Dieselbe Leitung, die halbe Rendite: warum nicht der KI-Boom entscheidet, was ein Versorger verdient, sondern eine Behörde

Duke Energy hat im Sommer 2026 den größten Investitionsplan vorgelegt, den ein regulierter US-Versorger je gezeigt hat: 103 Milliarden Dollar bis 2030. Die regulierte Anlagenbasis soll damit um sieben bis neun Prozent pro Jahr wachsen. Der Gewinn je Aktie? Fünf bis sieben Prozent. Zwei Prozentpunkte verschwinden auf dem Weg von der Leitung zum Aktionär — und das ist kein Rundungsfehler, sondern die eigentliche Mechanik der Branche.

Wer im Jahr 2026 einen Versorger kauft, kauft in aller Regel eine Geschichte über künstliche Intelligenz. Rechenzentren brauchen Strom, Strom braucht Netze, Netze gehören Versorgern — fertig ist die These. Sie ist nicht falsch, aber sie überspringt den einen Schritt, an dem sich entscheidet, wie viel von diesem Boom überhaupt beim Eigentümer ankommt. Denn ein regulierter Versorger verdient sein Geld nicht dort, wo es die Erzählung vermutet.

Die einzige Formel, die bei einem regulierten Versorger zählt

Ein normales Unternehmen verdient Preis mal Menge minus Kosten. Ein regulierter Netz- oder Versorgungsbetrieb verdient etwas völlig anderes, und die Formel dafür passt in eine Zeile:

Gewinn ≈ regulierte Anlagenbasis × anerkannte Eigenkapitalquote × zugestandene Eigenkapitalrendite

Die regulierte Anlagenbasis — im angelsächsischen Sprachgebrauch rate base, in der deutschen Regulierung die kalkulatorische Restwertbasis des betriebsnotwendigen Vermögens — ist das Buchvermögen, das die Regulierungsbehörde als „nützlich und notwendig“ anerkennt. Auf diesen Betrag darf der Versorger eine Rendite verlangen. Nicht auf den Umsatz, nicht auf die verkauften Kilowattstunden, nicht auf den Marktwert der Anlage. Auf den regulatorischen Buchwert.

Daraus folgen drei Dinge, die den ganzen Sektor erklären. Erstens: Wachstum entsteht durch Investieren, nicht durch Verkaufen. Zweitens: Die Höhe der Rendite setzt keine Verhandlung mit dem Kunden fest, sondern eine Behörde. Drittens: Zwischen dem Moment, in dem das Geld ausgegeben wird, und dem Moment, in dem es verzinst wird, liegt Zeit — und Zeit kostet in diesem Geschäft bares Geld.

Warum die verkaufte Kilowattstunde fast nichts zum Gewinn beiträgt

Das ist der Punkt, an dem die meisten Anleger die Branche falsch modellieren. Bei einem vollständig regulierten Versorger sind die Brennstoff- und Beschaffungskosten in aller Regel ein durchlaufender Posten: Sie werden über Anpassungsklauseln eins zu eins an den Endkunden weitergereicht, ohne Aufschlag. Steigt der Gaspreis, steigt die Rechnung des Haushalts, der Gewinn des Versorgers bleibt gleich. Fällt der Gaspreis, passiert dasselbe rückwärts.

In vielen US-Bundesstaaten geht die Entkopplung noch weiter. Unter sogenannten revenue decoupling-Mechanismen wird die Erlösobergrenze eines Versorgers von der abgesetzten Menge getrennt: Verkauft er mehr, muss er zurückerstatten; verkauft er weniger, darf er nachfordern. Ursprünglich war das ein Instrument, um Energieeffizienzprogramme nicht gegen das Eigeninteresse des Versorgers laufen zu lassen. Der Nebeneffekt für den Investor ist gravierend: Absatzwachstum als solches ist ergebnisneutral geworden.

Die deutsche Anreizregulierung kommt über einen anderen Weg zum selben Ergebnis. Netzbetreiber unterliegen einer Erlösobergrenze, die für die Dauer einer Regulierungsperiode weitgehend feststeht. Sie wird aus Kostenprüfungen abgeleitet, nicht aus der transportierten Energiemenge. Wer mehr Strom durch dieselbe Leitung schickt, senkt tendenziell das Netzentgelt je Kilowattstunde, nicht seinen Gewinn.

Damit bleibt für den Aktionär nur ein einziger Hebel übrig: die Anlagenbasis. Und die wächst nur, wenn Kapital ins Erdreich, auf die Masten und in die Umspannwerke wandert.

Was der KI-Boom tatsächlich ausgelöst hat: eine Investitionswelle

Genau deshalb ist die richtige Kennzahl für den KI-Boom nicht der Stromverbrauch, sondern die Investitionssumme. Und die ist beeindruckend. Nach Daten des Edison Electric Institute, des Verbands der börsennotierten US-Versorger, investierten die Mitgliedsunternehmen 2025 rund 208 Milliarden Dollar — mehr als je zuvor. Für 2026 sind rund 238,8 Milliarden Dollar geplant, ein Sprung von etwa 17 Prozent. Der Fünfjahresplan wurde binnen eines Jahres von 1,1 Billionen Dollar (2025 bis 2029) auf 1,4 Billionen Dollar (2026 bis 2030) hochgezogen.

Der Verband führt zusätzlich eine laufende Momentaufnahme der Großkundenprojekte: rund 900 Milliarden Dollar an Rechenzentrums- und Großabnehmerinvestitionen, die von Mitgliedsunternehmen unterstützt werden, mit mehr als 55 Gigawatt angeschlossener Last. Zum Vergleich: Die gesamte installierte Kraftwerksleistung Deutschlands liegt in derselben Größenordnung.

Bei den einzelnen Konzernen sieht das so aus:

Unternehmen	Investitionsplan	Wachstum Anlagenbasis p. a.	Wachstum Gewinn je Aktie p. a.	Differenz
Duke Energy	103 Mrd. $ bis 2030	7–9 % bis 2029	5–7 % bis 2030	rund 2 Punkte
Southern Company	81 Mrd. $ 2026–2030	9 % (reguliert)	7–8 % (langfristig)	rund 1,5 Punkte
NextEra Energy	rund 75 Mrd. $	—	—	—
Dominion Energy	rund 50 Mrd. $	—	—	—
E.ON	48 Mrd. € bis 2030	rund 9 %	Dividende bis +5 % bis 2028	rund 4 Punkte

Die Zahlen in der letzten Spalte sind der eigentliche Gegenstand dieser Analyse. Sie stehen in jeder Investorenpräsentation, direkt nebeneinander, und fast niemand fragt, warum sie auseinanderfallen.

Der Keil: wohin die zwei Prozentpunkte verschwinden

Wenn die Anlagenbasis um neun Prozent wächst und die zugestandene Rendite konstant bleibt, müsste der Gewinn ebenfalls um neun Prozent wachsen. Dass er es nicht tut, hat drei benennbare Ursachen.

Erstens die Eigenkapitalverwässerung. Die Regulierung erkennt nur eine bestimmte Eigenkapitalquote an — in den USA typischerweise etwa 50 Prozent. Bei der Genehmigung für Northern Illinois Gas und AEE-Illinois im November 2025 waren es 9,6 Prozent Rendite bei genau 50 Prozent Eigenkapitalquote; bei PG&E 50,50 Prozent, bei Southern California Edison 50,00 Prozent. Wer seine Anlagenbasis um 100 Dollar ausweiten will, muss also rund 50 Dollar frisches Eigenkapital beschaffen. Ein Versorger, der 60 bis 75 Prozent seines Gewinns als Dividende ausschüttet, kann das nicht aus dem einbehaltenen Gewinn finanzieren. Er begibt Aktien. Duke rechnet für den Zeitraum 2027 bis 2030 mit rund 10 Milliarden Dollar an Eigenkapitalemissionen. Der Gewinn wächst dann zwar absolut, aber er verteilt sich auf mehr Aktien.

Zweitens die Fremdkapitalkosten. Die andere Hälfte der Investition wird über Anleihen finanziert. Der Fremdkapitalzins in der Tarifkalkulation ist jedoch meist ein historischer Mischzins des bestehenden Schuldenportfolios. Wer heute zu deutlich höheren Kupons refinanziert als in den 2010er Jahren, zahlt real mehr, als ihm regulatorisch angerechnet wird — bis zur nächsten Kostenprüfung.

Drittens der regulatorische Nachlauf. Das ist der unterschätzteste Posten. Zwischen der Inbetriebnahme einer Anlage und dem Zeitpunkt, ab dem sie in einem genehmigten Tarif verzinst wird, liegen je nach Bundesstaat und Verfahren Monate bis Jahre. In dieser Zeit steht das Kapital in der Bilanz, aber nicht im Tarif.

Die zugestandene Rendite ist eine Obergrenze, kein Versprechen

Hier liegt der Denkfehler, den fast jedes Sektor-Research reproduziert: Die genehmigte Eigenkapitalrendite wird behandelt, als sei sie die tatsächlich erzielte. Sie ist es nicht.

Die Auswertungen von Regulatory Research Associates, dem Regulierungsdienst innerhalb von S&P Global, zeigen die Bewegung sehr deutlich. Im Jahr 2018 lag die tatsächlich erwirtschaftete Eigenkapitalrendite der US-Elektrizitätsversorger im Schnitt 105 Basispunkte über der genehmigten. 2023 lag sie 84 Basispunkte darunter. Das ist ein Schwenk von rund 190 Basispunkten innerhalb von fünf Jahren — bei einer Kennzahl, die im Bereich von neun bis zehn Prozent angesiedelt ist. Relativ betrachtet hat sich die reale Rendite auf das eingesetzte Eigenkapital in diesem Zeitraum um etwa ein Fünftel verschoben, ohne dass sich an der genehmigten Zahl viel geändert hätte.

Der Grund ist derselbe wie beim Keil: Inflation, gestiegene Zinsen und ein Investitionstempo, das schneller läuft als die Genehmigungsverfahren. Genau deshalb hat die Zahl der Tarifverfahren in den vergangenen Jahren stark zugenommen, und genau deshalb begründen Versorger ihre Anträge in den Anhörungen regelmäßig mit dem Unterschreiten der genehmigten Rendite.

Für den Anleger heißt das: Die genehmigte Rendite ist die Decke des Raums, nicht der Boden. In Phasen steigender Baukosten und langsamer Verfahren wird der Abstand zur Decke größer, nicht kleiner. Wer eine Bewertung auf der genehmigten Zahl aufbaut, rechnet systematisch zu optimistisch.

Deutschland rechnet dieselbe Leitung anders — und deutlich niedriger

Der interessanteste Teil der Geschichte beginnt dort, wo dieselbe physische Anlage in einer anderen Rechtsordnung steht. Für die vierte Regulierungsperiode — Strom 2024 bis 2028, Gas 2023 bis 2027 — hat die Bundesnetzagentur mit Festlegung vom 20. Oktober 2021 zwei Eigenkapitalzinssätze bestimmt: 5,07 Prozent vor Steuern für Neuanlagen und 3,51 Prozent vor Steuern für Altanlagen. In der dritten Regulierungsperiode waren es noch 6,91 Prozent beziehungsweise 5,12 Prozent.

Man muss sich das nebeneinander ansehen, um die Größenordnung zu erfassen:

Parameter	USA (typische Tarifentscheidung)	Deutschland (4. Regulierungsperiode)
Zugestandene Eigenkapitalrendite	rund 9,5–9,7 %	5,07 % (Neuanlagen) / 3,51 % (Altanlagen), vor Steuern
Anerkannte Eigenkapitalquote	rund 50 %	40 % (darüber hinausgehendes Eigenkapital nur zum niedrigeren Satz)
Dauer der Festlegung	bis zum nächsten Tarifverfahren, oft 2–4 Jahre	fünf Jahre, hier 2024–2028
Anpassung zwischendurch	Formeltarife, Zuschläge für Anlagen im Bau	Kapitalkostenaufschlag mit variablem Basiszins

Die zweite Zeile ist mindestens so wichtig wie die erste und wird fast nie erwähnt. Nach § 7 der Stromnetzentgeltverordnung wird betriebsnotwendiges Eigenkapital nur bis zu einem Anteil von 40 Prozent des betriebsnotwendigen Vermögens mit dem Eigenkapitalzinssatz verzinst. Der darüber hinausgehende Teil bekommt lediglich den deutlich niedrigeren Fremdkapitalsatz — den sogenannten Eigenkapitalzinssatz II. Ein deutscher Netzbetreiber, der sich konservativ finanziert, wird für seine Vorsicht regulatorisch bestraft.

Multipliziert man beide Effekte, ergibt sich auf identisches Anlagevermögen eine anerkannte Eigenkapitalverzinsung, die in Deutschland grob bei einem Viertel bis einem Drittel des US-Werts liegt. Dieselbe Leitung, dieselbe Nachfrage, dieselbe Physik — ein völlig anderes Ergebnis in der Gewinn- und Verlustrechnung. Das ist keine Marktineffizienz, sondern eine politische Entscheidung, die alle fünf Jahre neu getroffen wird.

Wie umstritten sie ist, zeigt der Rechtsweg. Das Oberlandesgericht Düsseldorf erklärte die Festlegung mit Beschluss vom 30. August 2023 für rechtswidrig und verpflichtete die Bundesnetzagentur zur Neufestlegung; beanstandet wurde unter anderem, dass die Marktrisikoprämie nicht ausreichend plausibilisiert worden sei. Der Bundesgerichtshof hob diese Entscheidung im Dezember 2024 auf und bestätigte die Behörde: Ihr stehe bei der Wahl der Ermittlungsmethode ein Spielraum zu, den ein Gericht nicht durch eigene Methodenwahl ersetzen dürfe. Der Branchenverband BDEW nannte das Urteil öffentlich nicht nachvollziehbar. Im Oktober 2025 befasste sich das Oberlandesgericht Düsseldorf erneut mit der Eigenkapitalverzinsung. Das Verfahren um die Frage, was ein Netz verdienen darf, ist damit auch nach fünf Jahren nicht abgeschlossen.

Das ehrliche Gegenargument: der Kapitalkostenaufschlag

Wer die 5,07 Prozent isoliert zitiert, macht es sich zu leicht — und genau deshalb gehört das Gegenargument in diese Analyse. Für Investitionen, die zwischen zwei Kostenprüfungen getätigt werden, existiert in Deutschland der Kapitalkostenaufschlag. Mit Festlegung vom Januar 2024 hat die Bundesnetzagentur dessen Verzinsung neu geordnet: Sie besteht aus einem jährlich variablen Basiszins, abgeleitet aus der Umlaufsrendite, zuzüglich eines konstanten Wagniszuschlags von drei Prozent.

Konkret ergab das für 2023 einen Satz von rund 7,23 Prozent ohne beziehungsweise 8,25 Prozent mit Gewerbesteuer; im Anschluss lag der Wert bei 6,74 Prozent ohne und 7,69 Prozent mit Gewerbesteuer. Die Verzinsung erfolgt dabei über einen Mischzinssatz mit einer pauschalen Eigenkapitalquote von 40 Prozent und einer Fremdkapitalquote von 60 Prozent.

Damit relativiert sich das Bild erheblich: Die Grenzrendite auf neu investiertes Kapital liegt in Deutschland deutlich näher am US-Niveau als die 5,07 Prozent suggerieren. Was strukturell niedrig verzinst bleibt, ist der Bestand — jene 3,51 Prozent auf Altanlagen. Für einen Investor ist das eine wichtige Unterscheidung: Der bestehende deutsche Netzbestand ist ein niedrig verzinstes, anleiheähnliches Asset. Das Wachstum ist es nicht. Ein Unternehmen wie E.ON, das seine regulierte Anlagenbasis von rund 48 Milliarden Euro Ende 2025 mit weiteren 48 Milliarden Euro Investitionen bis 2030 und einem angestrebten Wachstum von etwa neun Prozent pro Jahr praktisch verdoppeln will, verschiebt seinen Mix damit systematisch Richtung besser verzinstes Neuvermögen. Rund 40 der 48 Milliarden Euro sollen in Netze fließen, etwa drei Viertel davon nach Deutschland.

Die Kehrseite steht in derselben Präsentation. Für 2026 erwartet der Konzern ein bereinigtes EBITDA von 9,4 bis 9,6 Milliarden Euro und einen bereinigten Konzerngewinn von 2,7 bis 2,9 Milliarden Euro — bei einer Dividendenpolitik, die bis 2028 jährliche Anhebungen von bis zu fünf Prozent vorsieht. Neun Prozent Anlagenwachstum, bis zu fünf Prozent Dividendenwachstum. Der Keil ist hier größer als bei Duke, nicht kleiner.

Das Risiko, das in keiner Investorenpräsentation steht

Eine Übertragungsleitung wird über 40 Jahre und mehr abgeschrieben. Ein Mietvertrag für ein Rechenzentrum läuft über 10 bis 15 Jahre. Ein KI-Trainingscluster ist technologisch in drei bis fünf Jahren veraltet. Diese drei Zeithorizonte passen nicht zusammen, und die Differenz landet am Ende bei jemandem.

Die Regulierer haben das erkannt. Der wohl folgenreichste Präzedenzfall ist der Rechenzentrumstarif von AEP Ohio, den die Public Utilities Commission of Ohio am 9. Juli 2025 mit kleinen Anpassungen angenommen hat und der am 23. Juli 2025 in Kraft trat. Seine Kernbestandteile:

Bestandteil	Regelung
Mindestabnahme	mindestens 85 % der kontrahierten Leistung, auch bei geringerem Verbrauch
Hochlauffenster	vier Jahre, mit über die Zeit steigendem Mindestprozentsatz
Ausstiegsgebühr	nach einer definierten Anfangsphase drei Jahresmindestentgelte
Anwendungsschwelle	neue oder erweiterte Projekte über 25 MW, mobile Rechenzentren über 1 MW
Antragsgebühr	10.000 bis 100.000 $ je nach Leistung

Bemerkenswert ist weniger der Inhalt als das Ergebnis des Verfahrens: Die Kommission wies die Einwände großer Technologiekonzerne und Industrieverbraucher zurück und stellte fest, dass die Infrastrukturkosten von denen zu tragen sind, die sie verursachen, und nicht auf die übrigen Tarifkunden verschoben werden dürfen. Getragen wurde die Einigung unter anderem von der Kommissionsverwaltung, dem Verbraucheranwalt des Bundesstaats und mehreren Industrieverbänden.

Was das für den Aktionär bedeutet, ist zweischneidig. Kurzfristig ist eine Mindestabnahme von 85 Prozent über eine lange Laufzeit die beste Vertragsqualität, die dieser Sektor je gesehen hat — praktisch ein besicherter Erlösstrom. Langfristig verlagert dieselbe Klausel das Risiko nicht weg, sondern nur den Ort, an dem es auftaucht: Wenn ein Betreiber in acht Jahren nicht mehr zahlungsfähig ist oder die Ausstiegsgebühr schlicht bezahlt und geht, bleibt die Leitung 30 weitere Jahre in der Anlagenbasis stehen. Dann entscheidet wieder eine Behörde, ob diese Anlage noch „nützlich und notwendig“ ist. Wird sie es nicht, spricht man von einer verlorenen Investition — und die trifft in der Regel den Eigenkapitalgeber.

Anleger sollten daher in den Quartalsberichten weniger auf die Gigawatt-Pipeline schauen als auf deren Reifegrad. Southern Company etwa weist über 17 Gigawatt an Großkundenverträgen aus, darunter eine Vereinbarung über 3,2 Gigawatt mit einer Laufzeit von 25 Jahren, dazu rund 8 Gigawatt in fortgeschrittener Entwicklung und eine Pipeline von über 75 Gigawatt. Duke Energy nennt 7,8 Gigawatt an unterzeichneten Stromlieferverträgen und eine Projektpipeline von 15,4 Gigawatt. Die unterzeichnete Zahl ist die belastbare; die Pipeline ist eine Absichtserklärung.

Was das für die Bewertung heißt

Aus der Eingangsformel folgt eine Bewertungsregel, die für regulierte Versorger sauberer funktioniert als jedes Kurs-Gewinn-Verhältnis. Wenn ein Unternehmen dauerhaft eine Eigenkapitalrendite r auf sein Buchvermögen erwirtschaftet, mit der Rate g wächst und die Anleger eine Rendite k verlangen, dann gilt näherungsweise:

Kurs-Buchwert-Verhältnis ≈ (r − g) / (k − g)

Die Konsequenz ist unbequem: Ein Versorger ist genau dann mehr wert als sein Buchwert, wenn die zugestandene Rendite über den Kapitalkosten seiner Aktionäre liegt. Liegt sie darunter, vernichtet jede zusätzliche Investition Wert — auch wenn sie den Gewinn in absoluten Zahlen erhöht. Wachstum ist in diesem Sektor nicht per se gut.

Fall	Rendite auf Buchwert	Wachstum	Geforderte Rendite	Rechnerisches KBV
US-Versorger, Rendite voll erreicht	9,6 %	5,0 %	7,5 %	1,84
US-Versorger, 84 Basispunkte darunter	8,8 %	5,0 %	7,5 %	1,52
Deutscher Netzbestand (Altanlagen)	3,5 %	1,0 %	6,5 %	0,45
Deutsches Netzneugeschäft (Kapitalkostenaufschlag)	7,7 %	9,0 %	6,5 %	wertsteigernd, Formel nicht anwendbar

Die Tabelle ist eine Vereinfachung — sie unterstellt konstante Größen und ignoriert Steuern, nicht regulierte Geschäftsteile und Bilanzeffekte. Sie erklärt aber in einer Zeile, was viele Anleger als Rätsel empfinden: warum US-Versorger seit Jahren mit einem deutlichen Aufschlag auf ihr Buchvermögen gehandelt werden, während der reine europäische Netzbestand nahe am Buchwert bewertet wird. Die Differenz ist keine Stimmung. Sie ist eine Zahl in einem Behördenbeschluss.

In der letzten Zeile zeigt sich zugleich die Grenze des Modells: Wenn das Wachstum über der geforderten Rendite liegt, wird der Nenner negativ und die Formel bricht zusammen. Das ist mathematisch trivial, inhaltlich aber der Kern der europäischen Netzgeschichte — eine Phase außergewöhnlich hohen Investitionswachstums ist per Definition nicht dauerhaft, und die Bewertung darf sie nicht in die Ewigkeit fortschreiben.

Drei Szenarien bis 2030

Szenario	Auslöser	Wirkung auf den Gewinn	Woran man es früh erkennt
Basisfall	Investitionspläne werden umgesetzt, Renditen bleiben stabil	Gewinnwachstum 1–2 Punkte unter dem Anlagenwachstum	Eigenkapitalemissionen im Rahmen der Ankündigung, keine Kürzungen in Tarifverfahren
Politischer Gegendruck	Netzentgelte steigen schneller als Löhne, Wahlkampfthema	Kürzung der zugestandenen Rendite, Verlagerung der Kosten auf Großkunden	Gesetzesinitiativen zur Renditebegrenzung, Verbraucheranwälte als Antragsteller
Nachfrage bricht weg	KI-Investitionszyklus dreht, Rechenzentrumsprojekte werden storniert	Streit um verlorene Investitionen, Abschreibungen auf die Anlagenbasis	Pipeline schrumpft schneller als die unterzeichneten Verträge wachsen

Das mittlere Szenario ist das unterschätzte. Die zugestandene Rendite ist kein Naturgesetz, sondern ein Verwaltungsakt, und sie wird in einem politischen Umfeld gesetzt, in dem die Stromrechnung der Haushalte gerade sehr sichtbar steigt. Der deutsche Fall zeigt die Richtung, in die sich das entwickeln kann: von 6,91 Prozent in der dritten auf 5,07 Prozent in der vierten Regulierungsperiode, und das bei einem gleichzeitig historisch hohen Investitionsbedarf. Die fünfte Regulierungsperiode beginnt für Gasnetzbetreiber 2028 und für Stromnetzbetreiber 2029; die Bundesnetzagentur hat den Diskussionsprozess dazu bereits im Januar 2024 mit einem Eckpunktepapier eröffnet, das unter anderem einen pauschalen WACC-Ansatz vorsieht. Für jeden, der einen europäischen Netzbetreiber hält, ist diese Festlegung das wichtigste einzelne Ereignis der kommenden Jahre — wichtiger als jedes Quartalsergebnis.

Was ein Anleger konkret prüfen sollte

Aus alldem lässt sich eine kurze, aber sehr trennscharfe Prüfliste ableiten. Erstens: Vergleichen Sie in der Investorenpräsentation das angekündigte Wachstum der Anlagenbasis mit dem angekündigten Gewinnwachstum je Aktie. Die Differenz ist der Preis, den Sie für das Wachstum zahlen. Zweitens: Suchen Sie in den Quartalsunterlagen die tatsächlich erzielte Eigenkapitalrendite und stellen Sie sie der genehmigten gegenüber. Liegt sie mehrere Quartale in Folge deutlich darunter, ist entweder das Regulierungsumfeld schwierig oder das Management schlecht im Kostenmanagement — beides schlägt direkt auf die Bewertung durch. Drittens: Prüfen Sie das Verhältnis von unterzeichneten Großkundenverträgen zur genannten Pipeline. Viertens: Achten Sie auf angekündigte Eigenkapitalemissionen; sie stehen meist im Finanzierungsplan und selten in der Schlagzeile.

Für Anleger im deutschsprachigen Raum kommen zwei praktische Punkte hinzu. Zum einen die Steuer: Dividenden von US-Versorgern unterliegen einer US-Quellensteuer von 15 Prozent, die bei korrekt hinterlegtem Formular W-8BEN über den Broker auf die deutsche Abgeltungsteuer von 25 Prozent zuzüglich Solidaritätszuschlag anrechenbar ist; in Österreich gilt der KESt-Satz von 27,5 Prozent mit entsprechender Anrechnung. Bei einer Anlageklasse, deren Gesamtrendite zu einem großen Teil aus Ausschüttungen besteht, ist der Sparerpauschbetrag von 1.000 Euro schnell ausgeschöpft — der Steuerstundungseffekt eines thesaurierenden Fonds fällt hier stärker ins Gewicht als bei Wachstumswerten.

Zum anderen die Währung. Wer als Euro-Anleger US-Versorger hält, kauft ein Dollar-Zinsprodukt mit Aktienmantel. Der Wechselkurs kann die Renditedifferenz zwischen einem amerikanischen und einem europäischen Netzbetreiber über mehrere Jahre vollständig aufzehren oder verdoppeln. Das ist kein Argument gegen die Anlage, aber ein Argument dafür, sie nicht als „defensiv“ zu verbuchen, nur weil das Geschäftsmodell es ist.

Was bleibt

Der KI-Boom ist für die Versorgerbranche real, und er ist groß. 1,4 Billionen Dollar geplanter Investitionen in fünf Jahren, 55 Gigawatt bereits angeschlossene Großlast, Verträge über 25 Jahre — das sind keine Fantasiezahlen, das sind Beschlüsse. Nur übersetzt sich diese Welle nicht eins zu eins in Aktionärsrendite, und der Grund dafür steht nicht im Geschäftsbericht, sondern in einer Verordnung.

Die entscheidende Frage bei einem regulierten Versorger lautet nie „wie viel Strom wird verkauft“, sondern immer: Wie viel Kapital darf in die Anlagenbasis, zu welchem Satz wird es verzinst, wie viel davon muss durch neue Aktien finanziert werden, und wie lange dauert es, bis der Tarif die Realität einholt. Wer diese vier Zahlen nebeneinanderlegt, sieht bei Duke Energy sieben bis neun Prozent Anlagenwachstum und fünf bis sieben Prozent Gewinnwachstum, bei Southern Company neun gegen sieben bis acht, bei E.ON neun gegen bis zu fünf. Die Lücke ist überall dieselbe Größenordnung, weil überall dieselbe Mechanik wirkt.

Das macht Versorger nicht zu schlechten Anlagen. Es macht sie zu Anlagen, deren Rendite man aus vier Parametern ausrechnen kann, statt sie aus einer Erzählung abzuleiten. Und es verschiebt den Blick von der Frage, wie schnell die Rechenzentren wachsen, zu der Frage, wer am Ende festlegt, was das Kupfer im Boden verdienen darf. Diese Person sitzt nicht an der Börse.