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Uran erreicht Rekordhoch, während neue Kernkraft an der Finanzierungsmauer scheitert - Powering AI: Netz, Gas, Erzeugung & Kernkraft - Woche vom 17. Juli 2026

Powering-AI-Infrastruktur-Newsletter für die Woche vom 17. Juli 2026. Der Uran-Terminpreis erreichte ein Allzeithoch, während neue Kernkraftprojekte an einer Finanzierungsmauer hängen blieben, Gasturbinen weiterhin über Jahre ausverkauft waren und die Podcasts der Woche darüber diskutierten, wer eigentlich das Risiko trägt, die Stromversorgung für KI aufzubauen.

Powering AI: Grid, Gas, Generation & Nuclear

Woche vom 17. Juli 2026: Uran erreicht Rekordhoch, während neue Kernkraft an der Finanzierungsmauer scheitert

Alle sind sich einig, dass die Nachfrage real und enorm ist. Worüber die Podcasts diese Woche stritten, ist leiser, aber wichtiger: Wer trägt eigentlich das Risiko, die Stromerzeugung aufzubauen? Neue Kernkraft stößt trotz staatlicher Gelder immer wieder an eine Finanzierungsmauer, Gasturbinen sind für den größten Teil eines Jahrzehnts ausverkauft, und die eine Zahl, die sich ohne jedes Drama bewegte, war der Uran-Terminpreis, der gerade ein Allzeithoch markierte. Wer irgendetwas in diesem Komplex hält, für den ging es diese Woche um die Sanitärtechnik, nicht um den Hype.

TL;DR

  • Der Uran-Terminpreis erreichte mit rund 95 US-Dollar pro Pfund ein Rekordhoch, das höchste jemals, während der Spotpreis bei rund 85 US-Dollar liegt. Mehrere Podcasts stellen fest, dass die Minenbetreiber gegenüber dem Rohstoff deutlich schlechter abgeschnitten haben.
  • Das Problem neuer Kernkraft liegt nicht beim Reaktor, sondern beim Vertrag. Die "Deals" der Hyperscaler sind größtenteils unverbindlich und wälzen rund 100 % des Baurisikos auf den Entwickler ab, selbst wenn ein Start-up (Aalo) meldet, am 4. Juli Kritikalität erreicht zu haben.
  • Gasturbinen sind faktisch ausverkauft (7-8 Jahre Wartezeit), sodass Rechenzentren nach allem greifen, was brennt, von Flugzeugturbinen bis zu Diesel-Notstromaggregaten, und das treibt die Strompreise nach oben und zieht Kupfer, Gas und Generatoren mit sich.

Was ist neu

Der Uran-Terminpreis hat still und leise ein Allzeithoch erreicht. Bei Sprott Radio sagte Per Jandier, Director of Nuclear Fuel bei WMC, dass der monatliche Terminpreis, also der Preis, zu dem Versorger tatsächlich mehrjährige Verträge abschließen, bei UX auf 94 und bei TradeTech auf 95 US-Dollar gestiegen sei, "der höchste, den es je gab", nur der Spitzenwert von 2007 kommt heran. Der Spotpreis verharrt bei rund 85 US-Dollar. Sein zentraler Punkt für alle, die in diesem Segment handeln: Der Terminpreis setzt einen Boden unter den Spotpreis, denn wenn die Lücke über etwa 15 US-Dollar pro Pfund hinausgeht, "wird dieser Carry-Trade zum Selbstläufer", ein Händler kauft einfach Spot-Material, trägt es und verkauft es an einen Versorger auf Termin weiter. Er wies zudem darauf hin, dass die Kontraktaktivität der Versorger "in den letzten zwei Wochen" zugenommen habe, Indien schloss zwei große Verträge mit Kazatomprom und Cameco ab, und das Angebot stockt weiter (Kazatomprom fehlt es an Schwefelsäure und hält an "Wert vor Volumen" fest, Cameco hat den Flutschaden vom Frühjahr in Saskatchewan inzwischen behoben). Warum das wichtig ist: Ein Rekord-Terminpreis bei hinterherhinkendem Spotpreis ist genau die Konstellation, nach der Contrarians suchen, und sie fließt direkt in Camecos realisierte Preise ein.

Die Finanzierungsmauer für neue Kernkraft wurde in schmerzhaftem Detail dargelegt. Der Bärenfall der Woche kam von Decouple, wo Michael Seely (von The Atomic Blender) erklärte, warum trotz Förderungen, die bis zur Hälfte der Projektkosten abdecken, fast nichts gebaut wird. Die Kosten kleiner modularer Reaktoren (SMR) driften zurück in Richtung der Realität großer Reaktoren, die erste Einheit von Darlington in Ontario kostet rund 4,5 Milliarden US-Dollar, weit entfernt vom Versprechen "1 Milliarde Dollar pro Reaktor", und NuScales Vorzeigeprojekt in Utah (UAMPS) ist bereits gescheitert. Das entscheidende Detail: Die Stromabnahmeverträge (PPAs), die Hyperscaler unterzeichnen, sind unverbindlich, "wir kaufen den Strom, wenn er existiert, ab diesem Datum, zu diesem Preis", was "100 % des Risikos auf denjenigen verlagert, der das Projekt entwickelt. Der Kunde übernimmt null Risiko." Genau deshalb, so Seely, können Zulieferer keine festen Komponentenbestellungen platzieren, und die gesamte Kette bleibt bei einzelnen Demonstrationsanlagen stecken, statt zu einem Auftragsbuch von zehn Einheiten zu werden. Warum das wichtig ist: Das ist eine direkte Warnung an die SMR-Aktien und eine Erinnerung daran, dass unterschriebene Abnahmeverträge, nicht Enthusiasmus, der zu beobachtende Katalysator sind.

Unterdessen behauptet ein Reaktor-Start-up, tatsächlich hochgefahren zu haben. Bei Energy News Beat und CC Pod berichtete Yasir Arafat, CTO von Aalo Atomics, das Unternehmen habe einen brandneuen Reaktor entworfen, gebaut und am 4. Juli 2026 in unter zwölf Monaten "Kritikalität" (den Punkt, an dem ein Reaktor eine Kernreaktion aufrechterhält) erreicht, als einer der Gewinner des DOE-Reaktor-Pilotprogramms der Trump-Regierung, wobei Energieminister Chris Wright das grüne Licht vor Ort in Idaho unterzeichnete. Arafats Design-Konzept ist der für Investoren interessante Teil: ein 50-Megawatt-"Pod", gebaut aus fünf kleinen Reaktoren und drei Turbinen mit eingebauter Redundanz, dimensioniert, um neben einem Rechenzentrum zu stehen und eine Gasturbine zu ersetzen, mit einem langfristigen Kostenziel von 3 Cent pro Kilowattstunde. Aalo skaliert dieses Jahr eine Fabrik von 40.000 auf 200.000 Quadratfuß und nutzt entscheidend Standard-Niedrig-angereichertes Uran statt des noch immer knappen HALEU, das alle anderen benötigen. Warum das wichtig ist: Das ist der operative Gegenpunkt zu Decouples Skepsis, echte Hardware existiert, aber beachten Sie die Spannung: Aalo ist privat, und Seelys Punkt darüber, wer zahlt, gilt weiterhin, sobald man die Demonstrationsphase verlässt.

Gasturbinen sind ausverkauft, also werden Rechenzentren alles verbrennen, was sie bekommen. Bei Renewable Rides sagte Robbie Orvis von Energy Innovation, wer heute eine neue netzskalige Gasturbine bestelle, dem sage GE oder ein Wettbewerber "wir sehen uns in sieben, acht Jahren." Das Ergebnis ist ein Wettlauf um "Hinter-dem-Zähler"-Strom, Rechenzentren "nehmen alte Flugzeugtriebwerke, im Grunde alles, was sie finden können", und in seinem eigenen nördlichen Virginia riecht man Dieselgenerator-Abgase. Kosten seien "schlicht kein Thema", sagte er. Sein Modell zeigt Großhandelsstrompreise, die bis 2035 um rund 74 % steigen, da günstige saubere Kapazität ausläuft und teurere Einheiten den Preis bestimmen, wobei Verteilnetzkosten inzwischen einer der größten Treiber der Haushaltsrechnungen sind. Warum das wichtig ist: Mehrjährige Turbinen-Lieferzeiten sind der eindeutigste Engpass in der gesamten Kette, hervorragend für das Auftragsbuch der Ausrüstungshersteller und der Grund, warum netzunabhängiges Gas und Generatoren weiterhin Aufträge gewinnen.

Texas will in fünf Jahren sein Stromnetz verdoppeln. Beim Energy Capital Podcast erläuterte Bryn Baker von der Texas Energy Buyers Alliance ERCOTs neuen "Batch"-Prozess zum Anschluss riesiger Lasten: etwa 35 Gigawatt fester neuer Last plus weitere rund 65 Gigawatt in Prüfung, bis zu 110 Gigawatt über fünf Jahre, gegenüber einer aktuellen Systemspitze von rund 86 Gigawatt. Rund 37 Milliarden US-Dollar an Übertragungsinvestitionen sind bereits fest eingeplant, was die Kosten für alle bereits vor den neuen Lasten um rund 3,5 % pro Jahr erhöht, und es gibt einen laufenden Streit darüber, wie die Rechnung aufgeteilt wird (die Debatte "4CP vs. 12CP" zur Kostenverteilung) sowie einen vorgeschlagenen Mindestbeitrag für Großlasten, damit diese sich ihrem Anteil nicht entziehen können. Ihre einfache Formulierung zur Übertragung: Es sei wie die Umwandlung "zweispuriger Autobahnen in achtspurige Autobahnen" mit neuen 765-kV-Leitungen. Warum das wichtig ist: Das ist genau die Story vom Wachstum der Netzbasis, auf die Versorger und Ausrüstungshersteller setzen, und Texas ist deren Speerspitze.

Die Debatte

Bullen. Der rote Faden der Woche ist ein echter, mehrjähriger Superzyklus, der Netz, Erzeugung, Gas und Uran gemeinsam hebt. Bei Mission Matters bezifferte Jim Struger von Kineo Capital die US-Stromlücke bis 2030 auf 60 bis 90 Gigawatt, "in Kernreaktoren ausgedrückt... zwischen 60 und 90 Reaktoren fehlen", und verwies darauf, dass der Staat wirklich Gewicht dahinter setzt: Das Energieministerium beruft sich auf den Defense Production Act, um KI-Rechenleistung und den Energiestack als nationale Sicherheit zu behandeln, rund 18 Milliarden US-Dollar an DOE-Krediten für zehn Westinghouse-AP1000-Reaktoren, und FERC fordert Hyperscaler auf, "ihren eigenen Strom mitzubringen". Er stützt sich auf Nvidia-Chef Jensen Huangs Prognose von 3-4 Billionen US-Dollar jährlicher KI-Infrastrukturausgaben bis 2030 (eine Wachstumsrate von rund 48 % pro Jahr ausgehend von einer Basis von rund 500 Milliarden US-Dollar) und 8,5 Billionen US-Dollar bis 2040, und investiert, bezeichnenderweise, "rund um das Rechenzentrum... bis hin zum Netz", nie in die Software obendrauf. Am lautesten war die optimistische Sichtweise bei The Angry Clean Energy Guy, wo Assaad Razzouk Rechenzentren als "den ultimativen Katalysator und Finanzier" der Netzmodernisierung bezeichnete und rund 6,7 Billionen US-Dollar an KI-/Rechenzentrums-Ausgaben bis 2030 zitierte, davon über 1,3 Billionen US-Dollar in Erzeugung und Übertragung fließend, sowie eine texanische Nachfrage, die bis 2032 auf 367 Gigawatt zusteuert.

Bären. Die Skeptiker bestreiten nicht die Nachfrage, sondern den Zeitplan und die Frage, wer zahlt. Decouples Finanzierungsmauer ist die schärfste Version davon: Ohne feste Abnahmeverträge und eine Absicherung des Baurisikos stocken die Projekte, egal wie gut die Förderungen aussehen. Bei Money of Mine war Matt Griffin, ein Uran-Bulle beim Rohstoff selbst, unverblümt: SMRs werden "in diesem Jahrzehnt keinen Unterschied machen", und der Betriebskapitalzyklus für neue Minen sei "brutal" (Lotus wird erst rund ein Jahr nach Inbetriebnahme den ersten Cashflow sehen). Und bei Open Circuit zeigte das Panel, dass das Netz bereits im Blindflug operiert: PJM prognostizierte 156 Gigawatt Sommerspitze und bekam rund 166, während Gas erst 2031-2032 in PJM liefern kann, was eine chaotische, unübersichtliche Lücke hinterlässt, die dezentrale und Hinter-dem-Zähler-Akteure nur teilweise füllen können. Die ehrliche Lesart: Diese Woche ging es beim Bärenfall um Reihenfolge und Finanzierung, nicht darum, dass die Nachfrage vorgetäuscht sei. Niemand argumentierte glaubwürdig, dass das Lastwachstum ausbleiben werde.

Die Namen im Fokus

Cameco (CCJ) ist der klarste Profiteur des Rekord-Terminpreises. Sprotts Gast merkte an, dass Cameco nach der Behebung der Überflutungsstörung in Saskatchewan seine Produktionsziele weitgehend erreicht, und bei Money of Mine sagte Griffin, Cameco "sichert sich Verträge über 100 Dollar pro Pfund auf Langfristbasis... mit Obergrenzen bis zu 140, 150 Dollar." Die wiederkehrende Warnung sowohl in den beiden Uran-Episoden als auch bei In it to Win it (Nomi Prins) ist, dass gerade die Entwickler und Juniors die Enttäuschung waren, Prins mag weiterhin "inländische und kanadische" Produzenten für das zweite Halbjahr, aber Griffin fasst keine Vor-Produktions-Namen an und hält nur Paladin. Nächster Katalysator: der nächste monatliche Terminpreis-Ausdruck und ob die Kontraktaktivität der Versorger weiter beschleunigt.

GE Vernova (GEV) und Caterpillar (CAT) wurden als Ausrüstungsgewinner des Gas-für-Strom-Wettlaufs genannt. Bei Squawk on the Street stuften Jim Cramer und David Faber beide als Profiteure des Microsoft-Chevron-Deals ein, Gas direkt zu Vor-Ort-Turbinen zu pumpen, wobei Cramer argumentierte, Caterpillars Diesel-und-Gas-Generatoren nahe Marcellus- und Utica-Gas seien "der günstigste Weg, um komplett netzunabhängig Gigawatt zu erhalten", und anmerkte, dass GE Vernova inzwischen ein rund 290-Milliarden-Dollar-Unternehmen sei, das als das ungeliebte Stück von GE begann. Das ist Kommentar von Marktbeobachtern, keine Unternehmensprognose, entsprechend gewichten, aber der von Orvis beschriebene Turbinen-Rückstau von sieben bis acht Jahren ist das Fundament dahinter.

Constellation (CEG) und Vistra (VST) wurden bei Stock Club als der Blue-Chip-Weg genannt, Kernkraft gegenüber den "Moonshot"-Reinspielern zu halten, wobei der von Microsoft unterstützte Neustart von Three Mile Island als kurzfristiger Katalysator für Constellation angeführt wurde. Auf der SMR-Seite ordneten dieselben Moderatoren NuScale (SMR) (Ziel: Reaktor bis 2030), Oklo (OKLO) (erste Einheit für 2027 angepeilt, Direktverkauf an Rechenzentren) und die Treibstoff-"Schaufeln und Spitzhacken" ein, wobei Centrus als einziger in den USA lizenzierter HALEU-Lieferant gilt, während anerkannt wird, dass heute nur zwei SMRs kommerziell laufen, beide über Budget und hinter dem Zeitplan. Das sollte man zusammen mit Decouples Warnung lesen, bevor man die Aktien extrapoliert.

Weiterführende Effekte

  • Generatoren (CMI, CAT): Der Turbinen-Rückstau ist das Geschenk, das immer weiter gibt an alles, was Strom vor Ort erzeugt. Wenn Orvis sagt, Kosten seien "kein Thema", und Cramer Diesel-plus-Gas als günstigsten Weg zu Gigawatt bezeichnet, ist das Nachfrage nach Motoren und Generatoren, die nicht auf das Netz wartet.
  • Kupfer und Metalle (FCX sowie der Kabel-/Leiter-Komplex): Jedes dieser Bauprojekte ist kupferhungrig. Bei Equity Mates merkten die Moderatoren an, dass Microsofts 500-Millionen-Dollar-Rechenzentrum in Chicago 2.177 Tonnen Kupfer verbrauchte, und nannten BHP und Freeport-McMoRan als größte Produzenten; die Energienachfrage von Rechenzentren wuchs 2025 um 17 % und soll sich bis 2030 verdoppeln. Konkreter meldet Gunnison Copper, bereits Kathode direkt an Amazon Web Services zu verkaufen und ein Projekt zu verfolgen, das rund 11 % des raffinierten US-Kupferbedarfs decken könnte. Kupfer ist die Schaufel-und-Spitzhacke unter dem gesamten Thema.
  • Gaslastige Midstream- und LNG-Namen (WMB, KMI, LNG): Dasselbe Marcellus-/Utica-Gas, das netzunabhängige Turbinen speist, speist auch die Exportmaschine. RBN Energy beschrieb ein wiederbelebtes LNG-Projekt im Raum Philadelphia (Eddystone, 950 MMcf/Tag), das sich auf Williams' Transco und Enbridges TETCO stützen würde, und zählte neun US-LNG-Projekte, die bereits eine endgültige Investitionsentscheidung erreicht haben, rund 11 Bcf/Tag an neuer Exportkapazität bis Anfang der 2030er Jahre. Die inländische Gasnachfrage von Rechenzentren und die LNG-Exportnachfrage konkurrieren nun um dieselben Moleküle.
  • Anreicherer und Brennstoffkreislauf-Namen: Aalos Entscheidung, Standard-niedrig-angereichertes Uran zu verwenden, ist selbst ein Signal, es zeigt, dass die HALEU-Lieferkette, die die fortschrittlichsten Designs benötigen, noch "ein paar Jahre entfernt" ist, was für die wenigen lizenzierten Anreicherer (Centrus wurde hervorgehoben) knappheitsbullish ist und für den Rest des SMR-Feldes ein limitierender Faktor bleibt.
  • Hyperscaler, die die Deals finanzieren (META, MSFT, AMZN): Sie sind die Bilanz hinter alldem, Metas rund 5-Gigawatt-Projekt mit Entergy, Microsoft-Chevrons netzunabhängiges Gas, Amazons Direktkauf von Kupferkathode. Aber laut Decouple übertragen ihre PPAs bislang sehr wenig Risiko, also halten Sie Ausschau nach der ersten wirklich festen, unterzeichneten Hyperscaler-Verpflichtung, das ist der Moment, in dem sich die Wirtschaftlichkeit für Entwickler ändert.

Was sich geändert hat

Die neue Wendung dieser Woche ist politischer Widerstand auf der Nachfrageseite. Bei Closed! NYC's Real Estate Podcast legte die New Yorker Staatssenatorin Kristen Gonzalez ein Gesetz für ein einjähriges Moratorium für Rechenzentren vor und wies darauf hin, dass der Bundesstaat mehr als 28 Hyperscaler-Vorschläge mit insgesamt rund 9.000 Megawatt vorliegen hat, etwa ein Drittel des aktuellen Verbrauchs von New York, und dass der US-Stromverbrauch von Rechenzentren, heute rund 4 % des Gesamtverbrauchs, sich in drei Jahren voraussichtlich verdreifachen wird. Zusammen mit der von Gouverneurin Hochul wiederholten Haltung "bring deinen eigenen Strom mit, oder zahl einen Aufpreis" ist das eine Erinnerung daran, dass lokale Standortpolitik und die Politik des Preisschocks zu einem echten limitierenden Faktor werden, nicht bloß zu einer Randnotiz, und es lohnt sich, das zu beobachten, wenn weitere Bundesstaaten folgen.