Die KI schreibt die Stromrechnung neu – und sechs Unternehmen kassieren jeweils ein anderes Stück davon

Die Vereinbarung hat allerdings einen Haken, den man genau lesen sollte. Amazon erhält zusätzlich einen Warrant auf bis zu rund 1,69 Millionen Generac-Aktien. Das volle Bezugsrecht entsteht erst, wenn die kumulierten qualifizierenden Zahlungen acht Milliarden Dollar erreichen. Die höhere Zahl ist also eine Schwelle für den Warrant – und kein garantierter Umsatz mit Generatoren. Generac gewinnt einen Großkunden, Amazon eine mögliche Teilhabe am Aufwärtspotenzial des Zulieferers. Wie profitabel die Vereinbarung ist, bleibt offen.

Das Geschäft eignet sich als nützlicher Ausgangspunkt für den Vergleich von Generac, Cummins, Eaton, NRG, Vistra und Talen. Alle sechs können vom Stromhunger der KI profitieren. Doch sie kassieren unterschiedliche Teile derselben Rechnung – nach unterschiedlichen Zeitplänen und mit unterschiedlichen Verpflichtungen.

Ein Campus, mehrere Geschäftsmodelle

Ein Rechenzentrum braucht Strom, Technik, die ihn verteilt, und Schutz für den Fall, dass etwas ausfällt. Die Unternehmen, die diese Ebenen beliefern, verdienen ihr Geld nicht auf dieselbe Weise.

Die Gerätehersteller können Umsätze schon während des Baus und der Installation verbuchen. Die Stromerzeuger, die Elektrizität verkaufen, hängen dagegen von Lieferzeitplänen und dem Betrieb ihrer Kraftwerke ab. Ein Campus kann bei beiden Gruppen einkaufen. Wer Generatoraufträge und vertraglich gesicherte Megawatt als austauschbare Kennzahlen für die KI-Nachfrage behandelt, verdeckt, wer wann bezahlt wird.

Generac: Die Aufträge beschleunigen sich – die Qualität der Margen entscheidet

Generacs Umsätze mit externen Kunden im Gewerbe- und Industriegeschäft stiegen im zweiten Quartal um 29 Prozent auf 556 Millionen Dollar. Im Wohnbereich gingen die Verkäufe um 2 Prozent auf 617 Millionen Dollar zurück. Der Geschäftsmix verschiebt sich, doch das Wohnbereichsgeschäft bleibt ein wichtiges Standbein. Am 29. Juli wies Generac einen Auftragsbestand von 1,6 Milliarden Dollar im Rechenzentrumsgeschäft aus – ohne die fest zugesagten Volumina für den zweiten Hyperscaler. Diesen älteren Auftragsbestand darf man nicht einfach zur Amazon-Ankündigung vom September addieren. Ergebnisse vom 29. Juli↗ ¹

Aufschlussreicher sind die Details zur Profitabilität. Die bereinigte EBITDA-Marge im Gewerbe- und Industriegeschäft stieg von 12,4 auf 14,6 Prozent. Allerdings steuerten Zollrückerstattungen rund zwei Prozentpunkte bei. Der Großteil der ausgewiesenen Verbesserung stammt also aus diesem Sondereffekt. Das belegt noch keine große strukturelle Verbesserung der Wirtschaftlichkeit im Generatorengeschäft.

Generac muss nun die Produktion ausbauen und dabei anspruchsvolle Liefer- und Leistungsverpflichtungen erfüllen. In seiner Quartalsmeldung weist Generac ausdrücklich auf Stornorechte und Haftungsrisiken bei Rechenzentrumsverträgen hin. Der Prüfstein sind Margen und Cash Conversion nach Abzug der Expansionskosten – neben den Auslieferungen. Quartalsbericht von Generac ²

Cummins: Notstrom ist etabliert – Prime Power verändert das Geschäft

Cummins bringt ein bestehendes Industriemotorengeschäft in diesen Markt mit. Die Sparte Power Systems meldete für das zweite Quartal Umsätze von 2,255 Milliarden Dollar – 19 Prozent mehr als im Vorjahr – und eine EBITDA-Marge von 24,5 Prozent nach 22,8 Prozent im Vorjahresquartal. Das sind breite Segmentzahlen, einschließlich des Geschäfts außerhalb von Rechenzentren. Auch die Lkw-Nachfrage bleibt für das Gesamtunternehmen relevant. Ergebnisse vom 4. August ³

Folgenreicher ist die Vereinbarung, Erdgasaggregate für die Campus-Standorte von Circe Energy zu liefern. Die Auslieferungen sind für den Zeitraum von 2026 bis 2030 angesetzt; auf dem Circe-Campus in Westtexas ist eine schrittweise Inbetriebnahme ab 2027 geplant. Die Aggregate sind für Prime Power hinter dem Zähler (behind the meter) gedacht: Sie liefern den Hauptstrom des Campus, statt auf einen Netzausfall zu warten. Ankündigung vom 16. Juni↗ ⁴

Mehr Betriebsstunden können mehr Servicebedarf erzeugen. Sie machen zudem die Kraftstoffverfügbarkeit, die Wartung und die Systemintegration zu zentralen Faktoren der Wirtschaftlichkeit. Circe und sein Ingenieurbüro behalten die Endverantwortung für Auslegung und Umsetzung; Cummins verbürgt sich nicht für den Campus als Ganzes.

Aus einem Notstromaggregat wird nicht automatisch ein Kraftwerk für den Dauerbetrieb. Gerätekennwerte und Luftreinhaltevorschriften unterscheiden sich je nach Einsatzart. Die Leitlinie der US-Umweltbehörde EPA zu Rechenzentren↗ unterscheidet Notstrommotoren von anderen Betriebskonfigurationen. Genau deshalb verlangt der Ansatz, „Generatoren aufstellen, solange man auf das Netz wartet“, mehr Analyse als das bloße Zusammenzählen von Nennleistungen. EPA-Leitlinie ⁵

Eaton: Der Strom muss am Ende bis ins Server-Rack

Unter den sechs Unternehmen hat Eaton die breiteste Exposition gegenüber dem Ausrüstungsgeschäft. Schaltanlagen steuern und schützen das System, Stromschienen verteilen die Energie, USV-Anlagen überbrücken Unterbrechungen. Diese Funktionen bleiben nötig, egal ob der Strom von einem Energieversorger stammt, aus einem vertraglich gebundenen Kernkraftwerk oder aus der Erzeugung vor Ort. Technische Übersicht von Eaton ⁶

Im zweiten Quartal meldete das Unternehmen für die Sparte Electrical ein Wachstum der Rechenzentrumsaufträge von rund 85 Prozent und ein Plus der zugehörigen Umsätze von 65 Prozent. Diese von Eaton berichteten Wachstumsraten sind nicht als organisch ausgewiesen. Präsentation zum zweiten Quartal ⁷

Das ist der deutlichste Reiz des Geschäftsmodells in dieser Gruppe: Eaton kann an allen konkurrierenden Wegen teilhaben, KI mit Strom zu versorgen. Doch Auftragswachstum beseitigt keine Fertigungsengpässe. Die operative Marge von Electrical Americas lag bei 27,5 Prozent – unter den 29,5 Prozent des Vorjahresquartals, aber über den 25,6 Prozent des ersten Quartals. Diese Sparte ist breiter aufgestellt, und ihre operative Marge ist nicht unmittelbar mit dem EBITDA von Cummins oder dem bereinigten EBITDA von Generac vergleichbar. Zahlen vom 31. Juli ⁸

Diese Exposition vorzuziehen, ist ein operatives Urteil. Ob ETN ein attraktives Investment ist, hängt auch davon ab, welchen Preis man dafür bezahlt.

Vistra und Talen: Bestehende Kernkraftwerke verschaffen Zeit

Die Meta-Verträge von Vistra umfassen 2.609 Megawatt mit einer Laufzeit von 20 Jahren. Nur 433 Megawatt sind geplanter Zubau durch Leistungssteigerungen der Anlagen (Uprates); 2.176 Megawatt stammen aus bestehender Erzeugung. Die Abnahmen beginnen Ende 2026, die volle Menge wird bis 2034 erwartet. Meta bestätigt unabhängig, dass der Strom weiterhin ins Netz fließt. Vistra-Vertrag↗ ⁹, Meta-Ankündigung ¹⁰

Diese Unterscheidung erklärt den Wert und zugleich dessen Grenzen. Bestehende Kernkraftwerke liefern beträchtliche Mengen, ohne dass zunächst ein völlig neues Kraftwerk gebaut werden muss. Wer diese Erzeugung vertraglich bindet, kann die Planbarkeit der Erlöse verbessern. Damit entsteht aber keine neue Erzeugung im System in gleichem Umfang.

Der AWS-Vertrag von Talen↗ erreicht im vollen Umfang 1.920 Megawatt und läuft bis 2042. Der angekündigte Hochlauf sieht die volle Menge spätestens 2032 vor. Die überarbeitete netzgebundene Konstruktion trat im April 2026 in Kraft: Das Kernkraftwerk Susquehanna speist in das Netz ein, Talen beliefert Amazon kommerziell, und die Übertragungsinfrastruktur transportiert den Strom. AWS-Vertrag ¹¹, aktueller Quartalsbericht ¹²

Bei Vistra kommen eine erhebliche Exposition im Stromvertrieb und umfangreiche Absicherungen hinzu. Zum 3. August waren rund 100 Prozent der für 2026 erwarteten Erzeugung und 94 Prozent der Erzeugung 2027 abgesichert. Bei abgesicherter Erzeugung schlagen sich höhere Spotpreise daher nicht unmittelbar im Ergebnis nieder. Ergebnisse vom 7. August ¹³

Bei beiden Unternehmen tauschen langfristige Verträge einen Teil der Marktunsicherheit gegen Verpflichtungen bei Lieferung und Verfügbarkeit ein. Kraftwerksstillstände, Instandhaltungsausgaben und Finanzierung bestimmen weiterhin, was am Ende bei den Aktionären ankommt.

NRG: Das neue Kraftwerk muss zu einem finanzierbaren Vertrag werden

NRG kann mit seiner bestehenden Erzeugung Stromkäufe für die eigenen Vertriebskunden ausgleichen. Damit ist die Exposition eine andere, als wenn das Unternehmen jedes Megawatt schlicht zum Marktpreis verkauft: Höhere Großhandelspreise können zugleich die Beschaffungskosten im Stromvertrieb erhöhen. NRG-Quartalsbericht ¹⁴

NRGs Chance liegt in der Kombination von Erzeugung, Vertriebskunden und neuen Projekten. Im August teilte das Unternehmen mit, mit einem Hyperscaler mit Investment-Grade-Rating eine grundsätzliche Einigung über die wesentlichen kommerziellen Konditionen für ein 1,2-Gigawatt-Gaskraftwerk in Texas erzielt zu haben. Das Management strebt an, die Anlage Ende 2029 in Betrieb zu nehmen, und geht von Projektkosten von rund 3,2 Mrd. Dollar sowie einem bereinigten EBITDA von 500 Mio. Dollar pro Jahr im Vollbetrieb aus. Die finale Dokumentation und die Genehmigungen stehen noch aus. Es handelt sich um Projektprognosen, nicht um laufende Gewinne. Offenlegung vom 4. August↗ ¹⁵, Präsentation zum zweiten Quartal, Folie 5 ¹⁶

Ein Update vom 8. September hat das geplante Projekt unter Vorbehalt in den Studienprozess „Batch Zero“ des Netzbetreibers ERCOT aufgenommen. Das ist ein Fortschritt. Doch die Aufnahme in die Studie ist nicht gleichbedeutend mit der endgültigen Genehmigung der Netzanbindung. ERCOT beschreibt das Verfahren als systemweite Prüfung von Zuverlässigkeit und verfügbarer Übertragungskapazität. NRG-Update ¹⁷, ERCOT-Mitteilung ¹⁸

Die nächsten Fragen sind vertraglicher Natur: Wer trägt Kostenüberschreitungen beim Bau, wer die Brennstoffkosten, wer das Risiko einer verzögerten Kundennachfrage? Eine attraktive Prognose wird erst wertvoll, wenn diese Verpflichtungen zu Bedingungen verteilt sind, die eine Finanzierung und akzeptable Renditen tragen.

Die Nachfrage ist real. Der Zeitplan ist die Unbekannte.

Der stärkste Einwand gegen übertriebene Zurückhaltung: Die Stromnachfrage weitet sich bereits aus. Die Septemberprognose der US-Energiebehörde EIA erwartet für die Stromverkäufe an Gewerbekunden in den USA 2026 ein Plus von 3,3 Prozent, für 2027 von 2,7 Prozent. Diese Prognosen reichen über die KI hinaus, stützen aber das Bild eines Markts, der größer ist als eine Handvoll spekulativer Campusse. Energieausblick September↗ ¹⁹

Die sechs Unternehmen müssen weiterhin mit unterschiedlichen Kennzahlen gemessen werden. Bei Generac und Cummins zählen ausgelieferte Aggregate, Serviceerlöse und Margen ohne Sondereffekte. Bei Eaton ist entscheidend, ob aus Aufträgen Erlöse werden – ohne weiteren Margendruck. Bei Vistra und Talen kommt es auf den Hochlauf der vertraglich gesicherten Lieferungen, die Kraftwerksverfügbarkeit und den Cashflow nach Instandhaltung an. Bei NRG gilt es, endgültige Verträge, Netzanbindung und Baubudget im Blick zu behalten.

Jagdfeld hat sich einen Platz beim Ausbau von Amazons KI-Infrastruktur gesichert. Der nächste Beweis folgt, wenn die Aggregate das Werk verlassen – und die Wirtschaftlichkeit die Auslieferung übersteht.