Bestellt man heute bei GE Vernova eine Schwerlast-Gasturbine, wird sie erst 2031 eintreffen. Das ist der tatsächliche Produktionsplan des Unternehmens, bestätigt in der Ergebniskonferenz am 22. Juli, und genau dieser Umstand liegt jedem in den vergangenen zwei Jahren angekündigten Stromplan für KI-Rechenzentren zugrunde — ein Fakt, über den weit seltener gesprochen wird als über die Ankündigungen selbst.

Goldman Sachs hat im Mai die Nachfrageseite mit konkreten Zahlen versehen. Der Strombedarf von US-Rechenzentren steigt von 31 Gigawatt im Jahr 2025 auf 41 GW in diesem Jahr und 66 GW im Jahr 2027. Die jährlichen Kapazitätserweiterungen beschleunigen sich von den im vergangenen Jahr tatsächlich realisierten 8,5 GW auf 13,6 GW für 2026 und 36,3 GW für 2027. Bis dahin würden Rechenzentren 8,5% der gesamten US-Spitzenlast im Sommer ausmachen, nach 4,1% heute.

Die Ausrüstung zur Erzeugung dieses Stroms läuft nach einem völlig anderen Zeitplan, und diese Lücke prägt inzwischen nicht nur Projektfristen, sondern auch Netzplanung, Netzanschluss-Warteschlangen und Großhandelspreise für Strom.

Die drei Großen sind bis in die 2030er Jahre ausgebucht

GE Vernova beendete das zweite Quartal mit einem Auftragsbestand und Slot-Reservierungsvereinbarungen für Gasstrom-Ausrüstung von 116 GW, nach 100 GW drei Monate zuvor und 83 GW zum Ende von 2025. Das Unternehmen erwartet bis Dezember mindestens 125 GW unter Vertrag. CEO Scott Strazik teilte Analysten mit, dass GE Vernova Reservierungen für Lieferungen im Jahr 2031 annimmt und bis Ende 2026 für dieses Jahr mehr als zur Hälfte vertraglich gebunden sein sollte. Der Produktionsplan sieht in diesem Quartal eine annualisierte Kapazität von rund 20 GW vor, 24 GW bis 2028 und einen Anstieg auf 30 GW bis 2030.

Siemens Energy beendete das dritte Fiskalquartal am 30. Juni mit einem Auftragsbestand für Gasturbinen von 69 GW, nachdem 15 GW gebucht und sechs ausgeliefert worden waren. Die Lieferzeiten betragen drei Jahre oder länger. CEO Christian Bruch sagte Analysten, der adressierbare Markt könne 120 GW pro Jahr erreichen, davon etwa die Hälfte in den USA.

Mitsubishi Heavy Industries meldete am 6. August einen Auftragsbestand für Großturbinen von 35 GW, nach 23 GW ein Jahr zuvor. Diese Zahl bezieht sich auf das erste Fiskalquartal von Mitsubishi, das von März bis Juni läuft, und liegt damit etwa einen Monat hinter den oben genannten Quartalszahlen. CFO Hiroshi Nishio sagte, die im Quartal gebuchten Aufträge seien für Lieferungen zwischen 2028 und 2030 vorgesehen, und das Unternehmen sei „bei den Projekten, die wir kontrahieren, selektiv“.

Addiert man die drei Schlagzeilenwerte, kommt man auf 220 GW — was das Bild überzeichnet, weil keine dieser Zahlen dasselbe misst. Von GE Vernovas 116 GW sind nur 53 GW harter Ausrüstungsauftragsbestand; die anderen 63 GW sind Slot-Reservierungen, also bezahlte Optionen, die noch nicht zu Aufträgen geworden sind. Siemens’ 69 GW sind harter Auftragsbestand ohne Reservierungen. Mitsubishis 35 GW beziehen sich nur auf Großturbinen und lassen aeroderivative sowie mittelgroße Baureihen außen vor. Keine der drei Zahlen würde ohne Fußnote erklären, was die beiden anderen mit „Auftragsbestand“ meinen.

Einigkeit besteht bei allen drei unabhängig von der jeweiligen Zählweise in Richtung und Größenordnung. Die weltweiten Bestellungen erreichten im zweiten Quartal mit 38 GW einen Rekord, 71% mehr als im Vorjahreszeitraum, wobei die USA die Hälfte ausmachten. Wood Mackenzie beziffert die weltweite Fertigungskapazität auf 60 bis 70 GW pro Jahr bei rund 110 GW an Bestellungen.

Ein Jahr KI-Nachfrage übertrifft die gesamte Branchenproduktion

Goldmans Wert von 36,3 GW ist am wichtigsten, weil er größer ist als das, was die gesamte Turbinenindustrie in einem einzelnen Jahr plausibel liefern kann. Alles, was GE Vernova weltweit in einem Jahr für alle Kunden auf dem Planeten baut, summiert sich auf etwa 20 GW. Nur ein Fünftel der vertraglich gebundenen Gigawatt ist überhaupt für Rechenzentren vorgesehen. Der Rest entfällt auf Versorger, die Kohle ersetzen, auf Strom- und Entsalzungsprojekte im Nahen Osten, auf industrielle Lasten und auf Arbeiten zur Netzstabilität, die lange vor der Rede von Inferenz-Clustern in der Warteschlange standen.

Selbst in einem Szenario, in dem GE Vernova seine gesamte globale Produktion auf amerikanische KI-Standorte lenken würde, würde das nicht ein Jahr der Goldman-Kurve abdecken — und das könnte es auch nicht, weil diese Slots bereits vor Jahren verkauft wurden.

Die Turbinen, die 2027 Rechenzentren versorgen werden, wurden 2023 und 2024 bestellt. Turbinen, die in diesem Monat bestellt werden, werden ungefähr 2030 oder 2031 eintreffen. Alles dazwischen ist bereits verplant, stammt aus etwas anderem als einem neuen Gaskraftwerk oder kommt gar nicht zustande.

Dies ist auch der Teil der Lieferkette, der am schlechtesten skaliert. Heißbereich-Gussteile — die Schaufeln und Leitschaufeln, die in einem 1.000-Grad-Gasstrom arbeiten — stammen aus einem kleinen Kreis spezialisierter Gießereien, und die Schweißer und Zerspaner, die diese Maschinen montieren, wurden vor einem Jahrzehnt entlassen und nie ersetzt. Selbst dort, wo ein Slot existiert, gibt es nicht genug qualifizierte Auftragnehmer, um die Anlage zu installieren. Die durchschnittlichen Vorlaufzeiten für ein neues Combined-Cycle-Kraftwerk sind von dreieinhalb Jahren im Jahr 2023 auf derzeit rund fünf Jahre gestiegen, bei einigen Schwerlastrahmen auf sieben Jahre.

PJM zahlte den Höchstpreis und blieb dennoch unter dem Bedarf

Die Kapazitätsauktion von PJM am 14. Juli ist der klarste verfügbare Beleg dafür, was die Lücke kostet.

Die Auktion für das Lieferjahr 2028/2029 schloss zum dritten Mal in Folge bei 325 US-Dollar pro Megawatt-Tag — dem von der FERC genehmigten Deckel. Sie beschaffte 138.318 MW nicht erzwungener Kapazität und ließ das System damit 6.831 MW unter PJMs eigenem Zuverlässigkeitsbedarf. Neu erfasste Erzeugung und Leistungssteigerungen: 525 MW.

Der größte Großhandelsstrommarkt des Landes zahlte den maximal zulässigen Preis, blieb um fast 7 GW unter dem Bedarf und gewann im Gegenzug nur rund ein halbes Gigawatt neue Versorgung. PJMs eigenes Modell zeigte, dass der Markt ohne Preisdeckel bei 554,72 US-Dollar pro Megawatt-Tag und die ComEd-Zone bei 776,69 US-Dollar geschlossen hätte.

PJM hat ein einmaliges Reliability Backstop Procurement vorgeschlagen, das auf rund 14,9 GW neue Kapazität zielt und zwischen bilateralen Verträgen ab diesem September und einer Pay-as-bid-Auktion im nächsten März aufgeteilt ist. Ob das eine Lücke schließt, an die Gasturbinenhersteller innerhalb von drei Jahren nicht herankommen, bleibt offen.

Turbinenpreise haben sich fast verdoppelt, und Gas ist nicht der Grund

Die Preise haben sich entsprechend bewegt. BloombergNEF bezifferte das durchschnittliche Combined-Cycle-Projekt im vergangenen Jahr auf 2.157 US-Dollar pro Kilowatt, nach unter 1.500 US-Dollar im Jahr 2023. Eine Auswertung tatsächlicher Projektunterlagen durch GridLab ergab, dass Anlagen mit Fertigstellung 2026 und 2027 Werte von 1.116 bis 1.427 US-Dollar pro kW meldeten, während Projekte mit Zieljahren 2030 und 2031 routinemäßig 2.000 US-Dollar pro kW oder mehr ausweisen. Wood Mackenzie erwartet, dass allein die Turbinenpreise bis Ende 2027 600 US-Dollar pro kW erreichen, ein Anstieg um 195% gegenüber 2019.

Der Brennstoff selbst hat damit nichts zu tun. Henry-Hub-Spotgas wurde Mitte August zu rund 2,79 US-Dollar pro MMBtu gehandelt, und staatliche Tracker setzten den Durchschnitt für 2026 bei etwa 3,31 US-Dollar an — beides gemessen an den vergangenen fünf Jahren unauffällig. Der Engpass liegt vollständig bei Gussteilen, Schweißern und Fabrikslots, nicht bei dem Molekül, das verbrannt wird.

GE Vernova verdient an der Hardware-Seite dieses Engpasses mit. Die Ausrüstungseingänge im ersten Halbjahr 2026 waren mehr als 20% teurer als die Aufträge des vierten Quartals 2025. Der Free Cashflow im zweiten Quartal erreichte 5,1 Milliarden US-Dollar, gestützt durch einen Working-Capital-Effekt von 6,4 Milliarden US-Dollar aus Kundenvorauszahlungen im Zusammenhang mit Slot-Reservierungen. Der bisherige Free Cashflow des Jahres liegt bei fast 9,9 Milliarden US-Dollar und damit bereits über dem Wert, den das Unternehmen im gesamten Jahr 2025 erwirtschaftet hat.

GE Vernova wird für Turbinen bezahlt, die es womöglich nie bauen wird

Die Vorauszahlungsstruktur ist auch das klügste Instrument, das die Turbinenhersteller in diesem Zyklus eingesetzt haben, und sie stammt direkt aus dem letzten Zyklus.

Alle drei Hersteller haben den vorherigen Gasboom miterlebt. Günstiges Schiefergas zog in den 2000er Jahren eine Welle von Merchant-Entwicklern an; der Markt sättigte sich, Aufträge wurden storniert, Fabriken geschlossen und Fachkräfte zerstreut. Die Branche behandelte Gasturbinen in den 2010er Jahren eher als Cash Cow denn als Wachstumsgeschäft, und die Kapazität blieb flach, während der Strombedarf unbemerkt wieder zu steigen begann.

Niemand will diesen Kater zweimal erleben. Statt die Fabrik also auf Hyperscaler-Prognosen zu setzen, haben die OEMs ein Instrument geschaffen, das den Kunden das Risiko trägt. Eine Slot-Reservierungsvereinbarung ist eine bezahlte Option auf künftige Produktion. Wird das Rechenzentrum gebaut, wandelt der Kunde sie in einen festen Auftrag um. Wenn nicht, behält der Hersteller die Anzahlung und verkauft den Slot in einen ohnehin knappen Markt weiter.

GE Vernovas Bilanz wird derzeit teilweise durch Anzahlungen auf Turbinen finanziert, die womöglich nie benötigt werden. Das ist eine günstige Position, und sie erklärt, warum die Kapazitätserweiterungen im Verhältnis zur Größe des Auftragsbuchs so verhalten ausfallen.

Exelon und Texas nehmen ihre Zahlen stillschweigend zurück

Es gibt hier ein ehrliches Gegenargument, und es wird stärker.

Exelon senkte am 30. Juli seine „wahrscheinlichen“ Rechenzentrums-Lasten von rund 18 GW auf etwa 11 GW, ein Rückgang um fast 40%. Die breitere Anschluss-Pipeline fiel in einem einzigen Quartal von etwa 43 GW auf 25 GW. Nur etwa 4 GW sind durch unterzeichnete Netznutzungsverträge mit hinterlegten Sicherheiten von 1 Milliarde US-Dollar abgesichert. „Wir filtern jetzt spekulative Projekte heraus“, sagte CFO Jeanne Jones, „und das gibt uns proaktiv Einblick in das, was real ist.“

Texas ging weiter. Gouverneur Greg Abbott ordnete am 3. August eine Prüfung jedes Rechenzentrums in der ERCOT-Anschlusswarteschlange an, nachdem die Anträge auf rund 474 GW gestiegen waren — davon etwa 90% Rechenzentren und mehr als das Fünffache des historischen Spitzenbedarfs des Bundesstaates. ERCOT setzte seinen Batch-Zero-Prozess für große Lasten innerhalb von Stunden aus und bat am 10. August die Public Utility Commission formell um eine Ausnahme aus wichtigem Grund für die verpasste Klassifizierungsfrist; die Prüfung selbst soll mehrere Monate dauern, Details zu Umfang und Zeitplan sollen in der öffentlichen Sitzung der PUCT am 20. August vorgelegt werden. BloombergNEF schätzt, dass die Pause fast 50 GW von Verzögerungen bedroht, etwa ein Fünftel der nationalen Pipeline. New York hatte neue Genehmigungen bereits im Juli gestoppt.

Goldman selbst geht davon aus, dass nur 50% bis 60% der in den nächsten zwei Jahren geplanten Rechenzentrumskapazität rechtzeitig ans Netz kommt.

Liest man das 116-GW-Auftragsbuch in einer Weise, dann ist es die Spitze des größten Kraftausbaus seit den 1970er Jahren. Liest man es anders, dann ist es eine Warteschlange voller Optionen auf Projekte, die nie finanziert wurden und von Entwicklern gehalten werden, die lieber eine Anzahlung verlieren als einen Slot verpassen.

Dieser Engpass wird von Gouverneuren gelöst, nicht von Fabriken

Es spielt kaum eine Rolle, welche Lesart richtig ist, denn der Zeitplan bis 2027 bleibt in beiden Fällen bestehen.

Ist die Nachfrage real, können die Turbinen nicht schnell genug geliefert werden, und die Lücke wird durch das gedeckt, was sich innerhalb von 24 bis 36 Monaten liefern lässt — vor allem Hubkolbenaggregate. Deshalb verkaufen Caterpillar und Wärtsilä inzwischen Primärstrom an KI-Campusse, und deshalb sind auch ihre eigenen Auftragsbücher bis 2028 voll. Brennstoffzellen ergänzen an den Rändern. Bestehende Anlagen laufen stärker. Kohleblöcke, die eigentlich stillgelegt werden sollten, bleiben stattdessen am Netz. Und ein erheblicher Teil der derzeit nur auf dem Papier existierenden Last wird schlicht nicht gebaut.

Ist die Nachfrage nicht real, zeigt sich die Korrektur in stornierten Slot-Reservierungen in den Jahren 2028 und 2029 — lange nachdem die diesjährigen Kapazitätsauktionen den Strom für 67 Millionen Menschen im PJM-Gebiet bereits neu bepreist haben.

So oder so wird der Engpass nicht in einer Fabrikhalle gelöst. Er wird in den Hauptstädten der Bundesstaaten gelöst: Gouverneure in Austin und Albany, Regulierer, die separate Tarifklassen für Rechenzentren schaffen, und Versorger, die Sicherheiten verlangen, bevor sie überhaupt eine Netzanschlussprüfung starten. Kaum jemand, der den KI-Ausbau vermarktet, hat eingepreist, wie stark diese Nachfrage schrumpfen muss, bevor die Ausrüstung nachziehen kann.

Von Michael Kern für Oilprice.com

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