Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG): 5 FORCES-Analyse [Aktualisierung Nov. 2025]

Sie beschäftigen sich mit der Wettbewerbslandschaft der Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) und ehrlich gesagt ist der Versuch, ein reguliertes Versorgungsunternehmen einem standardisierten Wettbewerbsrahmen zuzuordnen, auf jeden Fall schwierig, aber für jede ernsthafte Bewertung unerlässlich. Ab Ende 2025 sehen wir dieses faszinierende Tauziehen: Auf der einen Seite das vorhersehbare, zinsbasierte Wachstum, das eine nicht GAAP-konforme operative Gewinnprognose von 4,00 bis 4,06 US-Dollar pro Aktie unterstützt, auf der anderen Seite aber der reale Druck durch die volatile Erdgasversorgung und die wachsende Gefahr, dass dezentrale Solarenergie die Verkaufsmengen schmälert. Wir müssen über den Monopolstatus der Drähte und Rohre hinausblicken, um zu erkennen, wo der eigentliche Kampf stattfindet – von den Großhandelsstrommärkten bis zu den Regulierungsanhörungen mit der NJBPU. Im Folgenden werde ich die fünf Kräfte aufschlüsseln, um Ihnen einen klaren Überblick über den Einfluss zu geben, den jeder von Ihnen hat, von Ihren größten Rechenzentrumskunden, die über 9.400 Megawatt nachfragen, bis hin zu den spezialisierten Ausrüstungslieferanten.

Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) – Porters fünf Kräfte: Verhandlungsmacht der Lieferanten

Sie bewerten die Angebotsseite für Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) und ehrlich gesagt handelt es sich um eine Mischung aus spezialisierten Abhängigkeiten und einem enormen Beschaffungsumfang.

Anbieter von Kernbrennstoffen und Spezialausrüstung haben definitiv einen gewissen Einfluss. Public Service Enterprise Group Incorporated besitzt eine unabhängige Flotte von 3.758 MW kohlenstofffreien Grundlast-Kernkraftwerken in New Jersey und Pennsylvania. Für diese Vermögenswerte ist der Wechsel des Kraftstofflieferanten oder eines spezialisierten Wartungsanbieters kein schneller Wechsel; Die hohen Kapitalinvestitionen und regulatorischen Hürden führen zu erheblichen Umstellungskosten, was den etablierten Anbietern eine moderate Hebelwirkung verschafft.

Dann haben Sie die Erdgasexposition. Die Abhängigkeit von PSEG Power von den Rohstoffmärkten bedeutet, dass das Unternehmen das Preisrisiko ständig im Griff hat. Sie haben beispielsweise gesehen, wie ein Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage bei der Stromerzeugung in Verbindung mit den Kapazitätsmarktergebnissen von PJM direkt dazu geführt hat, dass die Sommerstromrechnungen im vergangenen Sommer um fast 20 % gestiegen sind, was gezeigt hat, wie schnell Schwankungen auf dem Großhandelsmarkt das Endergebnis beeinflusst haben. Als Hauptrisiko nennt das Unternehmen ausdrücklich „Schwankungen oder das Ausfallrisiko Dritter auf den Großhandelsmärkten für Strom und Erdgas“.

Wo Public Service Enterprise Group Incorporated zurückschlägt, ist die schiere Kaufkraft auf der Infrastrukturseite. Die für 2025 geplanten regulierten Investitionsausgaben des Unternehmens in Höhe von 3,8 Milliarden US-Dollar sind eine große Verpflichtung und Teil eines größeren Fünfjahresprogramms in Höhe von 22,5 bis 26 Milliarden US-Dollar. Diese Größenordnung verschafft Ihnen einen erheblichen Einfluss bei Verhandlungen über Infrastrukturdienstleistungen, Materialien und Bauverträge.

Hier ist ein kurzer Blick auf diesen Beschaffungsumfang:

Das Arbeitskräfteangebot ist ein weiterer Bereich, in dem sich die Hebelwirkung verschiebt. Der Bedarf an Fachkenntnissen im Versorgungsbetrieb stellt auf jeden Fall die Arbeitskosten in den Mittelpunkt. Public Service Enterprise Group Incorporated erkennt Risiken wie „Störungen oder Kostensteigerungen in unserer Lieferkette, einschließlich Arbeitskräftemangel“ und das „Versäumnis, qualifizierte Arbeitskräfte anzuziehen und zu halten“. Darüber hinaus bestimmen spezifische Gewerkschaftsvereinbarungen, beispielsweise solche, die an gemeinnützige Vereinbarungen für Projekte gebunden sind, die Bedingungen für die Ausbildung und Beschäftigung in Handwerksberufen.

Diese spezifischen Lieferantenabhängigkeiten sollten Sie im Auge behalten:

• Angemessenheit der Kernbrennstoffversorgung.
• Verfügbarkeit qualifizierter Arbeitskräfte für Übertragungs- und Nuklearbetriebe.
• Vertragsverlängerung für PSEG Long Island-Managementdienste, die noch läuft 2025.
• Stabilität des Erdgasgroßhandelsmarktes.

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Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) – Porters fünf Kräfte: Verhandlungsmacht der Kunden

Sie schauen sich die Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) an und müssen abschätzen, wie viel Kontrolle ihre Kunden über Preise und Servicebedingungen haben. Ehrlich gesagt ist es eine gemischte Mischung, klar gespalten zwischen den Massen und den Giganten.

Privatkunden und kleine Gewerbekunden haben nur eine geringe individuelle Macht, aber das New Jersey Board of Public Utilities (NJBPU) fungiert als mächtiger Tarifverhandlungspartner. Beispielsweise betrug die durchschnittliche monatliche Rechnungserhöhung für einen typischen PSE&G-Haushaltszahler, der vom Basic Generation Service (BGS) versorgt wird, ab dem 1. Juni 2025 schätzungsweise 17,24 %. Bei demselben Kunden, der jährlich 6.700 kWh verbraucht, stieg die Rechnung von 155,84 $ auf 182,71 $. Die NJBPU zertifiziert die Ergebnisse der jährlichen BGS-Auktion, die die Versorgungskosten für diese Kunden festlegt.

Großlastkunden wie Rechenzentren haben eine deutlich höhere Hebelwirkung. Zum 30. Juni 2025 umfasste die Pipeline an Anfragen für neue Serviceanschlüsse dieser Großkunden insgesamt über 9.400 Megawatt (MW). Dies ist ein enormer Sprung gegenüber den Ende März 2025 beantragten 6.400 MW. Um den regionalen Druck ins rechte Licht zu rücken, prognostiziert der Netzbetreiber PJM zwischen 2024 und 2030 einen Spitzenlastanstieg von insgesamt 32 Gigawatt (GW), wobei 30 GW davon allein aus Rechenzentren stammen.

Hier ist ein kurzer Blick auf das Ausmaß dieses Kundeninteresses an Großlasten im Vergleich zur bestehenden Stromerzeugungsflotte der Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG):

Die Festlegung der Tarife wird eindeutig durch behördliche Verfahren bestimmt, was die einseitige Preissetzungsmacht des Unternehmens einschränkt. Beispielsweise trat der Vergleich, mit dem der erste Fall der Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) zum ersten Basiszinssatz für die Strom- und Gasverteilung seit sechs Jahren abgeschlossen wurde, am 15. Oktober 2024 in Kraft. Die NJBPU wies die Versorgungsunternehmen an, bis zum 7. Mai 2025 Petitionen einzureichen, in denen sie Vorschläge zur Abmilderung der Auswirkungen auf die Gesetzesentwürfe im Zusammenhang mit den Ergebnissen der PJM Base Residual Auction vom Juli 2024, die am 12. Februar 2025 bestätigt wurden, detailliert darlegten.

Dennoch können Kunden auf dem wettbewerbsintensiven Energiemarkt von New Jersey den Stromerzeugungsanbieter wechseln, obwohl die Verteilung weiterhin ein Monopol bleibt. Die BGS-Auktion deckt die Stromkosten für Kunden ab, die nicht zu einem Drittanbieter wechseln. Die EDCs, einschließlich PSE&G, erzielen keinen Gewinn aus den in diesen Auktionen gesicherten Versorgungskosten; Diese Kosten gehen direkt auf die Tarifzahler über.

Sie sollten die folgenden Regulierungs- und Marktdynamiken beachten, die sich auf die Kundenmacht auswirken:

• Die durchschnittliche technische Antwortzeit für Anfragen zu großen Lasten beträgt ca vier Monate.
• Die BGS-Auktion ermittelt die Bereitstellungskosten für a Zeitraum von 12 Monaten ab 1. Juni 2025.
• Der regulierte Kapitalanlageplan für 2025 ist auf festgelegt 3,8 Milliarden US-Dollar.
• Das Conservation Incentive Program (CIP) trägt dazu bei, die Margenvolatilität aufgrund von Umsatzschwankungen zu minimieren.
• Die NJBPU verlangte von den Versorgungsunternehmen, für die Rechnungen im Sommer 2025 Abhilfemaßnahmen vorzuschlagen, wie etwa eine Temporary Supply Offset Clause (TSOC).

Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) – Porters fünf Kräfte: Wettbewerbsrivalität

Wenn Sie sich die Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) ansehen, sehen Sie zwei unterschiedliche Wettbewerbsarenen, und die Rivalitätsdynamik ändert sich völlig zwischen ihnen. Ehrlich gesagt ist diese Doppelstruktur der Schlüssel zum Verständnis ihrer Stabilität und Wachstumsaussichten.

PSE&G (Regulated Utility): Die Rivalität ist äußerst gering

Für das Kernversorgungsunternehmen PSE&G, das in New Jersey tätig ist, gibt es praktisch keine Konkurrenzkonkurrenz. Dies ist das klassische natürliche Monopol-Setup. Sie besitzen die Franchise zur Versorgung von rund 2,4 Millionen Stromkunden und 1,9 Millionen Erdgaskunden in ihrem Gebiet. Da die Eintrittsbarrieren unüberwindbar sind – man kann nicht einfach ein paralleles Stromnetz aufbauen – liegt der Fokus nicht darauf, einem Konkurrenten Marktanteile zu stehlen. Stattdessen verlagert sich die Rivalität vollständig auf die regulatorische und betriebliche Leistung. Beim Wettbewerb geht es hier darum, dem New Jersey Board of Public Utilities (BPU) Zuverlässigkeit und Effizienz zu demonstrieren, um zeitnahe Tarifgenehmigungen zu erhalten und die zulässige Eigenkapitalrendite (ROE) zu erzielen, die in einem aktuellen Vergleich bei 9,6 % lag.

PSEG Power (Generation): Intensive Rivalität auf dem Großhandelsmarkt

Für PSEG Power, das im Bereich der Stromerzeugung durch Händler tätig ist, vor allem im PJM Interconnection-Großhandelsmarkt, wendet sich die Geschichte. Hier ist die Rivalität intensiv. PSEG Power konkurriert direkt mit großen, anspruchsvollen Spielern. Exelon treibt beispielsweise aktiv die Gesetzgebungsbemühungen in PJM-Staaten wie New Jersey voran und argumentiert, dass der Wettbewerbsmarkt nicht mit der Nachfrage Schritt halten könne. Darüber hinaus zeigt die Marktstruktur selbst Stress; Der PJM Independent Market Monitor stellte fest, dass der Energiemarkt zwar in den ersten neun Monaten des Jahres 2025 wettbewerbsfähige Ergebnisse zeigte, die Kapazitätsmarktauktionen für die Lieferjahre 2025/2026 und 2026/2027 jedoch ausdrücklich nicht wettbewerbsfähig waren. Dies deutet auf erheblichen Preisdruck und Unsicherheit auf der Händlerseite hin.

Hier ein kurzer Überblick darüber, wie sich die Wettbewerbsintensität in den Hauptsegmenten unterscheidet:

Der Wandel zum investitionsgetriebenen Wettbewerb

Angesichts der geringen Rivalität im regulierten Bereich und der hohen Rivalität im Handelsbereich hat die Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) ihren Fokus strategisch verlagert. Beim Wettbewerb geht es jetzt weniger darum, einen direkten Rivalen im Energieversorger auszumanövrieren, als vielmehr darum, einen massiven Kapitalplan besser umzusetzen als Konkurrenten, die ähnliche Pläne umsetzen. Dies ist auf die Notwendigkeit zurückzuführen, das Netz zu modernisieren und staatliche Vorgaben zu erfüllen. Das Unternehmen hat einen umfangreichen regulierten Kapitalinvestitionsplan in Höhe von 21 bis 24 Milliarden US-Dollar für den Zeitraum 2025 bis 2029 skizziert.

Dieser Investitionsschwerpunkt bestimmt den kurzfristigen Aktionsplan:

• Modernisierung der Infrastruktur und Lastwachstum finanzieren.
• Investieren Sie etwa 2,9 Milliarden US-Dollar in das Programm „Clean Energy Future – Energy Efficiency II“.
• Behalten Sie operative Exzellenz bei, um das Wachstum der Tarifbasis zu rechtfertigen.
• Nutzen Sie die 3.758 MW CO2-freie Kernkraftwerksflotte für stabile Einnahmequellen.

Der Erfolg dieser Strategie spiegelt sich im Finanzausblick wider. Das Unternehmen hat seine Prognose für den Non-GAAP-Betriebsgewinn für das Gesamtjahr 2025 auf die obere Hälfte der Spanne gesenkt, nämlich 4,00 bis 4,06 US-Dollar pro Aktie. Diese Stabilität, unterstützt durch das regulierte Segment, untermauert den langfristigen Ausblick, der die durchschnittliche jährliche Wachstumsrate (CAGR) der Non-GAAP-Betriebserträge (Non-GAAP Operating Earnings Compound Annual Growth Rate, CAGR) von 5 % bis 7 % bis 2029 verlängert. Fairerweise muss man sagen, dass die Non-GAAP-Betriebsgewinne der Handelsseite PSEG Power & Other im dritten Quartal 2025 von 69 Millionen US-Dollar im Jahresvergleich auf 50 Millionen US-Dollar zurückgingen, was zeigt, wo der Wettbewerbsdruck am stärksten zu spüren ist.

Die Investition des Energieversorgers im dritten Quartal 2025 in Höhe von etwa 1 Milliarde US-Dollar in regulierte Kapitalausgaben zeigt, dass dieser Fokus in die Tat umgesetzt wird, als Teil der geplanten 3,8 Milliarden US-Dollar für das Gesamtjahr. Sie sehen, in diesem Umfeld ist die beste Verteidigung gegen die Marktkräfte eine gut finanzierte, regulierte Straftat.

Finanzen: Überprüfen Sie bis nächsten Dienstag die Investitionsprognose für das vierte Quartal 2025 im Vergleich zum Ziel von 21 bis 24 Milliarden US-Dollar.

Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) – Porters fünf Kräfte: Bedrohung durch Ersatz

Sie bewerten die Wettbewerbslandschaft für Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) und die Gefahr der Substitution – Kunden entscheiden sich für Alternativen zum Stromkauf direkt beim Energieversorger – ist definitiv ein wesentlicher Faktor, auch wenn die unmittelbaren Auswirkungen auf das Verkaufsvolumen noch nicht vollständig quantifiziert sind. Die dezentrale Energieerzeugung, wie z. B. Solaranlagen auf Dächern in Kombination mit Batteriespeichern, stellt eine greifbare, wachsende Alternative für Kunden dar, die ihre Abhängigkeit vom Stromnetz verringern möchten. Wir haben zwar nicht den genauen prozentualen Umsatzrückgang, der Ende 2025 darauf zurückzuführen ist, aber der Trend ist klar: Je mehr Kunden ihre eigene Stromerzeugung installieren, desto weniger Energie kaufen sie von Public Service Electric and Gas Co. (PSE&G).

Dennoch entsteht der größte und quantifizierbare Druck auf die Energienachfrage durch vorgeschriebene Energiesparbemühungen, in die die Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) aktiv investiert und die sie verwaltet. Diese Programme ersetzen direkt den Bedarf an neuer Erzeugungskapazität, indem sie einfach den Gesamtverbrauch senken. Beispielsweise handelt es sich beim Clean Energy Future – Energy Efficiency II Program (CEF-EE II) um eine bedeutende finanzielle Verpflichtung, die für Ausgaben in Höhe von bis zu 2,9 Milliarden US-Dollar über einen Zeitraum von sechs Jahren, von Januar 2025 bis Juni 2027, genehmigt wurde. Dies steht dem Umsatzwachstum direkt entgegen.

Wir können das Ausmaß dieser nachfrageseitigen Managementbemühungen anhand des Kundenstamms abschätzen, den sie beeinflussen sollen. Hier ist ein kurzer Blick auf die Zahlen, die diesen Substitutionseffekt auslösen:

Darüber hinaus dienen Demand-Response-Programme als vorübergehender Ersatz für den Bau neuer Anlagen zur Spitzenstromerzeugung. Diese Programme bieten großen Gewerbe- und Industriekunden einen Anreiz, ihren Stromverbrauch während der prognostizierten Spitzenlastzeiten, die häufig an sehr heißen Sommertagen auftreten, einzuschränken. Das System Peak Relief Program auf Long Island bietet beispielsweise finanzielle Anreize für die Verpflichtung zu kurzfristigen Lastreduzierungen. Während die genaue Lastreduzierung, die in allen Programmen im Jahr 2025 erreicht wurde, nicht explizit angegeben wird, umfasst das CEF-EE II-Programm ausdrücklich neue Komponenten, die auf die Reaktion auf die Nachfrage abzielen, was zeigt, dass hier ein kontinuierlicher Fokus auf die Bewältigung der Spitzenlast ohne neues Angebot gelegt wird.

Fairerweise muss man sagen, dass die unmittelbare und weit verbreitete Gefahr, dass Kunden das Netz komplett verlassen, begrenzt ist. Die Komplexität und der hohe Kapitalaufwand, die für die meisten Kunden erforderlich sind, um vollständig vom Netz zu gehen, stellen eine erhebliche Eintrittsbarriere für diesen ultimativen Ersatz dar. Der regulierte Energieversorger der Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG), PSE&G, versorgt in seinem Versorgungsgebiet rund 2,4 Millionen Stromkunden. Für die überwiegende Mehrheit dieser Kunden überwiegen die Kosten und der Aufwand, die mit der Erreichung einer echten Energieunabhängigkeit einhergehen, die wahrgenommenen Vorteile bei weitem, sodass das Kernumsatzvolumen kurzfristig relativ sicher bleibt.

Zu den Schlüsselfaktoren, die die unmittelbare Gefahr einer Substitution begrenzen, gehören:

• Die ungefähr 2,4 Millionen von PSE&G betreute Stromkunden.
• Die hohen Vorabinvestitionskosten für netzunabhängige Systeme für Privathaushalte.
• Die eigenen Investitionen des Energieversorgers in Energieeffizienzprogramme wie CEF-EE II.
• Der ständige Bedarf an Netzzuverlässigkeit, den verteilte Ressourcen allein nicht gewährleisten können.

Finanzen: Vergleichen Sie die Verkaufsdaten für das vierte Quartal 2025 mit dem Basisszenario für 2024, um etwaige anfängliche Mengeneinbußen durch die dezentrale Erzeugung bis nächste Woche zu quantifizieren.

Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) – Porters fünf Kräfte: Bedrohung durch neue Marktteilnehmer

Die Gefahr neuer Marktteilnehmer für Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG), insbesondere im Kerngeschäft der regulierten Versorgungsunternehmen PSE&G, ist äußerst gering. Dies ist im Wesentlichen auf die Natur des Versorgungssektors zurückzuführen, der durch enorme versunkene Kosten und eine starke staatliche Aufsicht gekennzeichnet ist.

Aufgrund des enormen Kapitalbedarfs für neue Übertragungs- und Verteilungsinfrastrukturen sind die Hürden extrem hoch. Sie können die Höhe des aktuellen Betrags anhand der zugesagten Ausgaben erkennen. Die Public Service Enterprise Group Inc. (PSEG) hat ihren Investitionsplan für den Zeitraum 2025–2029 auf 22,5 bis 26 Milliarden US-Dollar angehoben; Darin sind 21 bis 24 Milliarden US-Dollar enthalten, die speziell für die regulierten Investitionen von PSE&G vorgesehen sind. Für das einzelne Jahr 2025 sieht der Plan regulierte Investitionsausgaben in Höhe von 3,8 Milliarden US-Dollar vor, die sich auf Modernisierung und Lastwachstum konzentrieren. Ehrlich gesagt ist es für einen neuen Akteur nahezu unmöglich, so viel Kapital für den Ausbau eines Versorgungsunternehmens auf der grünen Wiese aufzubringen.

Regulatorische Hürden durch FERC und NJBPU stellen eine erhebliche, mehrjährige Hürde für den Markteintritt dar. Jeder Neueinsteiger muss komplexe staatliche und bundesstaatliche Genehmigungsprozesse durchlaufen. Beispielsweise hielt das New Jersey Board of Public Utilities (NJBPU) am 17. Januar 2025 eine technische Konferenz ab, die sich speziell mit der Umsetzung der FERC-Verordnung Nr. 2222 zur Teilnahme an der Distributed Energy Resource Aggregation (DERA) befasste und die laufende, detaillierte regulatorische Aufsicht zeigte, die für Marktveränderungen erforderlich ist. Darüber hinaus stellt die Public Service Enterprise Group Incorporated (PSEG) selbst fest, dass die Unfähigkeit, die behördliche Genehmigung für Übertragungs- und Verteilungsprojekte erfolgreich zu erhalten, ein Hauptrisiko darstellt.

Der bestehende Vorteil des bestehenden Netzes und Kundenstamms von PSEG ist für einen neuen Anbieter nahezu unüberwindbar. PSE&G beliefert in New Jersey bereits rund 2,4 Millionen Strom- und 1,9 Millionen Erdgaskunden. Dieser etablierte Kundenstamm untermauert das Wachstumsziel der regulierten Tarifbasis von 6 % bis 7,5 % CAGR bis 2029, basierend auf einem Saldo zum Jahresende 2024, der bereits ~12 % höher als im Vorjahr war. Neue Marktteilnehmer verfügen über keine bestehende Zinsbasis, aus der sie umsichtige Investitionen zurückgewinnen könnten, weshalb die jüngste Einigung im Tariffall durch PSE&G (die erste seit sechs Jahren) so wichtig ist.

Neue Marktteilnehmer sind auf dem PJM-Großhandelsmarkt mit hohen Kosten und Marktvolatilität konfrontiert. Zwar wird eine neue Generation benötigt, doch die Eintritts- und Teilnahmekosten schwanken. Die PJM 2026/2027 Base Residual Auction wurde mit der von der FERC genehmigten Obergrenze von 329,17 $/MW-Tag (UCAP) abgeschlossen, was einer Steigerung von 22 % gegenüber den 269,92 $/MW-Tag der Auktion 2025/2026 entspricht. Um das ins rechte Licht zu rücken: Bei der vorherigen Auktion 2025/2026 stiegen die Kapazitätsraten im Vergleich zu den Raten von 2024 um 833 %. Trotz dieses Preissignals wurden in der letzten Auktion nur 2.669 MW neue Kapazität hinzugefügt, was die erste neue Kapazitätserweiterung in vier Auktionen darstellt. Dies deutet darauf hin, dass der Preis zwar hoch ist, der tatsächliche Einsatz neuer, zuverlässiger Stromerzeugung jedoch langsam erfolgt, was wahrscheinlich auf Finanzierungs-, Lieferketten- und Genehmigungsprobleme zurückzuführen ist, mit denen auch neue Marktteilnehmer konfrontiert wären.

Hier ein kurzer Blick auf den Größenunterschied zwischen etablierten Investitionen und den kürzlich auf dem PJM-Markt gesicherten neuen Kapazitäten:

Die Eintrittsbarrieren für ein neues Versorgungsunternehmen werden durch mehrere strukturelle Faktoren verstärkt:

• Riesiges Vorabkapital für Übertragungs-/Verteilungsnetze.
• Langwierige, mehrjährige behördliche Genehmigungsfristen von NJBPU und FERC.
• Bestehender Kundenstamm von 2,4 Millionen Elektrokunden für PSE&G.
• Hohe Volatilität am Großhandelsmarkt, wobei die Kapazitätspreise in jüngster Zeit im Jahresvergleich um 833 % gestiegen sind.
• Angesichts eines Rückstands von 63.000 MW (ICAP), der in den Jahren 2025 und 2026 überprüft werden soll, müssen Verbindungsrechte gesichert werden.

Wenn Sie ein Projekt der neuen Generation in Betracht ziehen, betreten Sie einen Markt, in dem der freigegebene Kapazitätspreis in der letzten Auktion die Obergrenze von 329,17 USD/MW-Tag erreichte. Dieser Preis soll Anreize für den Markteintritt schaffen, doch der schiere Umfang des laufenden Investitionsplans der Public Service Enterprise Group Incorporated (PSEG) in Höhe von 22,5 bis 26 Milliarden US-Dollar zeigt, dass der etablierte Betreiber entschlossen ist, seine marktbeherrschende Stellung zu behaupten.