millionen Pfund unter Vertrag genommen wurden. Bei Money of Mine lieferte Mike Alkin von Sachem Cove die strukturelle Version: Der Preis stieg im Vertragsmarkt von 17 auf über 100 Dollar, rund 430 Reaktoren sind in Betrieb, weitere rund 80 im Bau, und es gebe "nicht genug wirtschaftlich förderbares Uran, um diese Basis zu versorgen", wobei wichtige Minen in fünf bis sieben Jahren erschöpft sein werden. Er brauche nicht einmal die Story von kleinen modularen Reaktoren (SMR) oder Rechenzentren, die bestehende Flotte allein reiche als Argument.

Camecos CEO erklärt, warum Versorger nicht als Erste vorpreschen. Bei Energy Evolution lieferte Grant Isaac die ehrlichste Einschätzung zur Blockade beim Neubau. Der erste AP1000-Reaktor in Vogtle kostete rund 18 Milliarden Dollar, der zweite rund 12 Milliarden: "Das Problem war nicht der Bau der ersten beiden Blöcke ... das Problem war, dass wir danach aufgehört haben." In den USA, wo es keinen Energieminister gibt, der einfach ein Dekret erlassen kann, bedeutet es für Joe Dominguez von Constellation, zwei Reaktoren zu bauen, den Aktionären mitzuteilen: "Wir bauen als Nächstes die zwei teuersten", ein "Rennen um die Bronzemedaille". Die Lösung innerhalb der strategischen Partnerschaft: Die Regierung soll im Voraus langfristige Vorlaufkomponenten für bis zu zehn Reaktoren bestellen. Beobachtenswert ist Duke Energy (DUK), das bereits zwei Betriebsgenehmigungen für AP1000-Reaktoren besitzt, während North Carolina ein Gesetz vorantreibt, das die Stilllegung von Grundlastkraftwerken untersagt, bis ein Kernkraftwerk mit mindestens 1 GW genehmigt ist.

Die Debatte

Bullen. Die klarste Formulierung kam bei Animal Spirits, wo der Netzstratege von First Trust argumentierte, wir befänden uns in den "frühen Innings" eines Ausbaus, der laut Bloomberg über 25 Jahre rund 27 Millionen Kilometer an Übertragungs- und Verteilnetzen hinzufügt. Die Liste der Nutznießer liest sich wie der Superzyklus in einem Atemzug: Quanta (PWR), Eaton (ETN), Schneider, ABB, Johnson Controls, der Kabelhersteller Prysmian. Sein bester Punkt: Dies sei keine reine Wette auf Rechenzentren, Reshoring (etwa die Micron-Fabriken in seiner Heimatstadt), Netzertüchtigung und schlicht alternde Infrastruktur sorgten selbst dann für einen mehrjährigen Auftragsstau, wenn sich der KI-Boom abkühlt. Kombiniert man das mit dem Uran-Defizit, erhält man eine gemeinsame Neubewertung von Netz, Erzeugung und Brennstoff.

Bären. Und doch zielte das konkreteste Argument dieser Woche genau auf das Fundament. Im Energy Capital Podcast wies ein mit PJM vertrauter Gast darauf hin, dass Dominion rund 70 GW an neuer Großlastkapazität gegenüber einer Systemspitzenlast von nur rund 24 GW prognostiziert, Zahlen, die eine unabhängige Marktaufsicht schlicht als "Fantasie" bezeichnete. Der Mechanismus dahinter heißt "Phantomlast": Entwickler bieten dasselbe Projekt in mehreren Zuständigkeitsbereichen an, Versorger speisen ungeprüfte Zusatzanmeldungen in PJM ein, und die Summe wird mehrfach gezählt. Das Bären-Argument wird gestützt durch The Energy Gang, wo Ed Crooks von Wood Mackenzie geplante Investitionen der Versorger in Höhe von 1,4 Billionen Dollar gegen Anträge auf Tariferhöhungen von nur 31 Milliarden Dollar stellte und davor warnte, dass die Stromrechnungen über fünf Jahre um rund 40 Prozent steigen könnten, genau jener politische Gegenwind, der die Aufnahme in die Tarifbasis verzögert und Leitungen wie MARL ins Stocken bringt. Und bei SunCast bringt die These, dass virtuelle Kraftwerke Kapazität 20 bis 40 Prozent günstiger und rund dreimal schneller liefern könnten als Gas-Spitzenlastkraftwerke, das Argument, dass Effizienz dem Trend eine Obergrenze setzt, auf einen Satz. Selbst die Bullen von Motley Fool stellten bei ihren eigenen Werten die richtige Frage: Bewegen ein paar Reaktoren wirklich die Nadel bei CEG oder GEV, oder braucht "die Nuklearindustrie diese Unternehmen mehr, als diese Unternehmen die Nuklearindustrie brauchen"?

Übertragungseffekte

Wenn eine Leitung sieben bis zehn Jahre braucht und eine Gasturbine nur zwei, dann wandert die Last zu Gas, das legte Barry Cinnamon bei The Energy Show klar dar, und daraus ergeben sich Rückschlüsse auf Vor-Ort-Stromaggregate (CMI, CAT) und die Turbinenhersteller, deren Auftragsbestände (GEV bis 2031) sowohl das Bullen-Argument als auch den Engpass selbst darstellen. Dieselbe Verzögerung finanziert zugleich den Komplex aus Kupfer, Elektroblech und Kabeln (FCX, Prysmian), den der Netzausbau unabhängig davon benötigt, welche Erzeugungsquelle am Ende gewinnt. Auf der Finanzierungsseite hat Tech Disruptors es klar beziffert: Investment-Grade-Abnahmeverträge von Hyperscalern ermöglichen es, solche Deals zu etwa SOFR plus 250 bis 350 Basispunkten zu finanzieren, während Neoclouds S plus 450 bis 500 Basispunkte zahlen, die Bonität des Abnehmers ist der Deal, und Private-Equity-Kapital fließt massiv in Umspannwerke, Schaltanlagen und die darunterliegende Verkabelung. Der Übertragungseffekt bei Uran hat den längsten Zeithorizont: Ein Brennstoffkreislauf ohne Russland dauert von Anfang bis Ende gut zwei Jahre, weshalb Versorger heute bereits Mengen für 2032 und 2033 unter Vertrag nehmen und weshalb Konverter und Anreicherer, nicht nur die Minenbetreiber, auf dem kritischen Pfad liegen.