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Oracle beruft sich wegen Stromgenehmigungen auf höhere Gewalt, während Turbinenhersteller keine Verlangsamung sehen - Strom für KI-Infrastruktur - Woche vom 29. September 2026

Der Wochenbericht zur Stromversorgung der KI-Infrastruktur für die Woche vom 29. September 2026, der Podcasts von Betreibern und Investoren zum Ausbau der Stromversorgung zusammenfasst. Oracle berief sich bei seinem 2,45-GW-Campus Project Jupiter wegen Stromgenehmigungen auf höhere Gewalt, Morgan Stanley sagte, GE Vernova verhandle über Turbinenverträge für 2031 und 2032, und Bloom, Boom Supersonic und PowerSecure priesen die Vor-Ort-Stromerzeugung als dauerhaft an.

Strom für KI-Infrastruktur

Woche vom 29. September 2026: Oracle beruft sich wegen Stromgenehmigungen auf höhere Gewalt, während Turbinenhersteller keine Verlangsamung sehen

Am vergangenen Mittwoch tat Oracle ($ORCL) etwas, womit keiner der KI-Strom-Bullen gerechnet hatte. Es berief sich bei Project Jupiter, seinem 2,45-Gigawatt-Rechenzentrumscampus in New Mexico, auf höhere Gewalt.

Höhere Gewalt (Force Majeure) ist die Vertragsklausel, die besagt: „Etwas außerhalb unserer Kontrolle ist passiert, also haften wir noch nicht.“ In diesem Fall waren dieses Etwas Stromgenehmigungen.

Oracles Aktie fiel an jenem Morgen um etwa 4 %. Bloom Energy ($BE), einer der Stromlieferanten des Projekts, wurde ebenfalls getroffen. Blue Owl ($OWL), der Eigenkapitalgeber hinter dem Projekt, gab ebenfalls nach.

Und doch erklärten in derselben Woche die Leute, die tatsächlich Turbinen und Motoren für diesen Ausbau verkaufen, vor einem Saal voller Investoren, dass sich nichts geändert habe. Keine einzige Buchung. Kein einziger Lieferslot.

Diese Spaltung ist die Geschichte der Woche. Die Politik erreicht jetzt echte Verträge. Die Auftragsbücher der Ausrüster haben es noch nicht bemerkt.

Kurz zusammengefasst

  • Die Politik traf einen echten Vertrag. Oracles Berufung auf höhere Gewalt bei seinem 2,45-GW-Campus in New Mexico ist das erste Mal, dass der Streit um Stromgenehmigungen in den Unterlagen eines Hyperscalers auftauchte, nicht nur in Schlagzeilen. Bloom Energy und Blue Owl bekamen den Schlag ab.

  • Die Warteschlange für Ausrüstung wurde länger, nicht kürzer. Morgan Stanley sagt, GE Vernova ($GEV) verhandle jetzt über Verträge für große Gasturbinen für 2031 und 2032, mit Preisen, die voraussichtlich bis in die 2030er weiter steigen.

  • „Niemand will das Netz“ wird zum Geschäftsmodell. Bloom, Boom Supersonic und Southern Companys PowerSecure argumentierten alle, dass Vor-Ort-Strom dauerhaft sei, keine Übergangslösung. Das ist wichtig für Motorenhersteller, Brennstoffzellen und Gas.

Was neu ist

1. Oracles höhere Gewalt: Der Gegenwind erreicht endlich einen Vertrag

Diese Woche ging CNBCs David Faber bei Squawk on the Street (9AM Hour, 24. Sept.) durch, was bei Project Jupiter passiert ist. Seine Lesart: Es geht nicht ums Geld.

„Es geht um Verzögerungen bei Genehmigungen für Strom und dergleichen in New Mexico, die möglicherweise den tatsächlichen Bau der mit Strom ausgestatteten Hülle (Powered Shell) verzögern, die schließlich einen Campus mit bis zu 2,45 Gigawatt Leistung beherbergen wird.“

Seine Theorie lautet, dass Oracle nicht anfangen will, Miete für ein Gebäude zu zahlen, das sich nicht einschalten lässt. Leslie Picker ergänzte die Sicht einer Quelle, Oracle sei „im Mietvertrag gefangen“, und die Mitteilung verlängere den Mietvertrag nur. Eine Sprecherin sagte ihr, die Mitteilung „ändert nichts an den finanziellen Verpflichtungen für dieses mehrjährige Projekt“. Oracle selbst sagte, Jupiter „liegt weiterhin im geplanten Zeitplan“, und merkte an, es „denkt den Stromplan von Project Jupiter neu“.

Bei Stock Market Today With IBD (24. Sept.) verknüpften die Moderatoren die Punkte mit Bloom. Ihre Zusammenfassung von Oracles Position: „Wenn es nicht rechtzeitig gebaut wird, wollen wir unsere Lieferanten nicht bezahlen müssen. Und einer dieser Lieferanten ist Bloom Energy.“ Die Aktie fiel auf ihren 21-Tage-Durchschnitt und prallte ab, was der IBD-Moderator als Stärke las: „Für eine Aktie mit einer ziemlich hohen ATR hätte das bei schlechten Nachrichten ziemlich schlecht ausgehen können.“

Warum das wichtig ist: Monatelang lebte der politische Widerstand in Anhörungen und Genehmigungsstopps. Jetzt hängt ein Dollarzeichen daran. Ein Hyperscaler nutzte eine Rechtsklausel, um Zahlungen hinauszuschieben, weil der Strom nicht bereit war. Jeder Lieferant mit einem Rechenzentrumsvertrag wird diese Woche seine Kündigungs- und Verzugsbedingungen neu lesen.

2. Die Turbinenschlange reicht jetzt bis 2032, und die Preise steigen weiter

Der bullischste Einzeldatenpunkt der Woche stammte aus Morgan Stanleys Thoughts on the Market, „AI Meets the Physical Economy“ (25. Sept.). Analyst Dave, frisch von der Laguna-Konferenz der Bank, sagte, die Managementteams quer durch die Stromausrüstung seien auffallend einheitlich gewesen.

„Wir alle sehen die Schlagzeilen über Moratorien für Rechenzentren, politischen Widerstand, Herausforderungen in den Gemeinden... Aber zumindest bei den Stromausrüstern sehen sie das einfach nicht.“

Die Einzelheiten:

  • GE Vernova ist „jetzt in Gesprächen, Turbinen für 2031 und 2032 unter Vertrag zu nehmen“.

  • Kleinere Motorenhersteller, die Vor-Ort-Aggregate für Rechenzentren bauen, nehmen Reservierungen bis 2029 und 2030 an.

  • Versorger, die größten Käufer dieser Technik, planen jetzt „immer weiter hinein in die 2030er. Das ist neu.“

  • Die Preise „sind gestiegen“, und die Unternehmen signalisierten, dass sie wahrscheinlich „bis in die 2030er“ weiter steigen. In seinen Worten: „Wir haben noch keinerlei Anzeichen einer Abschwächung gesehen.“

  • Keine Änderung „bei Buchungen oder Slot-Reservierungen für Lieferungen von Ausrüstung“.

Warum das wichtig ist: Wenn eine Fabrik über fünf Jahre im Voraus ausverkauft ist und trotzdem die Preise erhöht, liegt das Risiko nicht in der Nachfrage. Es liegt in der Umsetzung und darin, ob die Kunden am fernen Ende dieser Schlange 2031 noch existieren. Das ist Analystenberichterstattung darüber, was das Management sagte, nicht das Management selbst, aber die Einheitlichkeit über große und kleine Akteure hinweg ist der Punkt.

3. Vor-Ort-Strom nennt sich nicht mehr „Brücke“

Drei sehr verschiedene Betreiber brachten diese Woche dasselbe Argument: Rechenzentren werden ihren eigenen Strom erzeugen, dauerhaft.

Blooms Vertriebschef. Bei Catalyst with Shayle Kann, „The rush for clean, on-site power“ (28. Sept.) sagte Aman Joshi, EVP und Chief Commercial Officer von Bloom: „Die meisten Kunden setzen auf die Bloom-Lösung als dauerhafte Stromquelle. Sie sehen sie nicht als Brücke.“ (Dies ist eine gesponserte Folge mit „Partner-Content“, gewichten Sie sie also als Unternehmenspitch.)

Sein Argument betrifft, was Netzstrom wirklich kostet, wenn er am Gebäude ankommt. Der Schlagzeilenpreis von „6 oder 8 Cent“ ist der Preis am Kraftwerk. Dann kommen dazu:

  • Aufspanntransformatoren: „5 bis 10 Dollar pro Megawattstunde“

  • Hochspannungsübertragung: „noch einmal 20 bis 30 Dollar pro Megawattstunde“

  • Umspannwerke und Verteilleitungen obendrauf

Er nahm auch die LCOE aufs Korn, die übliche Rechnung der „Stromgestehungskosten“, die die Lebensdauerkosten eines Kraftwerks je Stromeinheit mittelt. Für Vor-Ort-Strom nannte er sie „falsche Mathematik“, weil sie die zusätzliche Kapazität ignoriere, die man für Zuverlässigkeit, Wasserersparnis und die Lastspitzen der KI brauche. Er behauptete, manche konkurrierenden Aufbauten verschwendeten „15 bis 20 % der Energie nur damit, Dummy-Workloads zu fahren“, um diese Spitzen zu glätten.

Boom Supersonics CEO. Bei All-In, „Blake Scholl: Why Plane Speed Stalled...“ (22. Sept.) erklärte Blake Scholl, dass sein Strahltriebwerkskern, ohne Fan und mit einem Generator, zu einem 42-Megawatt-Kraftwerk auf einem Anhänger für Rechenzentren wird. Es braucht kein Wasser. Seine Fabrik „wird auf mehrere Gigawatt pro Jahr skalieren“, und „in den nächsten fünf Jahren wollen wir dem Netz mehr als 10 Gigawatt hinzufügen“. Auf die Frage, ob das Geld druckt:

„Es ist ein unglaubliches Gelddruckgeschäft. Ich meine, ich habe in meinem Leben noch nie eine solche Nachfrage nach irgendetwas anderem gesehen... In meinem Posteingang liegen zig Gigawatt an Nachfrage.“

Sein erstes Triebwerk läuft nächsten Monat. Danach, sagte er, „versteigern wir alles“.

Southern Companys PowerSecure. Bei Energy Central, „Why Utilities Are Turning to DERs as Power Demand Surges“ (25. Sept.) gab Todd Jackson von PowerSecure die Sicht der Versorger. DERs, also dezentrale Energieressourcen, sind kleine Generatoren und Batterien, die im Netz verteilt sind, statt eines großen Kraftwerks. Seine Zahlen:

  • Etwa 35 bis 40 GW an DER-Kapazität sind heute installiert, rund 33 % mehr als im Vorjahr.

  • Branchenprognosen zufolge könnten DERs bis 2030 15 % bis 20 % des US-Spitzenbedarfs decken.

  • Der Engpass hat sich verlagert. Die Versorger haben die Erzeugungskapazität „großartig“ gelöst; das Problem ist jetzt die Übertragung, mit „Zeiträumen von zwei, drei Jahren für Netzausbauten“.

PowerSecures Antwort ist ein Produkt namens BridgePlus: Hubkolbenmotoren, die den Standort mit Strom versorgen, während die Leitungen gebaut werden, und danach als Notstrom dienen.

Warum das wichtig ist: Morgan Stanley fasste die Debatte treffend. Versorger und große Turbinenhersteller sagen: „All diese Rechenzentrumsnachfrage wird letztlich ins Netz gehen.“ Hersteller kleiner Ausrüstung „sagen, niemand will das Netz“, und schließen Verträge über 15 bis 20 Jahre. Morgan Stanleys eigene Ansicht ist, dass Vor-Ort-Strom „ein extrem großer Markt sein wird, je näher wir 2030 kommen“, und dass beide Lager vorerst gewinnen.

4. Transformatoren: Das Fünf-Jahres-Warten

Bei Today in Manufacturing, Folge 287, „America's Transformer Crisis“ (28. Sept.) gingen die Redakteure von Manufacturing.net und Industrial Equipment News einen Essay von Michael Farkas, CEO von NextNRG, durch. Die wichtigsten Zahlen:

  • Die Wartezeiten für große Sondertransformatoren haben sich auf bis zu fünf Jahre gedehnt.

  • Der Transformatorenbedarf 2027 soll mehr als doppelt so hoch wie 2020 sein.

  • Etwa 75 % der Verteiltransformatoren haben ihre erwartete Lebensdauer bereits überschritten.

Co-Moderator Jeff Reinke fügte eine kalte Dosis Realität hinzu: Genehmigungen und Finanzierung packten „noch einmal anderthalb bis zwei Jahre“ auf diesen Zeitplan. Er merkte auch an, dass die Alternative, Festkörpertransformatoren aus Ferrit und Siliziumkarbid, größtenteils von chinesischer Lieferung abhängt.

Bei Redefining Energy, Folge 248 (28. Sept.) brachte ein Gast das Handelsproblem unverblümt auf den Punkt: Die USA „haben nur 20 % ihrer Transformatoren hergestellt und 80 % importiert“, größtenteils aus Ländern, die jetzt Zöllen gegenüberstehen. „Das ist eine westliche Geschichte. Es ist keine asiatische Geschichte.“

Warum das wichtig ist: Transformatoren sind der stille Grund, warum Blooms „Netz überspringen“-Pitch verfängt. Jede Hoch- und Herabtransformierung im Netz braucht einen.

5. Uran: Eine Angebotslücke, die Minen nicht schnell schließen können

Bei Sprott Radio, „WNS 2026 and the New Buyer“ (28. Sept.), aufgenommen rund um das World Nuclear Symposium, legte das Sprott-Team die Rechnung dar:

  • Die Welt produziert etwa 175 Millionen Pfund Uran pro Jahr.

  • Die Nachfrage liegt bei etwa 200 Millionen Pfund und steigt, mit einer Basisfall-Zukunft von etwa 350 Millionen Pfund. Das bedeutet „im Wesentlichen eine Verdopplung der Produktion“.

  • Manche Minen, die jetzt im Bau sind, wurden im letzten Zyklus entdeckt und „stecken seit 15 Jahren im Boden fest“.

  • Der Preis „hat sich in den letzten fünf Jahren im Wesentlichen verdreifacht“.

Auch die Kosten steigen. Schwefelsäure, ein wichtiger Einsatzstoff für den In-situ-Uranabbau (Lösung wird unter Tage gepumpt, um das Erz aufzulösen), ist wegen der Störungen in der Straße von Hormus stark gestiegen. Kazatomprom hat auf die Auswirkung hingewiesen, und „Russland hat wegen Engpässen den Export von Schwefelsäure verboten“.

Ein interessantes Detail: Manche Versorger haben „so viel zu tun“, dass sie bestimmte Brennstoffkaufanfragen hinausschieben und die Käufe von Konversion und Anreicherung über die Zeit strecken. Das Gespräch auf dem Symposium hat sich vom Brennstoff dahin verlagert, „wie wir diese Reaktoren finanzieren werden“.

Warum das wichtig ist: Eine steigende Kostenuntergrenze plus eine verzögerte Kaufwelle der Versorger ist eine Konstellation für Terminpreise, nicht nur für Spot. Für Cameco ($CCJ) und Anreicherer wie Centrus lautet die Botschaft: später mehr Nachfrage, jetzt höhere Kosten.

Die Debatte

Das Bull-Argument: ein mehrjähriger Superzyklus, und jeder in der Kette wird bezahlt

  • Turbinen sind bis 2032 ausgebucht, mit steigenden Preisen (Thoughts on the Market).

  • Transformatoren haben Wartezeiten von bis zu fünf Jahren (Today in Manufacturing).

  • Uran muss das Angebot ungefähr verdoppeln (Sprott Radio).

  • Blooms Aman Joshi dazu, warum der Ausbau nicht spekulativ ist: „Dieser Ausbau beruht auf der zugrunde liegenden Schicht einzelner Kunden wie Ihnen und mir, die beginnen, Rechenleistung in Form von Tokens zu nutzen“ (Catalyst).

  • Oracles Mary Sprayregan argumentierte sogar, Rechenzentren könnten Rechnungen senken, indem sie Netzkosten auf mehr Verbrauch verteilen. Sie verwies auf Alliant-Energy-CEO Lisa Barton, die zwei Rechenzentrumsentwicklungen in Cedar Rapids feierte, die geholfen hätten, „ein Einfrieren der Strompreise für fünf Jahre“ zu sichern (Electric Perspectives).

Das Bear-Argument: Die Nachfrage ist weniger real, als sie aussieht, und die Zeitpläne sind zu lang zum Investieren

Bei Better Offline, „Monologue: The AI Data Center Overbuild“ (25. Sept.) lieferte Ed Zitron die schärfste Version. Seine Behauptungen:

  • Tatsächliche KI-Kapazität geht „vielleicht mit Dutzenden oder Hunderten Megawatt pro Quartal“ ans Netz, weit unter den Schlagzeilen. Zu den Schätzungen von 12 bis 15 Gigawatt, die ans Netz gehen: „Quatsch.“

  • „Zwischen der Hälfte und 75 %“ der Umsatz-Backlogs der Hyperscaler stammten von Anthropic und OpenAI, „von denen keines tatsächlich dafür bezahlen kann“.

  • OpenAI machte nach seiner Rechnung 70 % von Microsofts KI-Umsatz im Geschäftsjahr 2026 aus.

Bei Frictionless, „AI spending can't grow forever with P Equity Research“ (25. Sept.) nannte der Gast Strom „wahrscheinlich kein Feld, in das man gerade investieren kann“, genau weil die Vorlaufzeiten so lang sind:

„Gasturbinen waren vor vielleicht zwei Jahren spannend zum Investieren. Jetzt wahrscheinlich nicht mehr, weil alle Unternehmen, Mitsubishi, Siemens, GE Vernova... Backlogs haben, die über 2030 hinausreichen.“

Er merkte auch an, der Free Cashflow der Hyperscaler „tendiert gegen null oder dazu, sich Geld zu leihen“, und argumentierte, dass jede Technologie irgendwann reife und die Investitionen abflachten.

Rohstoffhändler Fred Seguy griff bei Money of Mine (23. Sept.) die zentrale Nachfragegeschichte an. Der US-Strombedarf „wird sich sicherlich... nicht verdoppeln“, sagte er. Nach seiner Rechnung wird ein Wachstum von vielleicht 6 % pro Jahr „durch den Zubau erneuerbarer Energien mehr als gedeckt“.

Er hat einige Unterstützung. Bei Climate One (25. Sept.) zitierte ein Gast EIA-Prognosen von 86 GW neuer Kraftwerkskapazität im Versorgungsmaßstab im Jahr 2026, „fast das Doppelte“ von 2025. Bei Energy Gang (23. Sept.) zitierte ein Diskutant IEA-Chef Fatih Birol, der Klimaanlagen, nicht KI, als größten Einzeltreiber des globalen Strombedarfswachstums nannte.

Meine Einschätzung: Die Bären haben in einem Punkt recht, den die Oracle-Nachricht konkret gemacht hat. Das schwache Glied ist nicht die Ausrüstungslieferung. Es ist der Kunde am Ende eines Lieferslots für 2031 und ob seine Stromgenehmigung, seine Finanzierung und sein KI-Mieter rechtzeitig alle auftauchen.

Die Namen im Spiel

  • GE Vernova ($GEV). Das Bull-Argument ist Sichtbarkeit: Slots werden jetzt für 2031 und 2032 besprochen, mit weiter steigenden Preisen. Das Bear-Argument ist dieselbe Tatsache von der anderen Seite gesehen. Wenn man bis 2030 oder später keine Turbine bekommt, gehen Käufer woandershin (siehe Bloom und Boom). Nächster Test: ob neue Aufträge zu höheren Preisen weiter eingehen, selbst wenn sich die Liefertermine strecken.

  • Bloom Energy ($BE). Der beste Vor-Ort-Pitch der Woche und zugleich die direkteste Betroffenheit von Oracles höherer Gewalt, in denselben fünf Tagen. Der IBD-Moderator rahmte den Chart als mögliches „bullish shakeout“, oder, in seinen Worten, „vielleicht fallen wir morgen um 15 % und alles endet in Tränen“. Achten Sie auf jedes Update von Oracle zu Jupiters „neu gedachtem“ Stromplan.

  • Quanta Services ($PWR). Bei Full Signal (23. Sept.) sagte Portfoliomanagerin Shanali Jain, die Aktie sei dieses Jahr um etwa 50 % gestiegen und „der Backlog ist riesig“. Sie merkte an, Quanta habe „fünf Triple Plays in Folge geliefert“ (Übertreffen bei Gewinn und Umsatz bei gleichzeitiger Anhebung der Prognose). Das ist die Meinung einer Fondsmanagerin, keine Unternehmensprognose.

  • Oracle ($ORCL) und Blue Owl ($OWL). Oracle sagt, es stehe zu New Mexico. Die Frage des Marktes ist, ob eine Verzögerung bei Stromgenehmigungen zur Vorlage wird, die andere Mieter nutzen, um Zahlungen zu verzögern.

Weitergedachte Implikationen

  • Aggregate und Vor-Ort-Motoren (Cummins $CMI, Caterpillar $CAT). Morgan Stanley sagte, kleinere Motorenhersteller nähmen Reservierungen bis 2029 bis 2030 an. PowerSecures Brückenprodukt mit Hubkolbenmotoren und Booms 42-MW-Turbinenanhänger zeigen in dieselbe Richtung. Je länger große Turbinen dauern, desto größer der Markt für kleinere Einheiten.

  • Gasproduzenten. Bei The Allegheny Front (25. Sept.) verwies ein Gewerkschaftsführer der Boilermakers auf das 10-Milliarden-Dollar-Rechenzentrumsprojekt Homer City, das Berichten zufolge das größte gasbefeuerte Kraftwerk des Landes baut. Seine Ortsgruppe hat in etwa sechs Monaten ihren 230. Auszubildenden aufgenommen, nachdem sie fünf Jahre lang keinen aufgenommen hatte. EQT-($EQT)-CEO Toby Rice war auf demselben Konferenzpodium. Jede Bloom-Brennstoffzelle und jede Boom-Turbine verbrennt ebenfalls Gas.

  • Versorger und Netzleitungen (Southern $SO, Duquesne Light). Dieselbe Folge berichtete über eine Studie der Pennsylvania PUC, die projiziert, dass sich der regionale Strombedarf bis 2040 ungefähr verdoppeln könnte, fast ausschließlich durch Rechenzentren, mit einem Worst Case von 13 Blackouts pro Jahr. Abe Silverman von Johns Hopkins nannte das eine Warnung davor, was passiert, wenn wir „weiter blind neue Rechenzentren zulassen, ohne zu verlangen, dass sie ihre eigene neue Kapazität mitbringen“. Duquesne Light sagte, es werde bis 2030 2,7 Milliarden Dollar investieren, um sein Netz zu erweitern. „Bring your own power“-Regeln sind gute Nachrichten für Vor-Ort-Lieferanten und ein gemischtes Bild für Versorger.

  • Lastflexibilität als Überdruckventil. Oracles Mary Sprayregan zitierte Forschung der Duke University, wonach schon das Steuern von nur 0,5 % der Spitzenstunden neuer Lasten dem Netz erlauben könnte, „fast 100 Gigawatt Großlast“ mit minimaler Auswirkung hinzuzufügen. Oracle senkte den Stromverbrauch in Phoenix während der beiden Spitzenstunden mithilfe von Emerald AI um 25 %, bei laufender Rechenleistung (Electric Perspectives). Wenn Flexibilität skaliert, ist das eine teilweise Obergrenze dafür, wie viel neue Erzeugung wirklich gebraucht wird.

  • Transformatoren und Elektroblech. Der Importanteil von 80 % und die Fünf-Jahres-Wartezeiten stützen die Preise für jeden mit inländischer Transformatorkapazität. Zölle machen die importierte Alternative teurer, nicht billiger.

  • Uran, Konversion und Anreicherung (Cameco $CCJ, Centrus $LEU, physische Uranfonds). Höhere Säure- und Dieselkosten heben die Untergrenze der Produktionskosten. Versorger, die ihre Konversions- und Anreicherungskäufe strecken, deuten auf Nachfrage hin, die verzögert, nicht gestrichen wird.

  • Geldgeber der Hyperscaler. Bei The Investor's Podcast, TIP848 (24. Sept.) zitierten die Moderatoren Metas Capex-Prognose für 2026 von 130 bis 145 Milliarden Dollar, mit nahe 200 Milliarden Dollar projiziert für 2027, und 27 Milliarden Dollar an Anleihen hinter seinem Rechenzentrum in Louisiana. Bei Squawk warnte Faber, die wahre Schuldenlast gehe über die berichteten Investitionen hinaus: „Restwertgarantien... SPVs... die Leasingverträge.“

Was sich seit der letzten Ausgabe geändert hat

  • Die Turbinentermine rückten erneut hinaus. In der letzten Ausgabe sagte BloombergNEF, eine heute bestellte Gasturbine gehe frühestens 2031 ans Netz. Diese Woche sagte Morgan Stanley, GE Vernova bespreche Verträge für 2031 und 2032. Die Schlange wächst weiter.

  • Die Politik wechselte von Genehmigungen zu Verträgen. In der letzten Ausgabe pausierte Texas Rechenzentrumsgenehmigungen, und das Repräsentantenhaus verabschiedete den Ratepayer Protection Act mit 417 zu 3. Diese Woche berief sich ein Hyperscaler auf Stromgenehmigungen, um Zahlungen zu verzögern. Das ist eine Stufe höher.

  • Das Bear-Argument bekam ein neues Argument. Die Bären der letzten Ausgabe (Paul Kedroskys Schuldenwand 2029, Berichte, dass ein Drittel bis die Hälfte der für 2026 geplanten Rechenzentren verzögert wurden) konzentrierten sich auf Finanzierung und Timing. Diese Woche stellte Ed Zitron infrage, ob die Kapazität und die Nachfrage überhaupt existieren.

  • Behind-the-Meter wurde lauter. In der letzten Ausgabe war die Schlagzeile Generacs 2,4-Milliarden-Dollar-Deal über Notstromgeneratoren mit Amazon. Diese Woche priesen Bloom, Boom und PowerSecure Vor-Ort-Strom alle als dauerhaft an, nicht als Notstrom.