de.wedoany.com-Bericht: Laut Prognosen von S&P Global werden die Investitionsausgaben der US-amerikanischen Strom- und Erdgasversorgungsunternehmen bis 2028 rund 153 Milliarden US-Dollar erreichen, gegenüber geschätzten 139,6 Milliarden US-Dollar im Jahr 2026 und 110,9 Milliarden US-Dollar im Jahr 2025. Diese massiven Investitionspläne stehen nun vor einem entscheidenden Engpass: Die Genehmigungszeitpläne der staatlichen Regulierungsbehörden, nicht die Unternehmensvorstände, werden zunehmend zu den eigentlichen Hütern vieler Elektrifizierungsfahrpläne.
So rechnet die Southern Company derzeit damit, zwischen 2026 und 2028 über 51 Milliarden US-Dollar auszugeben – ein Anstieg von 34 % gegenüber ihrer Prognose von vor nur sieben Monaten. Die American Electric Power hat für den Zeitraum 2026 bis 2030 77,9 Milliarden US-Dollar veranschlagt. Doch diese Mittel werden nicht sofort eingesetzt; sie durchlaufen einen sogenannten Rate-Case-Prozess, der darüber entscheidet, ob und wann die Versorgungsunternehmen ihre Baukosten zurückerhalten können. DTE Electric reichte am 28. April 2026 bei der Regulierungsbehörde von Michigan einen Rate Case ein, der eine Erhöhung der Grundgebühren um 474 Millionen US-Dollar für den voraussichtlichen Zwölfmonatszeitraum bis Februar 2028 vorsieht. Die endgültige Anordnung der Michigan Public Service Commission wird erst für Februar 2027 erwartet, also etwa zehn Monate nach Einreichung. Diese Kluft zwischen den getätigten Ausgaben und der Erstattung durch genehmigte Tarife – von der Versorgungswirtschaft als „regulatorische Verzögerung“ bezeichnet – dauert bei einem einzelnen Rate Case in der Regel 12 bis 24 Monate. Versorgungsunternehmen, die bereits vor Genehmigung ihres Rate Cases Ausgaben tätigen, erhalten bis zur Entscheidung der Kommission keine Rendite auf diese Investitionen, was ihnen einen starken wirtschaftlichen Anreiz gibt, ihre Ausgaben nach ihrem eigenen Erstattungszeitplan zu ordnen, nicht nach öffentlich gemachten Terminzusagen gegenüber Kunden.
Die aktuelle Veränderung liegt darin, dass eine Vielzahl elektrifizierungsgetriebener Lasten um einen Platz in dieser Reihenfolge konkurriert und die Unternehmen zunehmend konkrete Daten nennen, auf die sie ihre Pläne stützen. Die Science Based Targets initiative (SBTi) veröffentlichte am 11. Juni Version 2.0 ihres Corporate Net-Zero Standards; Unternehmen werden schrittweise umgestellt, wenn ihre Ziele gemäß den überarbeiteten Standards aktualisiert oder neu validiert werden. Der California Senate Bill 253 (SB 253) verlangt von Unternehmen, die eine bestimmte Umsatzschwelle erreichen, dass sie gemäß den vom California Air Resources Board (CARB) erlassenen Vorschriften über ihre Treibhausgasemissionen berichten. Die Rahmenwerke des International Sustainability Standards Board (ISSB) und des UK Sustainability Reporting Standards gehen noch weiter: IFRS S2 und der britische Standard verlangen von Unternehmen, bestehende klimabezogene Ziele offenzulegen und Fortschritte bei deren Erreichung zu erläutern, aber keiner der beiden verlangt, dass Unternehmen Ziele setzen. Ein Ziel, das von der termingerechten Fertigstellung eines bestimmten Netzanschlusses oder einer bestimmten Übertragungsleitungsaufrüstung abhängt, ist keine private Planungsannahme mehr, sondern eine öffentliche Verpflichtung, die neben den geprüften Jahresabschlüssen steht. Accenture schätzt, dass sich derzeit nur etwa 16 % der 2000 umsatzstärksten Unternehmen weltweit auf einem Pfad befinden, der mit dem Erreichen der Netto-Null-Emissionen bis 2050 vereinbar ist.
Die Finanz- und Nachhaltigkeitsteams, die diese Ziele zwischen 2020 und 2022 festlegten, gingen von Annahmen über Netzkapazität und Anschlussgeschwindigkeit aus, die sich nicht bewahrheitet haben. Dieses Muster beginnt bereits die Art und Weise zu verändern, wie Vorstände allgemein über Elektrifizierungszeitpläne nachdenken. Die Rate-Case-Uhr fügt dieser Kluft eine zweite, konkretere Ebene hinzu. Der Elektrifizierungsplan eines Unternehmens mag technisch machbar und ausreichend finanziert sein, kann aber dennoch von einer Versorgungsinfrastruktur abhängen, die ihr eigenes Regulierungsverfahren noch nicht durchlaufen hat – ohne Garantie, dass beide Zeitpläne im selben Geschäftsjahr zusammenfallen. Der Ausweg liegt in der Gewohnheit, bei der Festlegung von Zieldaten zu prüfen, ob der spezifische Netzanschluss, die Umspannwerksaufrüstung oder das Übertragungsprojekt, von dem das Ziel abhängt, bereits ein öffentliches Dossier hat und wo dieses Dossier in der Warteschlange der zuständigen Kommission steht. Dieser einzelne Datenpunkt, der in den meisten Bundesstaaten über die Kommissionsdossiers und die integrierten Ressourcenpläne der Versorgungsunternehmen öffentlich zugänglich ist, kann dem Finanzteam klarer als jede interne technische Schätzung sagen, ob ein Ziel für 2028 erreichbar ist. Es ist dieselbe Methode, die bereits bei der Standortwahl für Genehmigungs- und Wasserrisiken angewandt wird, nun ausgeweitet auf die Versorgungsseite. Vorstände, die Zieldaten eher als Kommunikations- denn als Regulierungsentscheidung betrachten, werden am ehesten erklären müssen, warum sie ihre Ziele verfehlt haben, anstatt den Prozess der Zielerreichung zu managen.
