Zusammenfassung

  • Georgia Power erwartet aus Leistungssteigerungen in Vogtle und Hatch rund 96 MW zusätzliche Netzkapazität; Google soll die zugehörigen Zero-Emission Credits erhalten, nicht einen physisch reservierten Stromblock.
  • Die in Aussicht gestellten rund 900 Millionen US-Dollar sind ein prognostizierter Kundenvorteil über die Laufzeit der Blöcke, keine bereits erzielte Ersparnis und mit den veröffentlichten Angaben nicht unabhängig nachrechenbar.
  • Der NU-1-Tarif, der Hatch-Antrag und die Kostenzuordnung stehen noch unter regulatorischer Prüfung. Die Differenz zwischen den aktuellen 96 MW und den 112 MW im Ressourcenplan von 2025 ist nicht erklärt.

Die Transaktion lässt sich nicht sinnvoll als Verkauf von „96 MW Kernstrom an Google“ beschreiben. Georgia Power sagt, die Leistungssteigerungen an den eigenen Anteilen der Kernkraftwerke Vogtle und Hatch würden ungefähr 96 Megawatt zusätzliche Kapazität ins Netz bringen, das seine Kunden versorgt. Google soll über einen neuen Nuclear-Uprate-Tarif (NU-1) die Zero-Emission Credits (ZECs) erhalten, die der zusätzlichen Stromproduktion zugerechnet werden. Das sind drei verschiedene Größen: verfügbare Kapazität, tatsächlich über die Zeit erzeugte Energie und ein vertraglich zugewiesenes Umweltattribut.

Die öffentliche Mitteilung behauptet weder eine Google vorbehaltene physische Strommenge noch eine stündliche Abstimmung des Reaktoroutputs mit dem Verbrauch von Rechenzentren.

Damit verschiebt sich die Prüfung vom Slogan auf die Abrechnung. Wenn Google für die Attribute zahlt und die zusätzliche Kapazität dem Netz zugutekommt, hängt der behauptete Kundennutzen davon ab, welche Kosten dieser Beitrag abdeckt und welche Risiken bei der übrigen Kundschaft bleiben. Georgia Power sagt, der Mechanismus solle Nichtteilnehmer vor den zusätzlichen Kosten der Arbeiten schützen. Veröffentlicht sind jedoch weder Abonnementpreis und Laufzeit noch Abrechnungsformel, Ausgleichsregeln oder die Verteilung von Baukostenüberschreitungen und Minderleistung.

Eine Schutzabsicht ist noch kein Nachweis dafür, dass Kosten und Nutzen tatsächlich so verteilt werden.

Georgia Power und Google kündigten die Vereinbarung am 21. September 2026 an; sie steht unter dem Vorbehalt der Zustimmung der Georgia Public Service Commission (PSC). Georgia Power erwartet über die verbleibende Lebensdauer der Einheiten rund 900 Millionen US-Dollar an Kundenvorteilen. Die Mitteilung umfasst einen neuen NU-1-Tarif und einen Antrag auf einen Extended Power Uprate (EPU) für Hatch 1 und 2. Der Betrag ist damit eine Unternehmensprognose zu einer noch zu genehmigenden Vereinbarung, kein bereits den Kunden gutgeschriebener Erlös. Mitteilung von Georgia Power

Die 900 Millionen werden erst mit Bezugsfall und Methode prüfbar. Handelt es sich um einen nominalen Gesamtbetrag oder einen abgezinsten Wert? Vergleicht die Schätzung den Uprate mit keiner zusätzlichen Leistung, mit einem Projekt ohne Google-Abonnement oder mit einer anderen Ressourcenplanung? Welche Kundengruppen erhalten den Wert und über welche Tarifposition? Werden Investition, Finanzierung, Wartung und Verzögerungen abgezogen? Die vorliegenden öffentlichen Unterlagen lassen weder die Summe nachrechnen noch die Verteilung auf Kundenklassen bestimmen.

„Prognostiziert“ ist deshalb die korrekte Beschreibung; „bereits eingespart“ wäre es nicht.

Auch zwei Kapazitätsangaben bleiben nebeneinander stehen. Georgia Powers integrierter Ressourcenplan von 2025 sah für den eigenen Anteil an nuklearen Leistungssteigerungen 92 MW im Jahr 2030 und 112 MW für 2031 bis 2034 vor. Die Mitteilung von 2026 nennt nun rund 96 MW. Die verfügbaren Materialien erklären nicht, ob andere Einheiten, Zeiträume, Eigentumsanteile oder Messgrundlagen angesetzt wurden. Eine technische Erklärung zu erfinden wäre ebenso unzulässig wie eine Zahl als Fehler der anderen zu behandeln. Ein vollständiger Antrag sollte die erwartete Mehrleistung für jede Einheit, den Anteil von Georgia Power und den Zeitplan ausweisen. Der direkte PDF-Link zum Plan von 2025 lieferte bei dieser Prüfung einen Fehler; die offizielle IRP-Materialseite ist weiter erreichbar. IRP-Materialseite · IRP 2025 als PDF

Vogtle und Hatch haben zudem unterschiedliche Genehmigungshistorien. Im Juli 2025 erklärte Georgia Power, die PSC habe einen EPU für Vogtle 1 und 2 mit erwarteten 54 MW genehmigt. Für Hatch 1 und 2 habe sie nur vorläufige Planung, Lizenzierung und Ingenieurarbeit für mögliche spätere Leistungssteigerungen zugelassen. Der nun angekündigte Hatch-Antrag durchläuft daher eine eigene Prüfung. Der PSC-Eintrag 228893 bezieht sich auf den Hatch-1/2-Antrag; ein registrierter Antrag ist keine Genehmigung des Tarifs oder der Kosten. Mitteilung zur IRP-Genehmigung 2025 · PSC-Eintrag 228893

Ein EPU ist kein Neubau eines Reaktors. Georgia Power beschreibt gezielte Änderungen an Turbinen, Pumpen, Motoren und Kühlsystemen, damit ein Block mit höherer genehmigter thermischer Leistung mehr Strom erzeugen kann. Die genannten 96 MW betreffen den Eigentumsanteil von Georgia Power, nicht die gesamte Leistung von Anlagen mit weiteren Miteigentümern; darauf weisen auch die Seiten zu Plant Hatch und Plant Vogtle hin. Die Prüfung einer Lizenzänderung durch die Nuclear Regulatory Commission ist außerdem von der PSC-Prüfung des Tarifs und der Kostenverteilung zu trennen. NRC-Leitfaden zu Leistungssteigerungen · Öffentlichkeitsbeteiligung der NRC

Vor einer Genehmigung sollte der Tarif Preis und Laufzeit des Google-Abonnements, die Messung und Übertragung der ZECs, die davon gedeckten Investitions- und Betriebskosten sowie den Umgang mit Verzögerungen, Mehrkosten und geringerer Produktion offenlegen. Nach Inbetriebnahme sollte Georgia Power genehmigte Ausgangswerte mit tatsächlicher Leistung, Zusatzkosten, übertragenen Attributen und realen Vorteilen für einzelne Kundenklassen vergleichen. Deckt Googles Zahlung die Zusatzkosten und senkt die neue Kapazität die Systemkosten, ohne Risiken weiterzureichen, kann der Mechanismus einen gemeinsamen Nutzen schaffen.

Werden dagegen die Attribute dem Abonnenten zugeteilt, während Bau- oder Leistungsrisiken in breiten Tarifen landen, fällt die Verteilung anders aus. Die derzeitigen Unterlagen belegen noch keines der beiden Ergebnisse.

Was zu beobachten ist

Entscheidend sind der endgültige NU-1-Tarif samt Anlagen, eine einheitenbezogene Herleitung der 96 MW, die Überleitung zu den IRP-Werten von 92 und 112 MW, die Genehmigungs- und Bauetappen in Hatch sowie regelmäßige Berichte über tatsächliche Produktion, Kosten, ZECs und realisierte Kundenvorteile. Bis die Rechnung unabhängig überprüfbar ist, bleibt der Betrag von 900 Millionen US-Dollar eine Prognose.

Quellen: Vereinbarung Georgia Power–Google; offizielle IRP-Materialien; PSC-Eintrag 228893; Genehmigungsmeldung 2025; NRC-Leitfaden.