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

Sie achten auf Stabilität bei Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG), und die Geschichte von 2025 ist einfach: Es handelt sich um ein reguliertes Großunternehmen, das stark auf die Infrastruktur setzt, aber die Aufsichtsbehörden von New Jersey halten die Schlüssel zum Tresor in der Hand. Die eingeschränkte Non-GAAP-Betriebsergebnisprognose des Unternehmens für 2025 liegt bei 4,00 bis 4,06 $ pro Aktie zeigt eine solide, vorhersehbare Basislinie, aber diese Stabilität geht mit dem massiven Ausführungsrisiko von a einher 3,8 Milliarden US-Dollar Kapitalplan allein in diesem Jahr. Wir müssen über die stabile Dividende hinausschauen – derzeit liegt sie bei einer indikativen jährlichen Rate von $2.52 pro Aktie – und konzentrieren Sie sich darauf, wie PEG mit hohen Finanzierungskosten und politischen Gegenwinden umgeht, denn das ist definitiv der Motor für das Wachstum in den nächsten fünf Jahren.

Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) – SWOT-Analyse: Stärken

Der regulierte Energieversorger PSE&G sorgt für vorhersehbare Gewinne und Cashflows.

Die Kernstärke der Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) ist ihre überwiegend regulierte Versorgungstochtergesellschaft Public Service Electric and Gas Company (PSE&G). Dieses Geschäftsmodell bietet ein hohes Maß an Ertragsvorhersehbarkeit, was für Anleger, die Stabilität suchen, ein großer Anziehungspunkt ist. PSE&G ist New Jerseys größter Übertragungs- und Verteilungsversorger mit einer Versorgung von ca 2,4 Millionen elektrisch und 1,9 Millionen Erdgaskunden.

Der regulierte Charakter von PSE&G ermöglicht eine zeitnahe Rückgewinnung von Kapitalinvestitionen durch Mechanismen wie den Transmission Formula Rate, der für die Aufrechterhaltung einer stabilen Finanzleistung von entscheidender Bedeutung ist. Diese Stabilität spiegelt sich in den Aussichten des Unternehmens für 2025 wider. Ehrlich gesagt ist ein Versorgungsunternehmen so sicher wie nur möglich auf dem Markt.

Hier ist die schnelle Berechnung der kurzfristigen Gewinne: Das Unternehmen hat seine Non-GAAP-Betriebsgewinnprognose für 2025 mit 3,94 bis 4,06 US-Dollar pro Aktie eingeführt. Der Mittelwert dieser Spanne, 4,00 US-Dollar pro Aktie, stellt einen erheblichen Anstieg von etwa 9 % gegenüber den Ergebnissen von 2024 dar. Dies wird durch die regulatorische Erholung des investierten Kapitals aus einem Vergleich im Tariffall gestützt, der im Oktober 2024 in Kraft trat.

Regulierter Kapitalplan in Höhe von 21 bis 24 Milliarden US-Dollar bis 2029.

PEG verfügt über einen umfangreichen, klar definierten Investitionsplan (CapEx), der ein langfristiges Wachstum seiner regulierten Tarifbasis sicherstellt. Der Investitionsplan für den Zeitraum 2025–2029 ist beträchtlich und beläuft sich auf insgesamt 22,5 bis 26 Milliarden US-Dollar. Der regulierte Teil – der Teil, der eine vorhersehbare Rendite abwirft – liegt zwischen 21 und 24 Milliarden US-Dollar.

Diese regulierten Investitionen konzentrieren sich auf kritische Bereiche wie Infrastrukturmodernisierung, Energieeffizienz und Elektrifizierungsinitiativen, um der wachsenden Kundennachfrage gerecht zu werden. Es wird erwartet, dass dieses Kapitalprogramm bis 2029 eine durchschnittliche jährliche Wachstumsrate (Compound Annual Growth Rate, CAGR) von 6 % bis 7,5 % erreichen wird, ausgehend von einem Basiszinssatz zum Jahresende 2024 von etwa 34 Milliarden US-Dollar.

Allein für das Jahr 2025 plant das Unternehmen, 3,8 Milliarden US-Dollar in regulierte Projekte zu investieren. Diese langfristige Investitionstransparenz ist eine erhebliche Stärke, da sie die durchschnittliche jährliche Wachstumsrate des Non-GAAP-Betriebsgewinns des Unternehmens von 5–7 % bis 2029 untermauert.

Die kohlenstofffreie Kernkraftwerksflotte (3.758 MW) profitiert von der bundesstaatlichen Produktionssteuergutschrift (PTC).

Die unabhängige Flotte von Grundlast-Kernkraftwerken des Unternehmens mit einer Gesamtkapazität von 3.758 MW ist ein leistungsstarker Aktivposten in der aktuellen Energiewendelandschaft. Diese Flotte ist zu 100 % kohlenstofffrei, was perfekt mit den Zielen der Bundesstaaten und des Bundes für saubere Energie übereinstimmt, und ist außerdem eine zuverlässige, stets verfügbare Energiequelle.

Die wichtigste Finanzkraft ist hier die bundesstaatliche Produktionssteuergutschrift (PTC). Dieser Mechanismus, der Teil des Inflation Reduction Act ist, macht die Cashflows der Kernkraftwerksflotte vorhersehbarer und bietet einen wesentlichen Preisschutz vor volatilen Energiegroßhandelsmärkten. Diese Unterstützung stabilisiert einen Teil des Geschäfts, der andernfalls dem Strompreisrisiko des Händlers ausgesetzt sein könnte.

Auch die Betriebsleistung ist herausragend: Das Nuklearsegment erzeugte im ersten Quartal 2025 etwa 8,4 Terawattstunden (TWh) Strom bei einem beeindruckenden Kapazitätsfaktor von 99,9 %. Diese zuverlässige, leistungsstarke Stromerzeugung wird immer wertvoller, insbesondere da die Anforderungen an die Zusammenschaltung großer Lasten, die hauptsächlich von Rechenzentren ausgehen, zum 30. Juni 2025 auf über 9,4 Gigawatt (GW) angestiegen sind.

Eine solide Bilanz ermöglicht die Finanzierung des Kapitalplans ohne Ausgabe neuen Eigenkapitals bis 2029.

Eine große Stärke von PEG ist seine Finanzdisziplin und Bilanzstärke, die stark genug ist, um sein umfangreiches Kapitalprogramm vollständig zu finanzieren. Das Unternehmen hat ausdrücklich erklärt, dass sein vorhersehbarer Cashflow und seine solide Finanzlage voraussichtlich die Finanzierung des gesamten regulierten Kapitalinvestitionsprogramms in Höhe von 21 bis 24 Milliarden US-Dollar im Zeitraum 2025 bis 2029 ermöglichen werden, ohne dass neues Eigenkapital ausgegeben oder Vermögenswerte verkauft werden müssen.

Für die Aktionäre ist das eine große Sache, denn es besteht kein Verwässerungsrisiko. Die Liquiditäts- und Schuldenkennzahlen des Unternehmens unterstützen diese Strategie. Zum 30. September 2025 verfügte PEG über eine verfügbare Gesamtliquidität von rund 3,6 Milliarden US-Dollar. Das konsolidierte Verhältnis von Schulden zu Kapitalisierung betrug 58 %.

• Verhindert eine Verwässerung der Aktionäre, indem bis 2029 kein neues Eigenkapital ausgegeben wird.
• Die insgesamt verfügbare Liquidität belief sich auf ca 3,6 Milliarden US-Dollar Stand: 30. September 2025.
• Das konsolidierte Verhältnis von Schulden zu Kapitalisierung betrug 58% Stand: 30. September 2025.

Die indikative jährliche Stammdividende für 2025 beträgt 2,52 US-Dollar pro Aktie, was einer Steigerung von 5 % entspricht.

PEG kann auf eine lange, auf jeden Fall beeindruckende Erfolgsbilanz bei der Kapitalrückzahlung an die Aktionäre zurückblicken, was eine entscheidende Stärke für ertragsorientierte Anleger darstellt. Der Vorstand hat einen indikativen jährlichen Dividendensatz für 2025 von 2,52 US-Dollar pro Aktie beschlossen.

Dieser Satz stellt eine Steigerung von 5 % gegenüber der jährlichen Stammdividende 2024 dar. Die Erhöhung stellt die 14. jährliche Erhöhung der Stammdividende in Folge dar und verlängert damit die bemerkenswerte 118-jährige Geschichte der Zahlung einer Stammdividende an Aktionäre seit 1907. Die vierteljährliche Zahlung für 2025 beträgt 0,63 US-Dollar pro Aktie. Dieses stetige Wachstum und die Dividendenstabilität werden direkt durch die vorhersehbaren Cashflows des regulierten Energieversorgers und der PTC-erweiterten Kernkraftwerksflotte unterstützt.

Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) – SWOT-Analyse: Schwächen

Ein Plan mit hohen Investitionsausgaben führt zu Ausführungs- und Kostenüberschreitungsrisiken

Sie müssen sich den schieren Umfang der geplanten Ausgaben der Public Service Enterprise Group (PEG) genau ansehen. Während diese massive Investition der Motor für zukünftiges reguliertes Wachstum ist, bringt sie ein echtes Ausführungs- und Kostenüberschreitungsrisiko mit sich. Allein für das Geschäftsjahr 2025 plant das Unternehmen Investitionen in Höhe von ca 3,8 Milliarden US-Dollar an regulierten Investitionsausgaben (Capex) bei der Public Service Electric and Gas Company (PSE&G).

Das ist kein Einzelfall; Es ist der erste Schritt in einem viel größeren, mehrjährigen Engagement. Das gesamte regulierte Kapitalinvestitionsprogramm für den Zeitraum 2025–2029 ist enorm 21 bis 24 Milliarden US-Dollar. Dieses Ausgabenniveau erfordert ein einwandfreies Projektmanagement, insbesondere wenn ein erheblicher Teil in komplexe Infrastrukturmodernisierungs-, Energieeffizienz- und Elektrifizierungsinitiativen fließt. Ehrlich gesagt wirkt sich jeder Fehler im Zeitplan oder Budget eines Projekts direkt auf Ihr erwartetes Basiswachstum und letztendlich auf Ihre Einnahmen aus. Die schiere Menge gleichzeitiger Projekte ist hier definitiv eine Schwäche.

Hier ist die kurze Rechnung zur Investitionsskala:

• Regulierter Investitionsaufwand 2025: ~3,8 Milliarden US-Dollar
• 5-jähriger regulierter Investitionsaufwand (2025–2029): 21 bis 24 Milliarden US-Dollar
• Erwartete durchschnittliche jährliche Wachstumsrate (CAGR) bis 2029: 6 % bis 7,5 %

Das Gewinnwachstum hängt in hohem Maße von den rechtzeitigen Ergebnissen des New Jersey-Zinsfalls ab

Die Non-GAAP-Betriebsergebnisprognose des Unternehmens für 2025 liegt in einer Spanne von 3,94 bis 4,06 US-Dollar pro Aktieist stark auf behördliche Genehmigungen in New Jersey angewiesen. Ein wesentlicher Treiber für diesen Anstieg um 9 % in der Mitte der Ergebnisse von 2024 sind insbesondere die „neuen Verteilungsbasissätze, die für das gesamte Jahr gelten“. Diese Tarife ergeben sich aus der Einigung im Fall der Grundtarife für die Strom- und Gasverteilung im Oktober 2024.

Was diese Abhängigkeit verbirgt, ist das inhärente Risiko des Regulierungsprozesses. Das zukünftige Gewinnwachstum, das bis 2029 mit einer langfristigen jährlichen Wachstumsrate von 5 bis 7 % prognostiziert wird, erfordert, dass das New Jersey Board of Public Utilities (BPU) regelmäßig neue Investitionen genehmigt und eine rechtzeitige Kostendeckung ermöglicht. Wenn die BPU künftige Tarifanträge zurückhält oder die Erholung klauselbasierter Investitionen – etwa zur Modernisierung der Infrastruktur oder zur Energieeffizienz – verlangsamt, gerät das gesamte Ertragswachstumsmodell unter Druck. Dabei handelt es sich um ein politisches Risiko, das auf ein Finanzmodell abgebildet wird.

Die Kernkraftwerksflotte unterliegt planmäßigen Ausfällen, was die Produktion im Jahr 2025 verringert

Trotz der Stabilität, die der Production Tax Credit (PTC) für die CO2-freie Kernkraftwerksflotte bietet, sind geplante Stillstandzeiten die betriebliche Realität der Kernenergie. Die Atomflotte, die ein wichtiger Bestandteil von PSEG Power ist & Sonstiges unterliegt obligatorischen Betankungs- und Wartungsausfällen, die die Stromerzeugung direkt reduzieren und die Kosten erhöhen.

Für das Kraftwerk Hope Creek ist im Herbst 2025 ein größerer Betankungsausfall geplant. Dies ist ein geplantes Ereignis, das jedoch garantiert eine Belastung für die Finanzergebnisse der zweiten Jahreshälfte darstellt. Der Ausfall erfordert Arbeiten zur Verlängerung des Brennstoffzyklus von 18 Monaten auf 24 Monate, was einen langfristigen Effizienzgewinn darstellt, die kurzfristigen Auswirkungen jedoch negativ sind. Dieses einzelne Ereignis wird in der zweiten Hälfte des Jahres 2025 zu einer geringeren Kernenergieproduktion und höheren Betriebs- und Wartungskosten (O&M) führen.

Höhere Finanzierungskosten kompensieren regulierte Einnahmengewinne

Die Kernstrategie besteht darin, die Zinsbasis durch regulierte Investitionen zu erhöhen, was großartig ist, aber die Kosten für die Finanzierung dieser Investitionen steigen. In der Prognose des Unternehmens für 2025 heißt es ausdrücklich, dass die positiven Auswirkungen der neuen Basiszinssätze „teilweise durch höhere Finanzierungskosten ausgeglichen werden“. Dazu gehören erhöhte Zinsaufwendungen und Abschreibungen, die mit dem massiven Kapitaleinsatz einhergehen.

Zum 31. März 2025 verfügte die Public Service Enterprise Group über ein konsolidiertes Verhältnis von Schulden zu Kapital von 59 % und eine verfügbare Gesamtliquidität von rund 4,6 Milliarden US-Dollar. Während das Unternehmen behauptet, über eine solide Bilanz zu verfügen, um den 5-Jahres-Kapitalplan ohne neue Aktienemissionen zu finanzieren, bedeutet das höhere Zinsumfeld, dass jeder Dollar an Schulden, der zur Finanzierung der regulierten Investitionen in Höhe von 3,8 Milliarden US-Dollar im Jahr 2025 verwendet wird, teurer ist. Dieser Kostendruck wirkt wie ein Gegenwind und schmälert die von Ihnen erwarteten regulierten Umsatzsteigerungen.

Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) – SWOT-Analyse: Chancen

Elektrifizierung und Lastwachstum führen zu einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 6 bis 7,5 %

Die größte Chance für Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) ist der strukturelle Rückenwind durch die Elektrifizierung, der zu einem erheblichen Lastwachstum im gesamten Dienstleistungsgebiet führt. Dies ist nicht nur ein theoretischer Trend; es führt bereits zu konkreten, regulierten Investitionen.

Das Management ist zuversichtlich, dass dies für den regulierten Energieversorger Public Service Electric and Gas Company (PSE&G) im Zeitraum 2025–2029 zu einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate (Rate Base Compound Annual Growth Rate, CAGR) von 6 % bis 7,5 % führen wird. Dieses Wachstum wird durch ein massives Kapitalprogramm verankert, das für den Fünfjahreszeitraum auf eine Spanne von 22,5 bis 26 Milliarden US-Dollar aufgestockt wurde. Allein für 2025 ist der regulierte Investitionsplan auf 3,8 Milliarden US-Dollar festgelegt und konzentriert sich ausschließlich auf die Modernisierung der Infrastruktur und die Deckung dieser steigenden Nachfrage.

Der Anstieg der Nachfrage von Rechenzentren ist ein wesentlicher Treiber. Zum 30. Juni 2025 stiegen die neuen Großlastanfragen für Hausanschlüsse auf über 9.400 Megawatt (MW). Das ist eine riesige, margenstarke Chance, denn die durchschnittliche Projektgröße von etwa 100 MW passt problemlos in das bestehende 69-kV-Übertragungsnetz von PSE&G, was bedeutet, dass weniger umfangreiche, neue Übertragungsausbauten erforderlich sind. Dies sorgt für sehr hohe zusätzliche Margen und einen schnelleren Weg zur Gewinnrealisierung. Es ist ein Goldrausch bei der Netzkapazität.

Potenzial für hochwertige, langfristige Stromabnahmeverträge (PPAs) oberhalb des PTC-Schwellenwerts

Die verbleibende kohlenstofffreie Kernkraftwerksflotte ist ein stabiler Vermögenswert, bietet aber auch eine erhebliche Wachstumschance in Form hochwertiger, langfristiger Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPAs). Die aktuelle langfristige Non-GAAP-Wachstumsaussicht für das Betriebsergebnis von 5 % bis 7 % bis 2029 wird bereits durch die bundesstaatliche Produktionssteuergutschrift (Production Tax Credit, PTC) für Kernenergie gestützt, die eine solide Preisuntergrenze bis 2032 bietet.

Die wirkliche Chance liegt darin, die Kernenergieproduktion zu Preisen über diesem PTC-Schwellenwert zu reduzieren. Das Unternehmen strebt aktiv mehrjährige Verträge an, einschließlich der Möglichkeit von Verträgen über die gemeinsame Nutzung von Rechenzentren auf Artificial Island, wo sich die Kernkraftwerke befinden. Stellen Sie sich den PTC als einen garantierten Mindestlohn für sauberen Strom vor; Jeder PPA, der zu einem höheren Marktpreis abgeschlossen wird, ist ein reiner Gewinn, der die bestehenden Wachstumsaussichten ergänzt.

Programme zur Modernisierung der Infrastruktur (z. B. Gassystemmodernisierungsprogramm III) bieten neue Investitionsmöglichkeiten

Geregelte Investitionsprogramme für Versorgungsunternehmen sind die Lebensader eines vorhersehbaren Wachstums, und PSE&G verfügt über eine lange Reihe genehmigter und vorgeschlagener Projekte. Das kürzlich genehmigte Programm „Clean Energy Future – Energy Efficiency II“ (CEF-EE II) ist eine sechsjährige Verpflichtung mit geplanten Ausgaben von etwa 2,9 Milliarden US-Dollar. Der Schwerpunkt dieser Investition liegt darauf, den Kunden dabei zu helfen, Energie zu sparen und CO2-Emissionen zu reduzieren, und das alles bei gleichzeitiger Rückgewinnung durch die Tarifbasis.

Darüber hinaus stellt das Gas System Modernization Program III (GSMP III) ein erhebliches Potenzial für inkrementelle staatliche Investitionen in die Ausfallsicherheit dar. Der von PSE&G eingereichte Vorschlag sah eine dreijährige Verlängerung im Wert von 2,54 Milliarden US-Dollar vor, um den Ersatz veralteter Rohre durch moderne, sicherere Infrastruktur zu beschleunigen. Während der offizielle Beginn der Arbeiten für GSMP III auf einen möglichen Beginn im Januar 2026 verschoben wurde, bleibt die zugrunde liegende Notwendigkeit, etwa 860 Meilen Gusseisenrohre zu modernisieren, eine zentrale Priorität für Sicherheit, Zuverlässigkeit und Reduzierung der Methanemissionen. Dies ist ein unbedingt notwendiges, jahrzehntelanges Unterfangen, das den künftigen Kapitaleinsatz sicherstellt.

Streben nach Lizenzverlängerungen bis 2056–2066 für die kohlenstofffreie Kernkraftwerksflotte

Die langfristige Rentabilität der kohlenstofffreien Kernkraftwerksflotte der Public Service Enterprise Group Incorporated ist eine enorme Chance und sichert eine saubere Energiequelle für Jahrzehnte. Das Unternehmen hat die Nuclear Regulatory Commission (NRC) offiziell über seine Absicht informiert, eine spätere Lizenzverlängerung (SLR) für seine drei Blöcke zu beantragen, die zusammen rund um die Uhr 3.468 MW kohlenstofffreien Strom liefern.

Der formelle Antrag beim NRC wird für das zweite Quartal 2027 erwartet. Im Falle einer Genehmigung würde diese Verlängerung um 20 Jahre die Betriebsdauer der Einheiten erheblich verlängern und sicherstellen, dass sie weit über die Jahrhundertmitte hinaus zu den Zielen von New Jersey für saubere Energie beitragen. Dies ist ein entscheidender Schritt für die Aufrechterhaltung einer stabilen, CO2-freien Stromerzeugung profile.

• Salem Unit 1: Verlängert bis 2056 (von 2036)
• Salem Unit 2: Verlängert bis 2060 (von 2040)
• Hope Creek: Verlängert bis 2066 (von 2046)

Die Entscheidung, diese Erneuerungen voranzutreiben, wurde direkt durch die finanzielle Transparenz bestimmt, die das bundesstaatliche Nuklear-PTC bis 2032 bietet und zeigt, wie Politik und langfristige Kapitalplanung zusammenwirken. Die Sicherung dieser Verlängerungen für eine Betriebsdauer von 80 Jahren sorgt für jahrzehntelange stabile, regulierungsähnliche Cashflows für das Stromsegment.

Public Service Enterprise Group Incorporated (PEG) – SWOT-Analyse: Bedrohungen

Nachteilige Regulierungsentscheidungen der NJBPU könnten die Kostendeckung bei Kapitalinvestitionen einschränken

Sie investieren Milliarden in das Stromnetz, aber das New Jersey Board of Public Utilities (NJBPU) hat die ultimative Entscheidungsbefugnis darüber, welche Kosten Sie von den Kunden erstatten können und zu welcher Rendite. Die größte Bedrohung besteht hier in der regulatorischen Verzögerung – der Zeit zwischen der Kapitalausgabe und dem Erhalt des grünen Lichts für neue Tarife – oder in der gänzlichen Verweigerung der Kostendeckung eines Projekts.

Während die Einigung im Basiszinsfall der Public Service Electric and Gas Company (PSE&G) im Oktober 2024 ein Sieg war und eine Verteilungsbasis von 17,8 Milliarden US-Dollar festlegte, bleibt die ständige Bedrohung bestehen. Die genehmigte Eigenkapitalrendite (ROE) beträgt 9,6 %, was zwar stabil ist, in künftigen Verfahren jedoch unter Druck geraten könnte. Ihr regulierter Investitionsplan für 2025 liegt bei ca 3,8 Milliarden US-Dollar, Teil eines größeren regulierten Kapitalprogramms in Höhe von 21 bis 24 Milliarden US-Dollar bis 2029. Jede negative Entscheidung über ein großes zukünftiges Programm, wie die nächste Phase des Programms zur Modernisierung des Gassystems, könnte sofort Millionen an geplanten Investitionen zum Scheitern bringen.

Hier ist die schnelle Rechnung: Eine Reduzierung des ROE um nur 50 Basispunkte für diese Zinsbasis von 17,8 Milliarden US-Dollar würde Dutzende Millionen beim Jahresgewinn einsparen. Die Regulierungsbehörden konzentrieren sich auf jeden Fall auf die Erschwinglichkeit für die Kunden, was bedeutet, dass Ihr Argument, dass Investitionen für Zuverlässigkeit sorgen, jedes Mal stichhaltig sein muss.

Die politische Unsicherheit in New Jersey könnte große Lastwachstumsprojekte wie Rechenzentren verzögern

Das politische Klima des Staates stellt einen Engpass für Wachstumschancen dar, insbesondere für Großlastprojekte wie Rechenzentren. Sie verfügen über eine riesige Pipeline potenzieller neuer Lasten – hauptsächlich Rechenzentren –, die bis Ende Juni 2025 um 47 % auf 9,4 GW gestiegen ist. Aber ehrlich gesagt ist vieles davon spekulativ. Das Management geht davon aus, dass nur 10 bis 20 % dieser Interconnection-Anfragen tatsächlich umgesetzt werden. Die Unsicherheit ist darauf zurückzuführen, dass die politischen Entscheidungsträger in New Jersey versuchen, vier konkurrierende Prioritäten in Einklang zu bringen: Nachfrageprognose, Netzzuverlässigkeit, Erschwinglichkeit und die aggressiven Ziele des Staates für saubere Energie.

New Jersey ist ein Nettoimporteur von Strom, und das schnelle Wachstum von Rechenzentren verschärft die Herausforderungen hinsichtlich der Ressourcenadäquanz in der gesamten PJM Interconnection-Region. Diese politischen und regulatorischen Spannungen könnten notwendige Getriebeaufrüstungen zum Stillstand bringen oder sogar zu ungünstigen staatlichen Maßnahmen zur Eindämmung der Nachfrage führen. Beispielsweise ist ein Großprojekt wie das CoreWeave-Rechenzentrum auf einem 107 Hektar großen Campus in Kenilworth, New Jersey, eine große Chance, aber sein Erfolg hängt von einem klaren, stabilen Regulierungspfad ab, den der Staat immer noch nicht definieren kann.

Die schiere Größe der potenziellen neuen Ladung macht dies zu einer kritischen Bedrohung mit hohem Risiko:

• Potenzielle Großlastpipeline (Juni 2025): 9,4 GW
• Erwartete Materialisierungsrate des Managements: 10 % bis 20 %
• Haupttreiber der neuen Last: Rechenzentren (ca 90% der Pipeline)

Steigende Zinsen erhöhen die Kosten für die Finanzierung des milliardenschweren Kapitalplans

Höhere Finanzierungskosten wirken sich eindeutig negativ auf Ihre Gewinnprognose für 2025 aus und gleichen die Vorteile der neuen Basiszinssätze teilweise aus. Während Ihre Bilanz stark genug ist, um das gesamte Kapitalprogramm in Höhe von 22,5 bis 26 Milliarden US-Dollar für den Zeitraum 2025–2029 zu finanzieren, ohne neues Eigenkapital auszugeben, steigen die Kosten dieser Schulden. Dies ist eine einfache mathematische Aufgabe: Höhere Zinssätze bedeuten, dass mehr Geld für den Schuldendienst ausgegeben wird, was sich negativ auf Ihr Geschäftsergebnis auswirkt.

Das Unternehmen weiß, wie man dies abmildert, indem es Swaps von variablem auf festen Zinssatz im Gesamtwert von 1,25 Milliarden US-Dollar eingesetzt hat, um die Zinssätze für einige variabel verzinsliche Schulden zu sichern. Stand: 30. Juni 2025, ungefähr 3% der Gesamtschulden der Public Service Enterprise Group blieben variabel verzinst, so dass das Risiko weiterer Zinserhöhungen besteht. Dies ist ein überschaubares Risiko, aber jeder unerwartete Anstieg der Federal Funds Rate könnte sich unmittelbar auf die Kosten neuer Schuldtitel auswirken, die zur Finanzierung des regulierten Investitionsplans für 2025 in Höhe von 3,8 Milliarden US-Dollar ausgegeben werden.

Erhöhte Häufigkeit und Schwere von Wetterereignissen, die sich auf das Übertragungs- und Verteilungsnetz auswirken

Der Klimawandel ist kein abstraktes Risiko; Dies stellt direkte Betriebskosten dar und stellt eine große Bedrohung für die Zuverlässigkeit dar. Häufigere und schwerere Wetterereignisse führen direkt zu höheren Investitionsausgaben für die Abhärtung des Netzes und höheren Betriebskosten für die Wiederherstellung von Unwettern. Allein dieser Sommer lieferte konkrete Beispiele für die Bedrohung:

Im Juni 2025 wurde das Versorgungsgebiet von einer rekordverdächtigen Hitzewelle und schweren Stürmen heimgesucht. Die Mitarbeiter der Public Service Electric and Gas Company arbeiteten daran, die Stromversorgung wiederherzustellen 140.000 Kunden, und dabei ersetzt 500 Transformatoren. Dann, im Juli 2025, ein Sturm mit hurrikanstarken Winden, geschätzt zwischen 65 bis 80 Meilen pro Stundeverursachte weitreichende Schäden in Union County, New Jersey. Der Restaurierungsaufwand erforderte einen Austausch 100 Strommasten und vorbei 40 Transformatoren, mit ca 80.000 Kunden beeinflusst. Dies stellt eine enorme Belastung für die Ressourcen dar.

Die folgende Tabelle fasst die messbaren Auswirkungen von nur zwei Wetterereignissen im Jahr 2025 zusammen und zeigt die betrieblichen und finanziellen Belastungen dieser anhaltenden Bedrohung:

Was diese Schätzung verbirgt, sind die langfristigen Kapitalkosten für die Absicherung des Systems gegen diese wiederkehrenden Ereignisse, die dann von der NJBPU zur Wiederherstellung genehmigt werden müssen.