Siemens Energy verkauft 1,7 GW mobile Gaskraftwerke – während Regulierer an der KI-Last zweifeln, die sie speisen sollen

1,7 GW mobile Gaskraftwerke – erste Einheiten 2027

Siemens Energy will 119 Gasturbinenkerne vom Typ SGT-400 in seinem Werk im britischen Lincoln fertigen – jeder mit rund 15 MW, zusammen mehr als 1,7 GW – und sie über mehrere Jahre an Dynamis Power Solutions aus Houston liefern; die erste Tranche kommt 2027 ¹. Die Kerne kommen in den DT18 von Dynamis, ein „hypermobiles“ Paket, das bei Rechenzentren, auf Ölfeldern und in Fabriken geparkt werden soll – verkauft mit Aufstellzeiten, die Versorger so kaum erreichen ¹. Zum Preis machten die Unternehmen keine Angaben ¹.

Was der Deal verkauft, ist Geschwindigkeit, kein Weg an der Regulierung vorbei. Die Ankündigung↗ preist Mobilität und schnelle Installation; von Genehmigungen, Brennstoffversorgung oder Netzanschluss ist darin nicht die Rede – das bleibt Aufgabe des Kunden ¹.

Dynamis erklärt, das Unternehmen halte bereits rund 2 GW Leistung in solchen Paketen; im dritten Quartal 2025 hatte es 25 Gasturbinen von Baker Hughes mit zusammen 1,3 GW gebucht ¹. Reuters berichtete am 29. September, dass der Run auf kleine Gasturbinen↗ die Kosten für Rechenzentren voraussichtlich beeinflussen wird ².

Rekordaufträge, ein Aktienrückkauf – und der schwindende Anteil der Siemens AG

Das im Juni endende Quartal war für Siemens Energy ein Rekordquartal: Auftragseingang von 17,9 Mrd. Euro und Umsatz von 11,4 Mrd. Euro ⁴, ein Ergebnis vor Sondereffekten von 1,62 Mrd. Euro nach 497 Mio. Euro im Vorjahresquartal und ein Auftragsbestand von 162 Mrd. Euro ⁵ – auf jeden Euro Umsatz kamen 1,57 Euro an Neuaufträgen. Am 30. September bestätigte der Konzern seine Jahresprognose↗; die Marge steuert auf das obere Ende der Spanne von 10 bis 12 Prozent zu ³.

Wenige Tage zuvor hatte ein Konsortium aus Siemens Energy und Aecon einen Auftrag über 1,3 Mrd. kanadische Dollar↗ erhalten: Im Kernkraftwerk Pickering in der kanadischen Provinz Ontario sollen die Turbogeneratoren ausgetauscht werden, die Umsetzung ist ab Januar 2027 vorgesehen – vorbehaltlich der behördlichen Genehmigung ⁶⁷. Hinter den Aufträgen stehen eine Tranche des Aktienrückkaufs über 2 Mrd. Euro ³ und ein Eintrag im Aktienregister, den die Siemens AG auf 4,98 % zurückgefahren hat – von 35,1 % bei der Abspaltung im Jahr 2020 ⁸. Die Aktie schloss am Mittwoch bei 142,42 Euro, 27 % unter ihrem 52-Wochenhoch; die Zahlen für das Gesamtjahr und die Ziele bis 2030 folgen am 11. November ³.

Zwei Regulierer beziffern soeben den Zweifel

Am 18. September verweigerte die North Carolina Utilities Commission Duke Energy die Genehmigung↗ für eine Turbine mit 255 MW und einem Preis von 584 Mio. US-Dollar. Der erwartete Lastanstieg, von dem laut Aktenlage der Kommission rund 70 % auf Rechenzentren entfallen, sei „zu diesem Zeitpunkt nicht zuverlässig genug, als dass die Kommission handeln könnte“, heißt es in der Begründung ⁹¹⁰. Die Interessenvertretung der Stromkunden hatte das Kraftwerk noch befürwortet; ihr Ingenieur sagte in der Anhörung aus, der Bundesstaat sitze – „mangels eines besseren Wortes“ – „an dieser Ressource fest“. Die Kommission lehnte trotzdem ab, und als frühester Inbetriebnahmetermin stand 2030 in den Akten ⁹.

Am selben Tag, an dem der Deal mit Dynamis öffentlich wurde, setzte die US-Energieraufsichtsbehörde FERC die Ersatzbeschaffung („Backstop Procurement“) von PJM für fünf Monate aus und wies den Netzbetreiber an, die Kosten dieser Beschaffung von Großverbrauchern wie Rechenzentren tragen zu lassen – in einer Region, der es an mehr als 6.800 MW fehlt ¹¹. Außerdem verlangte die FERC von PJM, bei der Verteilung dieser Kosten aktuellere Lastprognosen zugrunde zu legen ¹¹.

Wer trägt das Risiko, wenn die KI-Last auf sich warten lässt

Die Wette ist klar. Kommt die KI-Last wie geplant, kaufen die Kunden von Dynamis Strom, der 2027 bereits fließt – während die frühesten Inbetriebnahmetermine von Netzkraftwerken bis 2030 reichen ⁹. Kommt sie später, trifft der Verlust den, der 1,7 GW mobiler Gasleistung finanziert hat – nicht die Stromkunden in North Carolina. Ein Versorger braucht dafür eine Genehmigung und eine geprüfte Prognose; ein Anbieter „hypermobiler“ Kraftwerkspakete braucht nur einen Kunden mit Scheckbuch.