Pinnacle West: Gewinn je Aktie steigt im Q3 2026 dank eines Wachstums der APS-Einzelhandelsumsätze um 9,5 %

Pinnacle West Capital Corp. (NYSE: PNW) wies für das dritte Quartal 2026 einen Nettogewinn von 3,49 US-Dollar je verwässerter Aktie aus, die auf die Stammaktionäre entfällt, verglichen mit 3,39 US-Dollar im Vorjahreszeitraum. Ein Kundenwachstum sowie eine steigende Stromnachfrage – insbesondere bei Gewerbe- und Industriekunden – trieben die Erlöse und den Absatz im Einzelkundengeschäft an. Das Unternehmen legte seine EPS-Prognose für 2026 auf 5,05 bis 5,25 US-Dollar fest und rechnet für das Gesamtjahr nun mit einem witterungsbereinigten Absatzwachstum im Einzelkundengeschäft von 8 % bis 10 %.

Der Umsatzerlös im dritten Quartal stieg von 1,82 Milliarden US-Dollar im Vorjahreszeitraum auf 1,97 Milliarden US-Dollar. Der Erlös im Einzelkundengeschäft legte um 167 Millionen US-Dollar auf 1,90 Milliarden US-Dollar zu, was Zuwächse von 98 Millionen US-Dollar bei Geschäftskunden und 69 Millionen US-Dollar bei Privatkunden beinhaltet. Diese Zuwächse wurden teilweise durch geringere Erlöse im Großhandels- und Übertragungsgeschäft ausgeglichen.

Der Umsatzerlös abzüglich der Aufwendungen für Brennstoffe und fremdbezogenen Strom trug mit 0,30 US-Dollar je Aktie zum Gewinnanstieg gegenüber dem Vorjahr bei. Absatz und Nutzung steuerten 0,35 US-Dollar je Aktie bei, während das Wetter 0,09 US-Dollar beitrug. Geringere Margen in den Bereichen erneuerbare Energien und Nachfragesteuerung (Demand-Side-Management) schmälerten das Ergebnis im Vergleich um 0,12 US-Dollar je Aktie, und das Übertragungsgeschäft verringerte es um 0,04 US-Dollar. Höhere Abschreibungen, Zinsen, Steuern sowie eine gestiegene Aktienanzahl hoben einen Teil der Vorteile aus dem starrkeren Absatz ebenfalls wieder auf.

Gewerbliche Nachfrage treibt Absatzwachstum an

APS, das regulierte Energieversorgungsunternehmen von Pinnacle West, verkaufte im Quartal 12.694 GWh an Einzelkunden, verglichen mit 11.467 GWh ein Jahr zuvor. Der Absatz an Geschäftskunden stieg von 5.739 GWh auf 6.583 GWh, während der Absatz an Privatkunden von 5.728 GWh auf 6.111 GWh zulegte.

Auf witterungsbereinigter Basis wuchs der Absatz im Einzelkundengeschäft im Quartal um 9,5 %. Der witterungsbereinigte Absatz an Geschäftskunden stieg um 826 GWh, verglichen mit einem Anstieg der Nachfrage von Privatkunden um 253 GWh. Der Absatzzuwachs im Gewerbe- und Industriesektor im bisherigen Jahresverlauf belief sich laut der Präsentation auf 13,9 %, da Großkunden ihre Betriebskapazitäten weiter hochfuhren.

Die durchschnittliche Anzahl der Einzelkunden stieg um 1,8 % auf rund 1,46 Millionen. Das Quartal profitierte zudem von heißerem Wetter: Die Kühlgradtage lagen bei 1.444, verglichen mit 1.397 im Vorjahr und einem 10-Jahres-Durchschnitt von 1.333. Das Wetter trug im Quartal geschätzte 28 Millionen US-Dollar und in den ersten neun Monaten des Jahres 2026 geschätzte 73 Millionen US-Dollar zur Bruttomarge vor Steuern bei.

Pinnacle West erwartet für 2026 ein witterungsbereinigtes Absatzwachstum im Einzelkundengeschäft von 8 % bis 10 %, einschließlich eines Beitrags von 5 % bis 7 % durch neue große Produktionsstätten und mehrere große Rechenzentren. Das Kundenwachstum im Einzelgeschäft wird auf 1,5 % bis 2,5 % geschätzt. Für den Rest des Jahres geht das Unternehmen von normalen Wetterbedingungen aus.

Gewinnausblick wägt Lastwachstum und höhere Kosten ab

Für 2026 erwartet Pinnacle West eine bereinigte Bruttomarge – ohne Programme für erneuerbare Energien und Nachfragesteuerung – von 3,45 Milliarden bis 3,51 Milliarden US-Dollar. Die bereinigten Betriebs- und Instandhaltungsaufwendungen werden auf 1,09 Milliarden bis 1,11 Milliarden US-Dollar geschätzt, während sich Abschreibungen und sonstige Steuern außer Ertragsteuern voraussichtlich auf insgesamt 1,21 Milliarden bis 1,23 Milliarden US-Dollar belaufen werden.

Das Management identifizierte Absatzwachstum, Neukundenzuwächse, Erlöse aus dem Übertragungsgeschäft und das Wetter im Jahr 2026 als positive Gewinntreiber im Vergleich zum Vorjahr. Höhere Abschreibungen und Grundsteuern im Zusammenhang mit zusätzlichen in Betrieb genommenen Anlagen sowie Finanzierungskosten und Betriebs- und Instandhaltungsaufwendungen (O&M) dürften die Ergebnisse dagegen belasten.

Das Unternehmen strebt weiterhin ein langfristiges EPS-Wachstum von 5 % bis 7 % ausgehend vom ursprünglichen Mittelwert seiner Prognose für 2024 an. Zudem erwartet es bis 2030 ein witterungsbereinigtes jährliches Absatzwachstum im Einzelkundengeschäft von 8 % bis 10 %, einschließlich eines Beitrags von 7 % bis 9 % durch große Gewerbe- und Industriekunden.

APS verfügt über vertraglich zugesagte Lastzuwächse von 5,8 GW, von denen etwa 4,9 GW noch nicht bedient werden. Mehr als 90 % dieser zugesagten Last befinden sich in verschiedenen Phasen des Baus oder der Planung, wobei sich die Projekte über die verarbeitende Industrie, Rechenzentren, die Nachfrage von Privatkunden und sonstige Industriekunden erstrecken. Der integrierte Ressourcenplan des Versorgers für 2026 prognostiziert, dass der jährliche Strombedarf im Einzelkundengeschäft bis 2041 um rund 42.000 GWh steigen wird, was mehr als eine Verdopplung der aktuellen Nachfrage bedeutet.

Investitionen und Finanzierung

APS plant im Zeitraum von 2025 bis 2028 Investitionen in Höhe von 10,35 Milliarden US-Dollar zur Unterstützung von Erzeugung, Übertragung, Verteilung und sonstiger Infrastruktur. Die Schätzung schließt bis zu rund 440 Millionen US-Dollar für die Umrüstung des stillgelegten Kraftwerks Cholla auf eine Erdgas-Erzeugungskapazität von 380 MW sowie zusätzliche Ausgaben im Zusammenhang mit einer kürzlich unterzeichneten Vereinbarung, auf die in der Präsentation verwiesen wird, aus.

Zu den geplanten Kapazitätserweiterungen gehören etwa 720 MW Gas-Erzeugungskapazität am Standort Saguaro im Jahr 2030 und ungefähr 1.280 MW am Standort Desert Sun im Jahr 2032. APS rechnet zudem damit, in den nächsten zehn Jahren rund 500 Millionen US-Dollar zusätzlich in das Investitionsprogramm von Palo Verde zu investieren, neben einer Investition von etwa 200 Millionen US-Dollar für den Erwerb von knapp 100 MW Kernkraftkapazität, die zuvor Gegenstand einer Sale-and-Leaseback-Vereinbarung war.

Der Finanzierungsplan des Unternehmens für 2026 bis 2028 umfasst einen operativen Cashflow von etwa 8 Milliarden US-Dollar nach Dividendenzahlungen an die Aktionäre, die Nettoausgabe von APS-Anleihen im Wert von 2,6 Milliarden bis 2,9 Milliarden US-Dollar, Netto-Schulden von Pinnacle West in Höhe von 300 Millionen bis 350 Millionen US-Dollar sowie Pinnacle West-Eigenkapital in Höhe von 1,0 Milliarde bis 1,2 Milliarden US-Dollar. Per Oktober 2026 waren etwa 920 Millionen US-Dollar des zusätzlichen Eigenkapitalbedarfs über Termingeschäfte (Forward-Transaktionen) preislich fixiert. Das Management erklärte, zu seinen Zielen gehörten die Beibehaltung von Investment-Grade-Ratings, die Aufrechterhaltung einer Eigenkapitalquote von über 50 % in der Kapitalstruktur von APS und die Bewahrung eines langfristigen Verhältnisses von Funds from Operations zur Verschuldung bei Pinnacle West von 14 % bis 16 %.

Regulatorische Risiken und Umsetzungsrisiken

Das anhängige Tarifverfahren von APS in Arizona bleibt eine wichtige Unsicherheitsquelle. Der Versorger fordert eine Erhöhung der Nettoeinnahmen um 609 Millionen US-Dollar, was einer geschätzten anfänglichen Belastung der Kunden von 14,69 % entspricht, und hat eine zulässige Eigenkapitalrendite (ROE) von 10,70 % vorgeschlagen. Die Stellungnahme der Mitarbeiter der Arizona Corporation Commission unterstützte eine niedrigere ROE-Spanne von 9,55 % bis 9,80 %. Eine endgültige Entscheidung wurde für Dezember 2026 erwartet, obwohl laut Präsentation regulatorische Termine vorläufig bleiben und sich ändern können.

Der Ausblick von Pinnacle West hängt zudem von der rechtzeitigen Kostendeckung, dem Zugang zu Fremd- und Eigenkapital sowie der Fähigkeit des Versorgungsunternehmens ab, die Erzeugungs- und Übertragungsinfrastruktur bei der Entwicklung großer Lasten zu erweitern. Zu den weiteren offengelegten Risiken gehören Brennstoff- und Strombezugskosten, extreme Hitze und Waldbrandrisiken, der Betrieb von Kernkraftwerken, Umwelt- und Regulierungsauflagen, Bedrohungen der Cybersicherheit, Engpässe in der Lieferkette sowie die Möglichkeit, dass sich die prognostizierte Nachfrage von Rechenzentren oder aus der verarbeitenden Industrie nicht wie erwartet einstellt.