Newsletter · 2026-07-07 · Ashutosh Agarwal

Rechenzentren verantworten jetzt 94 Prozent des PJM-Spitzenlastwachstums

Powering AI Infrastructure für die Woche vom 7. Juli 2026. Der eigene SVP von PJM sagt, dass Rechenzentren mittlerweile 94 Prozent des Spitzenlastwachstums im Netz bis 2030 verursachen, und die Podcasts der Woche waren gespalten zwischen Betreibern, die den Knappheitshandel bepreisen, und Strategen, die die Bewertungsmultiplikatoren des Ausbaus infrage stellen.

KI-Infrastruktur mit Strom versorgen

Woche vom 7. Juli 2026: Rechenzentren verantworten jetzt 94 Prozent des PJM-Spitzenlastwachstums

Hier ist die Zahl, die die gesamte Debatte neu rahmt: 94 %. Das ist der Anteil am prognostizierten Spitzenlastwachstum von PJM bis 2030, den Rechenzentren mittlerweile ausmachen, direkt vom eigenen Senior Vice President des Netzbetreibers. Kein Anteil, fast alles. Und die Berichterstattung der Woche kreiste immer wieder um dieselbe unbequeme Lücke zwischen dem Tempo, mit dem Rechenleistung Strom will, und dem Tempo, mit dem das Netz ihn liefern kann.

Wer ein Buch über Netz, Gas, Erzeugung oder Kernkraft führt, für den war dies eine Woche, um genauer hinzuschauen.

TL;DR

• PJM ist der Indikator. Rechenzentren machen bis 2030 94 % des Spitzenlastwachstums aus; eine Hitzewelle ließ die Day-Ahead-Strompreise um rund 900 % auf 436 US-Dollar/MWh steigen, mit einem Einstunden-Höchststand von über 1.200 US-Dollar. Unabhängige Stromerzeuger (IPPs) sind die direkten Nutznießer.
• Behind-the-Meter-Projekte sind vertikal explodiert. Das durchschnittlich vorgeschlagene nordamerikanische On-Site-Projekt erreichte im ersten Quartal rund 2 Gigawatt, das 10- bis 100-Fache historischer Normwerte, und läuft auf Gas. Das schlägt direkt auf Motoren, Turbinen und Gasnachfrage durch.
• Die Trennlinie zwischen Bullen und Bären verläuft jetzt entlang der Bewertungsmultiplikatoren, nicht der Nachfrage. Niemand bestreitet, dass der Ausbau real ist. Die Frage ist, ob das 40-Fache auf einen zyklischen Capex-Input die zweite Ableitung übersteht.

Was ist neu

Der Netzbetreiber sprach das Unausgesprochene offen aus. Bei TED Tech legte PJMs Asim Haque die Rechnung mit ungewöhnlicher Offenheit dar: Sein System mit 180.000 MW steuert innerhalb eines Jahrzehnts auf über 220.000 MW zu, Rechenzentren machen 94 % dieses Wachstums aus, und über 50.000 MW größtenteils erneuerbarer Kapazität, die das PJM-Verfahren bereits durchlaufen hat, hängt fest, der Hauptgrund dafür sind staatliche Genehmigungs- und Standortverfahren sowie NIMBY-Widerstand. Sein prägnantester Satz bringt die ganze These auf den Punkt: "Ein Rechenzentrum kann man in zwei Jahren bauen. Das Kraftwerk, das es versorgt, braucht sieben." Genau diese Sieben-Jahres-Mauer verleiht Merchant-Strom und Anlagen mit langen Lieferzeiten Preissetzungsmacht.

Eine Hitzewelle testete den Bull Case in Echtzeit unter Stress. In der Berichterstattung von Squawk on the Street ging Pippa Stevens die Warnung von PJM vor einem "unmittelbar bevorstehenden Notfall bei der Stromversorgungssicherheit" durch: Rekordnachfrage von 166 GW, Day-Ahead-Preise, die von 44 US-Dollar/MWh in der Vorwoche auf 436 US-Dollar stiegen (ein Anstieg um rund 900 %), und ein Einstundenhoch zwischen 19 und 20 Uhr von über 1.200 US-Dollar. Ihre Einschätzung, wer davon profitiert: "Die unabhängigen Stromerzeuger wie Constellation, Vistra und Talen könnten hier jedoch Nutznießer sein, da sie für den Strom, den sie an die Wettbewerbsmärkte verkaufen, höhere Preise erzielen." Bemerkenswert ist das Signal, dass Henry Hub in derselben Woche tatsächlich fiel. Es handelt sich um einen Knappheitswert im Strom selbst, nicht im Brennstoff.

Behind-the-Meter ist keine Randnotiz mehr. Der aus operativer Sicht wohl umsetzbarste Datenpunkt der Woche stammte von EnergyCents, wo der Gast, der diese Projekte quartalsweise verfolgt, sagte, das durchschnittlich vorgeschlagene nordamerikanische Behind-the-Meter-Projekt habe im ersten Quartal 2026 rund 2 GW erreicht, verglichen mit historischen Normwerten von einstelligen bis wenigen zehn Megawatt, und betonte, dass dies breit angelegt sei: "Wir sehen einfach überall größere Projekte." Dahinter steht Gas: Kolbenmotoren von Caterpillar, Wärtsilä und Cummins, kleinere Industrieturbinen und Brennstoffzellen. Die "Geschwindigkeitsprämie für Strom" liegt derzeit rund 80 % über dem Einzelhandelspreis, etwa 140-150 US-Dollar/MWh gegenüber rund 80 US-Dollar. Und die Pointe für alle, die Turbinen-Auftragsbestände modellieren: Baker Hughes ist "bis 2028 ausverkauft", Siemens nennt Lieferzeiten von 24-36 Monaten, und GEs Kapazität für 2029 rutscht wegen EPC-Engpässen Richtung 2030. Chevron hat gerade einen 20-jährigen Abnahmevertrag mit Microsoft in Texas unterzeichnet, einen der bislang längsten dieser Art, ein Zeichen dafür, dass ein Teil dieser "Brücken"-Stromversorgung gar keine Brücke ist.

Das Netz selbst ist alt, und jemand muss für die Erneuerung bezahlen. Bei Columbia Energy Exchange legten Doug Arent und Robin Millican von Columbia harte Zahlen zur Rate-Base-Geschichte vor: Die Investitionsausgaben im Verteilnetz stiegen von 2003 bis 2023 um rund 160 % auf fast 51 Milliarden US-Dollar und machen inzwischen 43 % der Capex investorengeführter Versorger aus, wobei 70 % der Leistungstransformatoren älter als 25 Jahre sind, 60 % der Schaltanlagen älter als 30 Jahre, und Leitungen und Kabel seit 2019 um 150 % zugenommen haben. Das ist die Wachstumsrate, die dem Gewinn je Aktie der Versorger zugrunde liegt. Die beiden gehören jedoch zu den Skeptikern in dieser Woche: Sie weisen darauf hin, dass Nachfragewachstum landesweit nicht der dominierende Preistreiber ist (das ist der Brennstoff), und wo Bundesstaaten finanzielle Verpflichtungen verlangen, "liegt die erwartete Nachfrage um ein Drittel niedriger." Ein nützliches Gegengewicht zum Hype.

Die Debatte

Dies ist der schärfste Teil der Woche, denn Bullen und Bären haben endlich aufgehört, aneinander vorbeizureden.

Bull-Argument: Die Nachfrage ist vertraglich gebunden, nicht spekulativ. Bei Money Rehab sagte die Chef-Anlagestrategin von Hightower, die seit 35 Jahren die Industriebranche beobachtet, dass die "Schaufeln-und-Spitzhacken"-Werte (Quanta, GE Vernova, Vertiv, Eaton, Rockwell, Vistra) im Jahresvergleich einen durchschnittlichen Auftragsbestandszuwachs von 34 % gegenüber einem historischen Normalwert von 5 % verzeichneten. "Der Auftragsbestand ist die klebrigere Größe. Er ist vertraglich fixiert." Sie hob hervor, dass Quanta bei einem kürzlichen Analystentag sein TAM-Ziel für 2030 von 960 Milliarden auf 2,4 Billionen US-Dollar angehoben hat und dass GE Vernova im Strombereich "bis 2028 ausverkauft" ist. Das stärkste Argument: Dies ist eine mehrjährige Neubewertung von Netz, unabhängigen Stromerzeugern, Gas und Ausrüstung zusammen, finanziert durch Capex der Hyperscaler von rund 800 Milliarden US-Dollar in diesem Jahr (ein Plus von 75 %), das auf rund 1,1 Billionen US-Dollar zusteuert.

"You're putting very high multiples on what is basically the front end of the investment."

Bär-Argument: Dieses Zitat stammt von Erik bei Monetary Matters und bedeutet sinngemäß: "Man zahlt sehr hohe Multiplikatoren auf das, was im Grunde erst der Anfang der Investition ist." Es ist die klarste Bären-Argumentation des Jahres. Seine Sorge ist nicht, dass die Nachfrage nicht real wäre, er glaubt, dass die Capex "auf eine Billion zusteuert." Die Sorge ist vielmehr, dass man "nicht das 40-Fache auf Steckverbinder bezahlen würde", wenn der Markt wirklich glaubte, dies sei zyklisch. Sollte die zweite Ableitung kippen, also 400, 600, 800 Milliarden, eine Billion und dann zurück auf 750 Milliarden US-Dollar, würden die Lieferkettenwerte mit den höchsten Multiplikatoren am härtesten neu bewertet. Selbst der Bulle stimmte diesem Mechanismus zu: Sollte Capex von 800 Milliarden Richtung 500 Milliarden US-Dollar zurückgehen, "fängt das Ganze an, sich aufzulösen." Die Debatte dreht sich also nicht um Auf oder Ab. Sie dreht sich darum, welchen Multiplikator man für den Anfang des Capex-Zyklus eines anderen zu zahlen bereit ist.

Eine ehrliche Einschränkung: Die Berichterstattung dieser Woche war bei der realwirtschaftlichen Nachfrage eher bullish ausgerichtet, und nur die beiden Marktstrategie-Sendungen äußerten das Bewertungs-Bärenargument. Niemand brachte ein ernstzunehmendes Argument vor, wonach erneuerbare Energien und Effizienzgewinne der gesamten Bewegung eine Obergrenze setzen könnten, es lohnt sich zu beobachten, ob dieses Argument nächste Woche auftaucht.

Die relevanten Namen

Unabhängige Stromerzeuger (VST, CEG, TLN) sind der reinste Ausdruck des Knappheitshandels; die Preisspitzen der Hitzewelle zeigen genau, wie sich Merchant-Spreads verhalten, wenn Reserven knapp werden. GE Vernova wurde diese Woche sowohl als Bull- als auch als Bär-Argument genannt: In einer Sendung bis 2028 ausverkauft, in einer anderen das Musterbeispiel für zyklisches Bewertungsrisiko. Vertiv erhielt bei Money On Tap seine eigene Lobeshymne, positioniert als führender Anbieter von Flüssigkühlung, wobei erst 20-30 % der KI-Rechenzentren entsprechend ausgestattet sind. Quanta (PWR) ist der reine Netz-Arbeitskräfte-Wert hinter der Welle von 51 Milliarden US-Dollar an Verteilnetz-Capex.

Übertragungseffekte

Die Fäden verbinden sich auf eine Weise, die einzelnen Aktienanalysten manchmal entgeht:

• Notstromaggregate (CMI, CAT): Die 2-GW-Zahl bei Behind-the-Meter-Projekten ist ein direkter Auftragseingang für Kolbenmotoren. Wenn Turbinen von Baker Hughes und Siemens bis 2028-2030 ausverkauft sind, fangen Motoren und Brennstoffzellen den Überlauf auf.
• Kupfer und Schaltanlagen (FCX): Bei Interchange Recharged erklärte Nick Chaset von Siemens den Wechsel zu 800-Volt-Gleichstrom, da Racks die Marke von 1 MW überschreiten, ein Design, das den Kupferbedarf um bis zu 45 % senkt und neue Halbleiter-Leistungsschalter erfordert. Zu beobachten: DC-Architekturen wirken selbst bei explodierender Gesamtnachfrage moderat bremsend auf den Kupferbedarf pro Rack, während sie für Schaltanlagen der nächsten Generation Rückenwind bedeuten.
• Hyperscaler finanzieren das Netz: Bei Let's Talk Energy bekräftigte Microsofts Per Christian Honningsvaag die Zusage, Übertragungs- und Umspannwerksausbauten direkt zu bezahlen, und nannte GE Vernova und Schneider als Digitalisierungspartner. Electric Perspectives zeigte den Mechanismus live: Alliant sicherte sich in Iowa eine fünfjährige Tarifpause, indem QTS die Grenzkosten von 500 MW bis 1 GW Last übernahm, der Kunde finanziert den Ausbau, die bestehenden Tarifzahler bleiben unbelastet. Genau das ist die Vorlage, die den politischen Erlaubnisschein weiterhin gültig hält.

Was sich geändert hat

Die Zuverlässigkeitsgeschichte hat sich verschärft. InvestTalk wies darauf hin, dass NERC erst zum dritten Mal in seiner Geschichte eine seltene Warnung ausgegeben hat: Rechenzentrums-Cluster fallen bei kleineren Netzstörungen spontan auf Notstrom zurück, wobei die Lasten innerhalb von Minuten um mehr als 50 MW schwanken. Auf der Angebotsseite wies Factor This darauf hin, dass die mediane Warteschlange für Netzanschlüsse bei PJM selbst nach der FERC-Anordnung 2023 noch bei 60 Monaten liegt, wobei Entwickler "10 Projekte brauchen, um 2 über die Ziellinie zu bringen." Beide Meldungen laufen in dieselbe Richtung: Die Engpässe verschärfen sich weiter, was für alle, die bereits über Kapazität, Auftragsbestand oder eine gesicherte Warteschlangenposition verfügen, positiv ist, und für alle anderen brutal.

Für die kommende Woche im Blick behalten: jegliche Kommentare zur PJM-Kapazitätsauktion, weitere 20-jährige Behind-the-Meter-Abnahmeverträge wie der Chevron-Microsoft-Deal, und ob endlich ein glaubwürdiger Effizienz-/Erneuerbaren-Bär auftaucht, um die Gegenposition zu vertreten.