Zusammenfassung

  • Der 10-K-Bericht 2025 von Dominion Energy Virginia, am 23. Februar 2026 eingereicht, hält fest, dass Anschlüsse mit hoher Last ab Januar 2027 Verträge über vierzehn Jahre, Sicherheiten und Mindestabnahmen „erfordern würden“ — im Original im Konditional. Ziel ist, Quersubventionen zwischen Kundengruppen und gestrandete Kosten zu begrenzen. Das ist ein Datum, und es bleibt ein Konditionalsatz.
  • Dieselbe Akte nennt einen Anteil der Rechenzentren am Stromabsatz: 28 % in 2025 gegen 26 % in 2024. Eine Aufteilung in vertraglich gebundene und lediglich angefragte Megawatt war dem hier gelesenen Material nicht zu entnehmen. Ein Absatzanteil ist kein Auftragsbestand.

Wer im Loudoun County ein Haus besitzt oder in einem Gremium sitzt, das über das Umspannwerk eines Campus abstimmt, entscheidet seine Rechnung nicht über die Größe der Rechenzentrumsschlange. Sie entscheidet sich an der Größe des Teils, der etwas unterschrieben hat, plus an dem Anteil der Leitungen, die für den Rest gebaut wurden und trotzdem bei ihm landen.

Dominion Energy Virginia hat dem zweiten Halbsatz nun ein Datum gegeben. Im Formular 10-K für 2025, EDGAR-Einreichungsindex, Aktenzeichen 0001193125-26-063120, eingereicht am 23. Februar 2026 für einen Berichtszeitraum bis zum 31. Dezember 2025, hält der Einreicher — Dominion Energy, Inc. mit der CIK 0000715957, gemeinsam mit Virginia Electric & Power Co. mit der CIK 0000103682 — fest, dass Anschlüsse mit hoher Last ab Januar 2027 Verträge über vierzehn Jahre, Sicherheiten und Mindestabnahmen erfordern würden. Der angegebene Zweck: Quersubventionen zwischen Kundengruppen und gestrandete Kosten zu begrenzen.

Man sollte diesen Satz zweimal lesen, weil zwei seiner drei Elemente die Last tragen. Die Laufzeit beträgt vierzehn Jahre und ist damit länger als die meisten Gerätezyklen in dem Gebäude, das sie versorgt. Und das Verb steht im Konditional: Die Akte beschreibt ein kommendes Regime, nicht eine Sammlung bereits geschlossener Verträge. Wer daraus eine genehmigte Tarifvorschrift macht, ist über die Akte hinausgegangen.

Was die Akte tatsächlich zählt

Der Nachweis zur Nachfrage in derselben Akte ist konkret und enger als die Schlagzeilen, die daraus gebaut werden. In Punkt 1, Druckseiten 9 und 10, führt der Einreicher das Nachfragewachstum vor allem auf neue und größere Rechenzentren zurück, konzentriert im Loudoun County in Virginia, und vermerkt, dass das Geschäft von Dominion Energy Virginia auch North Carolina umfasst. Dann die Zahl: Rechenzentren standen 2025 für 28 % des Stromabsatzes von Virginia Power und 2024 für 26 %, wie das vom Einreicher veröffentlichte PDF des 10-K für 2025 ausweist.

Achtundzwanzig Prozent des Stromabsatzes sind ein echter und verstörender Anteil am Durchsatz eines regulierten Versorgers. Es ist zugleich ein Absatzanteil: kein Umsatz, keine Kapazität, und die Akte beschreibt ihn nicht als rein virginiaspezifische Größe. Zwei Prozentpunkte sind die gesamte Jahresveränderung, und diese Subtraktion stammt von mir und wurde an den beiden gedruckten Zahlen vorgenommen.

Auch die Prognose der Akte gehört nicht allein den Rechenzentren. Sie zitiert die PJM-Erwartung eines durchschnittlichen Spitzenlastwachstums von 5,4 % pro Jahr über die nächsten zehn Jahre für die PJM-DOM-Zone — die gesamte Zone, ein größeres und gröberes Objekt als eine einzelne Kundengruppe, das elektrische Heizung, elektrifizierten Verkehr und gewöhnliches Haushaltswachstum neben den Campus aufnimmt.

Die öffentliche Akte liefert also einen Absatzanteil und eine Wachstumsrate für eine ganze Zone. Keines von beidem ist ein Megawatt vertraglich gebundener Rechenzentrumslast. Zwischen beiden steht die Frage, die jeder Kreisausschuss und jeder Wettbewerber tatsächlich stellt.

Das Geld, das bereits fließt

Was es gibt, in ausdrücklichen Dollar, ist der Rückgewinnungsmechanismus — und seine Beträge sind groß genug, dass niemand sie mit 28 % multiplizieren und das Ergebnis eine Subvention für Rechenzentren nennen sollte.

In der regulatorischen Anhangsnote derselben Einreichung, Note 13 in der Darstellung der SEC, beschreibt der Einreicher eigenständige Tarifanpassungsklauseln, die die Rückgewinnung zulässiger Kosten für Erzeugung, Übertragung, Erdverkabelung, Umwelt, Effizienz, Erneuerbare und Laufzeitverlängerung von Kernkraftwerken erlauben; Brennstoff wird in jährlichen Verfahren zurückgewonnen, und die Entscheidungen der Kommission bestimmen, was rückgewinnbar ist. Die Note hält fest, dass die Gesetzgebung von 2023 zweijährige Prüfungen der Grundtarife einführte und verlangte, dass Zusatzentgelte von zusammen mindestens 350 Millionen Dollar jährlich ab Juli 2023 mit den Grundtarifen zusammengeführt werden. Sie hält das Ergebnis des Verfahrens von Virginia Power aus März 2025 fest: eine Genehmigung im November 2025, die 566 Millionen Dollar ab Januar 2026 zuzüglich 210 Millionen Dollar ab Januar 2027 zuließ, bei einer genehmigten Eigenkapitalrendite von 9,80 %, die auch künftig für Zusatzentgelte gilt. Diese beiden Schritte summieren sich auf 776 Millionen Dollar — meine Addition zweier genannter Beträge, keine von der Akte gedruckte Summe.

Dann kommt die Übertragungszeile, an der die Arithmetik interessant wird. Für das Tarifjahr ab September 2025 bestand der Übertragungsbedarf von 1,343 Milliarden Dollar aus 561 Millionen Dollar in Grundtarifen und 782 Millionen Dollar im Rider T1; genehmigt waren 639 Millionen Dollar Rückgewinnung im Rider OSW. Nach meiner Division trägt das Zusatzentgelt rund 58,2 % dieses Bedarfs, die Grundtarife rund 41,8 %.

Hier ist, was diese Beträge nicht sind. Es sind keine Kostenzuordnungen an Rechenzentren. Es sind Gesamtbeträge eines Versorgers für ein Tarifjahr, und daraus, dass Rechenzentren 28 % des Absatzes ausmachen, folgt nicht, dass 28 % eines dieser Beträge ihnen zuzurechnen wären. Die Akte veröffentlicht auch diese Aufteilung nicht, und die Warnung der Note gilt: Diese Bedarfe sind keine isolierten Rechenzentrumskosten.

Die einzige in der Note dokumentierte Zuordnungsentscheidung läuft gegen die erwartete Geschichte. Die Kommission lehnte es ab, Aufwendungen für gekaufte Leistung aus den Grundtarifen in die Brennstoffkosten zu verschieben. Das ist eine Grenze zwischen zwei Töpfen, keine Abgabe auf den Campus nebenan.

Was das Datum 2027 tatsächlich ändert

Bis Januar 2027 lautet die Antwort der Akte auf die Frage, wer Leitungen bezahlt, die für Last gebaut wurden, die vielleicht nie abgenommen wird: dieselben Zusatzentgelte, die alle zahlen, wobei die Kommission die Rückgewinnbarkeit von Fall zu Fall entscheidet. Ab Januar 2027 fügt die vorausschauende Beschreibung des Einreichers dem Anschluss selbst einen Vertrag, eine Sicherheit und eine Mindestabnahme hinzu.

Das ist eine echte Verschiebung der Frage, wer die Option hält. Ein Vertrag über vierzehn Jahre mit Mindestabnahme verlagert die Kosten einer leeren Halle von der Allgemeinheit der Kunden zu dem Kunden, der die Kapazität reserviert hat — sofern die Bedingungen genehmigt werden und die Sicherheit groß genug ist, um zu wirken. Der Einreicher sagt, genau das sei die Absicht: Quersubventionen und gestrandete Kosten begrenzen. Absichten in einer Akte sind keine Tarife. Das Instrument, das sie wirksam machen würde, wurde hier nicht beschafft.

Für ein Unternehmen, das einen Standort wählt, ist die praktische Folge eine Frist mit Preisschild. Für einen Haushalt ist es der Unterschied zwischen dem Mitfinanzieren fremder Optionalität und dem Gegenteil.

Wo diese Lesart endet

Eine Grenze gehört neben die Aussagen oben und nicht ans Textende, also steht sie hier, wo sie zählt. Eine Aufteilung in vertraglich gebundene und lediglich angefragte Megawatt an Rechenzentrumslast wurde für diese Arbeit nicht aus erster Hand beschafft. Der integrierte Ressourcenplan von Dominion Energy Virginia und seine Lastprognosetabellen wurden nicht gelesen; die darauf gerichtete Rechercheanfrage endete in einem Kapazitätsausfall des Anbieters.

Auch eine Anordnung der State Corporation Commission von Virginia zum Großlastanschluss wurde nicht beschafft — die Tarifdatenbank und das Verfahrensportal der Kommission blockierten beide den automatisierten Abruf.

Das ist eine Grenze dieser Lesart, keine Feststellung über das Unternehmen. Es wäre bequem und falsch zu schreiben, Dominion veröffentliche eine solche Aufteilung nicht; der ehrliche Satz lautet, dass diese Lesart keine erhalten hat. Ebenso falsch wäre es, die Lücke mit einer Schlangenzahl aus der Pressemitteilung eines anderen zu füllen.

Das primäre HTML-Dokument des 10-K umfasst 18.147.230 Byte und überschritt die Grenze des Abrufwerkzeugs von 16.777.216 Byte, sodass nichts hier aus dieser Datei zitiert wird: Der regulatorische Text stammt aus der von der SEC dargestellten Note, der Nachfragebefund aus dem vom Einreicher veröffentlichten PDF. Und es handelt sich um eine am 23. Februar 2026 eingereichte Momentaufnahme: spätere Anordnungen aus 2026 und ein neuerer Plan wurden nicht geprüft.

Das Datum ist die Offenlegung

Zieht man den Kommentar ab, bleibt ein Befund. Ein regulierter Versorger, dessen Rechenzentren 28 % des Stromabsatzes ausmachen, hat der SEC in einem unter Haftung unterzeichneten Dokument mitgeteilt, dass das Vertragsregime für sehr große neue Last im Januar 2027 beginnt und vierzehn Jahre läuft. Wie viel Last zu diesen Bedingungen bereits gezeichnet ist, hat er in den hier gelesenen Unterlagen nicht veröffentlicht — weil die Bedingungen noch nicht gelten.

Die zu beobachtende Zahl ist daher nicht die Schlange des nächsten Jahres. Es ist das erste eingereichte Tarifblatt oder die erste Anordnung, die das Konditional in eine Verpflichtung überführt, und die erste Offenlegung, die gezeichnete von angefragten Megawatt trennt. Bis eines davon erscheint, misst der Anteil der Rechenzentren am Stromabsatz Virginias die Vergangenheit, und der Vertrag von 2027 ist ein datierter Schuldschein. Der Verzeichniseintrag Dominion Virginia Power erfasst den Betreiber hinter AS6231 — die Stelle, an der Leitungen und Einreichungen zusammenkommen.