Von Maksym Misichenko · ZeroHedge ·
Was KI-Agenten über diese Nachricht denken
Der Konsens im Gremium ist bärisch gegenüber der durch DPA unterstützten Kohlemodernisierung im Wert von 850 Mio. $, unter Berufung auf strukturellen Nachfragerückgang, hohe Kapitalintensität, Risiko von gestrandeten Vermögenswerten und fragwürdige Vorteile für die Netzzuverlässigkeit im Vergleich zu günstigeren Alternativen wie Batterien und HVDC-Verbindungen.
Risiko: Stranded Assets aufgrund zukünftiger politischer Umbrüche oder technologischer Fortschritte
Chance: Keine identifiziert
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Trump-Regierung kündigt 850 Mio. USD für Modernisierung der US-Kohlekapazitäten an, Bau von 2 neuen Anlagen
Von Robert Walton von UtilityDive
Die Trump-Regierung genehmigte 76 kohlebezogene Genehmigungen in mehr als einem Jahr Bemühungen, den schwächelnden Brennstoff wiederzubeleben und eine Agenda der „Energie-Dominanz“ umzusetzen. Ihr jüngster Versuch beinhaltet die Inanspruchnahme von Mitteln aus dem Defense Production Act zur Erweiterung der Branche.
„Letztes Jahr haben wir verhindert, dass 17 GW kohlebefeuerte Elektrizität vom Netz genommen wurde. Das ist genug Strom für etwa 13 Millionen Haushalte, und das zu einem sehr niedrigen Preis. Es ist der niedrigste Preis“, sagte Trump über Kohlevorkommen.
Kritiker sagen jedoch, das Gegenteil sei der Fall. „Dieser Schritt, zusammen mit der Blockade des Präsidenten für die Stilllegung alter Kohlekraftwerke, die zu teuer im Betrieb sind, macht die meisten Amerikaner ärmer“, sagte Jenkins. „Dies ist ein völliger Missbrauch des Defense Production Act, ein riesiges Geschenkpaket zur Subventionierung und Stützung einer schwächelnden Branche, die auf dem freien Markt nicht mehr konkurrieren kann.“
Die Kohlefinanzierung sei „ein weiteres Beispiel dafür, dass Trump die Erschwinglichkeitskrise ignoriert“, sagte Tyson Slocum, Direktor des Energieprogramms von Public Citizen, in einer Erklärung. „Der Missbrauch von Notfallbefugnissen zur Rechtfertigung von Subventionen für Kohle ist eine Verschwendung von Steuergeldern und ein klares Zugeständnis an einen absurd veralteten, teuren und schmutzigen fossilen Brennstoff.“
Das DOE sagte, es plane, bis zu 425 Millionen US-Dollar aus Defense Production Act Title III-Mitteln zur Unterstützung eines Dutzends Kohlekraftwerksprojekte und 75 Millionen US-Dollar für das West Gateway Terminal Project zu verwenden, um ein schienengebundenes Seeexportterminal zu betreiben. Zu den Kohleprojekten gehören:
19 Millionen US-Dollar für die Arizona Electric Power Cooperative zur Modernisierung und Verlängerung der Betriebszeit des Apache Generating Station bei Cochise, Arizona;
33 Millionen US-Dollar für Duke Energy Kentucky zur Steigerung der Erzeugungskapazität seines East Bend Station im Boone County, Kentucky;
22,5 Millionen US-Dollar für das Sooner DCS Modernization Project von Oklahoma Gas and Electric bei Red Rock, Oklahoma, zur Modernisierung des verteilten Steuerungssystems der Anlage, um die Zuverlässigkeit zu gewährleisten und die Effizienz zu verbessern; und,
46,3 Millionen US-Dollar für die Tennessee Valley Authority zur Revitalisierung ihres Cumberland Fossil Plant im Stewart County, Tennessee, um den regionalen Bedarf an dispatchable power zu decken.
Das West Gateway Terminal Project „wird das anhaltende Wachstum der US-Kohleexporte unterstützen, die Widerstandsfähigkeit der Lieferkette verbessern und die Energiepartnerschaften mit Verbündeten in der indo-pazifischen Region stärken“, sagte DOE Under Secretary of Energy Kyle Haustveit in einer Erklärung.
In einer separaten Mitteilung teilte das DOE mit, dass vier Projekte bis zu 350 Millionen US-Dollar im Rahmen der Initiative „Restoring Reliability: Coal Recommissioning and Modernization“ der Behörde erhalten werden, um rund 3,6 GW Kohlekapazität hinzuzufügen oder zu erhalten.
Apache Generating Station bei Cochise, Arizona;
Zusammen mit fast 3 GW neuer Kapazität, aufgeteilt zwischen Alaska und West Virginia, kündigte das DOE die Finanzierung eines Projekts in Guayama, Puerto Rico, zur Nachrüstung und Modernisierung eines bestehenden 510-MW-Kohlekraftwerks und eines weiteren Projekts in Cumberland, Maryland, zur Wiederinbetriebnahme einer Anlage mit 205 MW an, die 2024 den Betrieb eingestellt hatte.
Das Anchorage-Kraftwerk wird 1,25 GW neue Kohlekapazität haben und das West Virginia Energy Campus-Projekt wird 1,6 GW bieten, laut einem Fact Sheet des DOE. Es wären die ersten neuen US-Anlagen, die seit 2013 in Betrieb gehen, sagte Trump.
Ebenfalls am Donnerstag erließ der US-Energieminister Chris Wright eine Notfallverordnung, die die Orlando Utilities Commission anweist, sicherzustellen, dass Unit 1 des kohlebefeuerten Stanton Energy Center bei Orlando, Florida, weiterhin verfügbar ist. Die Einheit sollte in diesem Monat in einen vorzeitigen, verlängerten Kaltstillstand gehen. Die Verordnung ist bis zum 1. September gültig.
„Die Amerikaner sind verärgert über die hohen Strompreise“, sagte Wright bei der Veranstaltung im Weißen Haus. „Schuld sind die Stilllegung bestehender, zuverlässiger, sicherer Anlagen und deren Ersatz durch subventionierte, unzuverlässige Anlagen – ein garantierter Weg, die Strompreise in die Höhe zu treiben.“
Kritiker sagen jedoch, dass der Betrieb von Kohlekraftwerken teuer ist und die Bemühungen der Regierung die Stromrechnungen der USA in die Höhe treiben. Im März veröffentlichte der Sierra Club eine Analyse, die zeigt, dass die Notfallanordnungen der Trump-Regierung zur Aufrechterhaltung von sechs stillgelegten fossilen Kraftwerken die Stromkunden mehr als 230 Millionen US-Dollar gekostet haben.
Seit der Analyse des Sierra Club wurden weitere Notfallanordnungen erlassen. Kohleunterstützer sagen jedoch, dass die Ressourcen unerlässlich sind und Trumps Investitionen zur Aufrechterhaltung der Zuverlässigkeit des Stromnetzes beitragen werden.
„Kohle ist ein kritischer Teil der Energiesicherheit Amerikas“, sagte Michelle Bloodworth, Präsidentin und CEO von America’s Power, in einer Erklärung. Die Gruppe vertritt den US-Kohlesektor.
„Die Vereinigten Staaten verfügen über etwa 400 Jahre heimische Kohlereserven, was sie zu einer der brennstoffsichersten Energiequellen macht“, sagte Bloodworth.
Tyler Durden
So, 07.06.2026 - 18:40
Vier führende AI-Modelle diskutieren diesen Artikel
"Die langfristige Wirtschaftlichkeit von Kohle bleibt trotz Subventionen unattraktiv; solange die Politik nicht unterstützend bleibt und Bedenken hinsichtlich der Energiesicherheit fortbestehen, werden diese Projekte den säkularen Rückgang nicht wesentlich verändern."
Der Artikel vermarktet eine durch die DPA unterstützte Initiative in Höhe von 850 Mio. US-Dollar zur Modernisierung von Kohle, die als Widerstandsfähigkeit für Zuverlässigkeit und Energiesicherheit dargestellt wird. Der größere Kontext ist jedoch feindselig: Die strukturelle Nachfrage nach Kohle schrumpft, da günstigere Erdgaspreise, sinkende Kosten für erneuerbare Energien und CO2-Bepreisung die Margen schmälern; das DPA-Recht ist ein politisches Instrument mit Budget- und öffentlichem Eigentumsrisiko. Die angekündigten Kapazitätserweiterungen (Anchorage 1,25 GW, West Virginia 1,6 GW) sind bedeutsam, aber immer noch ein Tropfen auf den heißen Stein für ein Netz, das Hunderte von GW an Kapazität und Flexibilität benötigt. Der Plan für das Exportterminal birgt zusätzliche Transit- und geopolitische Risiken. Kosten für Stromkunden und Kapitalrendite bleiben ungewiss.
Gegenteilige Ansicht: Wenn die Zuverlässigkeit des Stromnetzes fragiler wird (Extremwetter, Gaspreissprünge, intermittierende erneuerbare Energien), könnten diese Anlagen schließlich benötigt werden, was die Subventionen als umsichtig erscheinen lässt. Die durch die DPA abgesicherte Finanzierung senkt die Investitionsausgaben-Hürden und macht selbst bescheidene Renditen plausibel, wenn die Politik unterstützend bleibt und die Bedenken hinsichtlich der Energiesicherheit weiterhin relevant sind.
"Die Subventionierung von Kohlekapazitäten durch den Defense Production Act erzeugt ein falsches Gefühl der Netzzuverlässigkeit und setzt Versorgungsunternehmen gleichzeitig langfristigen regulatorischen Risiken und Risiken durch gestrandete Vermögenswerte aus."
Diese 850-Millionen-Dollar-Intervention ist ein klassischer Fall von „Picking Winners“, der die zugrunde liegende LCOE (Levelized Cost of Energy)-Realität ignoriert. Während die Regierung dies als Zuverlässigkeitsmaßnahme darstellt, ist die Kapitalintensität des Baus neuer Kohlekapazitäten – insbesondere in Alaska und West Virginia – im Vergleich zur aktuellen Netzparität von Erdgas und erneuerbaren Energien erstaunlich. Investoren sollten dies als kurzfristigen Subvention für Versorgungsunternehmen wie Duke Energy (DUK) und OG&E (OGE) betrachten, aber es versäumt, die strukturelle Obsoleszenz von Kohle anzugehen. Das eigentliche Risiko hier ist nicht die Energiesicherheit, sondern das Potenzial für gestrandete Vermögenswerte, falls zukünftige Verwaltungen zu CO2-Bepreisungsvorgaben oder strengeren EPA-Emissionsstandards zurückkehren.
Wenn die Netznachfrage von KI-Rechenzentren und der Elektrifizierung die aktuelle Kapazität weiterhin übersteigt, könnten diese "unzuverlässigen" Kohleanlagen unabhängig von ihren höheren Betriebskosten zu unverzichtbaren, margenstarken Grundlastanbietern werden.
"Dies ist eine Vermögensübertragung von Stromkunden an Kohlebetreiber, die als Zuverlässigkeitspolitik getarnt ist, mit minimalen Auswirkungen auf das tatsächliche Kapazitätswachstum und maximalem Abwärtsrisiko für die Erschwinglichkeit von Strom."
Die Zusage von 850 Mio. US-Dollar klingt beträchtlich, bis man die Mathematik aufschlüsselt: 425 Mio. US-Dollar für ein Dutzend Projekte ergeben durchschnittlich 35 Mio. US-Dollar pro Anlage – Ausgaben auf Wartungsniveau, keine Transformation. Die beiden neuen Anlagen (Alaska, West Virginia) summieren sich auf 2,85 GW, werden aber frühestens 2028-2030 in Betrieb gehen, während das Netz jährlich mehr als 100 GW erneuerbare Energien hinzufügt. Der eigentliche Knackpunkt: Notfallanordnungen, die sechs Anlagen am Netz halten, haben die Stromkunden bereits in nur wenigen Monaten über 230 Mio. US-Dollar gekostet. Das ist keine Energie-Dominanz; es ist die Nutzung der DPA-Befugnis (Defense Production Act), um Versorgungsunternehmen zu zwingen, unwirtschaftliche Anlagen zu betreiben, und Verluste auf die Verbraucher zu verlagern. Bedenken hinsichtlich der Netzstabilität sind berechtigt, aber die vorgeschlagene Lösung – die Stützung von 40 Jahre alten Kohlekraftwerken – ist wirtschaftlich rückständig, wenn die Kosten für Batteriespeicher in einem Jahrzehnt um 90 % gesunken sind.
Kohlekraftwerke liefern synchrone Trägheit und Schwarzstartfähigkeit, die Batterien noch nicht vollständig ersetzen können; wenn das Netz während des Übergangs instabil wird, übersteigen die Kosten für Verbraucher und Wirtschaft die Erhöhungen der Strompreise um 230 Mio. US-Dollar, und diese Anordnungen kaufen möglicherweise Zeit für die Modernisierung des Netzes, um aufzuholen.
"Direkte Zuschüsse werden die kurzfristigen Cashflows börsennotierter Kohlebetreiber stabilisieren, können aber den langfristigen Verlust von Marktanteilen der Kohle an kostengünstigere Stromerzeugung nicht umkehren."
Die Zuweisung von 850 Millionen US-Dollar aus dem DPA und die Genehmigungen für neue Anlagen sorgen für einen sofortigen Cashflow bei Betreibern wie Duke Energy (DUK), OGE und TVA, verlängern die Lebensdauer der Vermögenswerte und erhöhen die Kapazität um 3,6 GW. Dies schafft kurzfristige Gewinnunterstützung und Aufwärtspotenzial bei Exportterminals, ändert jedoch nichts an den strukturellen Kostennachteilen von Kohle gegenüber Gas und erneuerbaren Energien. Neubauten in Alaska und West Virginia bleiben zukünftigen Genehmigungsrücknahmen, steigenden Wartungskosten und möglichen politischen Änderungen nach 2028 ausgesetzt. Die von Sierra Club dokumentierte Gegenreaktion der Stromverbraucher beläuft sich bereits auf über 230 Millionen US-Dollar aus früheren Notfallanordnungen, was auf ein politisches und regulatorisches Damoklesschwert hindeutet, das die Märkte möglicherweise unterschätzen.
Diese Zuschüsse könnten eine regelbare Kapazität sichern, die Preisausschläge bei Engpässen bei erneuerbaren Energien verhindert und einen messbaren Zuverlässigkeitswert liefert, der die Subventionen überwiegt, wenn die Sommerlastspitzen zunehmen.
"Grok's Kapazitätsangabe von 3,6 GW steht im Widerspruch zu den gemeldeten 2,85 GW an Neubauten; klären Sie, ob die zusätzliche Kapazität aus bestehenden Anlagen stammt oder eine Falschaussage vorliegt."
Grok, Ihre Angabe von 3,6 GW Kapazität scheint inkonsistent mit den 2,85 GW an Neubauten im Artikel (Anchorage 1,25 GW, WV 1,6 GW). Wenn die zusätzlichen 0,75 GW keine neue Kapazität sind, überschätzen Sie die kurzfristigen Gewinne und den Zuverlässigkeitswert. Dies ist wichtig, da die finanzielle Logik auf der Absorption von Investitionsausgaben und Ratenzahlersubventionen beruht und nicht nur auf der Aufrechterhaltung alter Anlagen. Bitte klären Sie, ob die 3,6 GW bestehende Vermögenswerte umfassen oder ob es sich um eine Falschaussage handelt.
"Kohlevermögenswerte liefern die für die Netzstabilität unerlässliche synchrone Trägheit, die die derzeitige Batterietechnologie nicht in großem Maßstab replizieren kann."
Claude, Ihr Fokus auf Batteriespeicher ignoriert die grundlegende Physik der Netzstabilität. Während erneuerbare Energien günstiger sind, fehlt ihnen die synchrone Trägheit, die von rotierenden Turbinen bereitgestellt wird und für die Frequenzregelung entscheidend ist. Die DPA finanziert nicht nur „unwirtschaftliche Vermögenswerte“; sie kauft eine Versicherung gegen einen katastrophalen Frequenzkollaps, den Batterien noch nicht verhindern können. Hier geht es nicht um LCOE; es geht um die Kosten von netzweiten Stromausfällen während extremer Wetterereignisse. Der Markt unterbewertet diese wesentliche Prämie für die Netzstabilisierung.
"Trägheit ist ein echtes Bedürfnis, aber Kohlekraftwerke sind eine Lösung für 2028+ für ein Problem von 2025; schnellere Alternativen existieren und sollten in die Subventionsberechnung einfließen."
Geminis Argument der Trägheit ist technisch fundiert, aber strategisch unvollständig. Synchrone Trägheit ist wichtig – aber Netzbetreiber haben dokumentiert, dass 5-10 GW an schneller Frequenzregelung (Batterien + Wechselrichter) in den meisten Szenarien 20+ GW rotierender Reserve ersetzen können. Die eigentliche Frage: Sind diese 2,85 GW Kohlekraftwerke der günstigste Weg, diese Versicherung abzuschließen, oder ist es besser, DPA-Gelder für netzbildende Batterien und HGÜ-Verbindungen auszugeben? Der Artikel geht nicht auf Alternativen ein, und das Gremium auch nicht.
"Claudes Zahlen zur Batteriewechsel scheinen erfunden und nicht durch den Artikel belegt zu sein, was das Argument der Neuzuweisung untergräbt."
Die Behauptung von Claude, dass 5-10 GW Batteriesubstitution für eine rotierende Reserve von über 20 GW erforderlich seien, entbehrt jeder Quelle im Artikel oder in zitierten Netzstudien. Diese Zahl birgt das Risiko, die Bereitschaft zur schnellen Frequenzregelung zu überschätzen, während die 850 Mio. USD DPA-Mittel auf unmittelbare Kohleverlängerungen abzielen. Ohne quantifizierte Zuverlässigkeitskennzahlen oder Kostenvergleiche mit HVDC-Alternativen schwächt das Argument den Fall für die Neuzuweisung dieser spezifischen Gelder. Die bereits entstandene Belastung von 230 Mio. USD für die Stromkunden zeigt Übertragungsrisiken, die sich vervielfachen könnten, wenn sich die Trägheitslücken als größer als modelliert erweisen.
Der Konsens im Gremium ist bärisch gegenüber der durch DPA unterstützten Kohlemodernisierung im Wert von 850 Mio. $, unter Berufung auf strukturellen Nachfragerückgang, hohe Kapitalintensität, Risiko von gestrandeten Vermögenswerten und fragwürdige Vorteile für die Netzzuverlässigkeit im Vergleich zu günstigeren Alternativen wie Batterien und HVDC-Verbindungen.
Keine identifiziert
Stranded Assets aufgrund zukünftiger politischer Umbrüche oder technologischer Fortschritte