Inhaltsverzeichnis
Zum besseren Verständnis des Geschäftsmodells/Zahlenentwicklung und deren Interpretation ist die qualitative Erstanalyse bestens geeignet LINK
Zum Chartverlauf
Auffällig noch der Einbruch der Aktien am 19. November 2025 , nachdem eine Aufsichtsbehörde in Connecticut den Plan des Versorgungsunternehmens blockiert hatte, seine Tochtergesellschaft Aquarion Water für 2,4 Milliarden Dollar an eine neu gegründete quasi-öffentliche Einrichtung zu verkaufen. Damit bleibt der erhoffte CF zur Schuldenreduktion aus.
Dann wurde am 22. Dezember von der gleichen Behörde bekannt, dass Eversource die Kosten für zahlungssäumige Kunden (die sogenannten „Hardship-Programme“) nicht so schnell und in dem Umfang über die Stromrechnungen zurückholen darf, wie das Unternehmen es beantragt hatte. Dies belastete den Cashflow unmittelbar
Am 19. März 2026 erließ die FERC, dass der zulässige ROI maximal 9,57% betragen darf. (Also doch deutlich niedriger als die 10,3% von EIX). ES senkte daraufhind die Guidance von ø $4,87 auf ø ¢4,65 (- 4,5%). Damit gibt es eine ROE Senkung und Kürzungen für 2026 von ca $ 70 Mio.
Anschließend gab es ein Q1 2026 rgebnis, welches stärker als erwartet war und damit war Mr. Market wieder etwas versöhnt.
Bei den technischen Daten hat sich nicht viel geändert. Einzelne Kennzahlen wie die Payout ratio ist nun wieder besser, aber hier spielen saisonale Aspekte eine Rolle. In Summe ist man mit der Kurssteigerung bereit leicht über dem Kursziel der Analysten.
Bei der EPS Entwicklung sieht man wieder, wie träge das Unternehmen wächst..Allerdings gilt auch hier, dass hohe Verbindlichkeiten aufgenommen wurden und nun neue Kapitalgeber gesucht werden müssen.
Die Dividendenrendite bleibt in bekannten Regionen, aber immerhin sind es stabile 4,3%, die dem Investor winken.
Wesentliche Entwicklungen seit der letzten Analyse
| Kennzahl | Alte Guidance | Neue Guidance | Langziel |
|---|---|---|---|
| EPS 2026 Non-GAAP | $4,80–$4,95 | $4,57–$4,72 | – |
| EPS-Wachstum CAGR | 5–7% | 5–7% | Oberes Ende ab 2028 |
| Basis für CAGR | $4,88 (Ø alt) | $4,65 (Ø neu) | – |
| Investitionsplan 2026–2030 | $26,5 Mrd. – unverändert | bestätigt | |
| Dividende/Quartal | $0,7875 (28. Jahr Erhöhung) | ~+4–5% p.a. | |
| Analysten Ø-Kursziel | $72,17 (16 Analysten) – Hold | Kurs ~$73,77 leicht darüber | |
Da Eversource ein reguliertes Unternehmen ist, wird von den Behörden auch die ROE Höhe genehmigt. Dazu sind sowohl die Rate Base = Nettowert der Investitionen, als auch der Rate Case = Das Tarif Prüfverfahren wichtig.
Eversource Energy (ES): Multi-Jurisdiktionale Regulierung
Rate Base vs. Rate Case – vier Regulierungsstränge mit unterschiedlicher Dynamik.
Anders als viele Single-State-Versorger hat ES nicht eine, sondern vier parallel laufende Rate-Base/Rate-Case-Beziehungen – mit jeweils eigener Behörde, eigenem Mechanismus und eigenem genehmigtem ROE. Das ist sowohl Diversifikationsvorteil als auch Quelle von Kopfschmerzen, wie die Entwicklungen 2025/2026 zeigen.
Zur Erinnerung: Rate Base vs. Rate Case
| Merkmal | Rate Base (Die Substanz) | Rate Case (Das Verfahren) |
|---|---|---|
| Natur | Bilanzwert (Asset) | Juristisches/bürokratisches Event |
| Frequenz | Wächst stetig durch Investitionen | Findet alle paar Jahre statt (oder formelhaft, s.u.) |
| Hebel | CapEx (Investitionsprogramm) | Regulatorische Strategie & Politik |
| Ziel | Maximierung der Ertragsbasis | Sicherung fairer Endkundenpreise |
Die vier Regulierungsstränge
Direkter Vergleich der Mechanismen
| Jurisdiktion | Mechanismus | Rhythmus | Status / genehmigter ROE |
|---|---|---|---|
| Connecticut (PURA) | Klassischer Rate Case | Alle paar Jahre, ad hoc | Höchstes politisches Risiko im Konzern |
| Massachusetts (DPU) | Rate Case + Settlements | Laufende Einzelverfahren, teils über Jahre | 16 Altverfahren im Dez. 2025 beigelegt |
| New Hampshire (NHPUC) | Alternative Regulatory Framework | Formelhaft jährlich bis 2028, dann Rate Case 2029 | 9,5%, Gewinnteilung ab 25 Bp über ROE |
| Transmission (FERC) | Formula Rate, jährliches Update | Jährlich, mit Rückwirkungsrisiko | 9,57% (von 11,14%/10,57%), Neuantrag 11,39% |
Der Gewinn-Motor im Detail: Logik, Praxisbeispiel und Grenzen
Wie sich die Formel Rate Base × Equity% × ROE 2026 bei Eversource konkret ausgewirkt hat.
Die Logik in zwei Bausteinen
Szenario-Wirkung auf Rate Base und Electric Income
| Szenario | Auswirkung auf Rate Base | Auswirkung auf Electric Income |
|---|---|---|
| Investition in neue Netze (CapEx) | ↑Steigt | ↑Steigt (langfristig, nach Anerkennung) |
| Senkung des ROE durch Behörde | ⇄Unverändert | ↓Sinkt (sofort, teils rückwirkend) |
| Steigende Marktzinsen | ⇄Unverändert | ↓Sinkt (höhere Zinskosten) |
| Regulatorischer Lag (CapEx ohne Rate-Case-Anerkennung) | ↑Steigt buchhalterisch | ⇄Verzögert / faktisch unterverzinst |
Quellen: Eversource 8-K Q1-2026-Ergebnispressemitteilung (7. Mai 2026), Q1-2026-Earnings-Präsentation, Berichterstattung zur PSNH-Rate-Case-Entscheidung (Juli 2025). Der zugrunde liegende FERC-Beschluss ist Gegenstand laufender Rechtsmittel und kann sich noch ändern.
Um hier den Einfluss dieser wichtigen Größen abschätzen zu können, zuerst mal ein Blick in die Zusammensetzung der Umsätze und des Net Income der Geschäftsfelder
Die Entwicklung der Geschäftsfelder
Hier die Übersicht der Geschäftsfelder von Eversource
| Geschäftsfeld | Fokus & Infrastruktur | Regulierung | Gewinn-Treiber |
|---|---|---|---|
| Electric Transmission | Hochspannungsleitungen & überregionale Netze | FERC (Bund) | Höchste ROEs (~10.5%); stabilste Cashflows |
| Electric Distribution | Lokale Stromnetze & Endkunden-Zustellung | Staatlich (CT, MA, NH) | Große Rate Base; abhängig von lokalen Rate Cases |
| Natural Gas | Gasverteilungsnetze für Heizung & Industrie | Staatlich (CT, MA) | Modernisierung alter Leitungen (LBR-Programme) |
| Water (Aquarion) | Wasserversorgung & Aufbereitung | Staatlich (CT) | Derzeit zum Verkauf stehend (Bilanz-Bereinigung) |
Die kummulierten Segmentergebnisse 2022 - 2025
Analyse: ES-Segmentergebnisse kumuliert 2022–2025
Von der granularen Kostenaufschlüsselung bis zu den beiden großen Sondereffekten.
Electric Transmission bestätigt sich als margenstärkster Bereich
Operating Margin 4.200,20 / 8.128,90 Umsatz = 51,7% – exakt im Bereich der 51–52%, die schon im Sechs-Jahres-Datensatz auffielen. Net Margin liegt bei 33,7%. Bemerkenswert: Storm Costs in diesem Segment sind mit nur −1,40 Mio. USD nahezu null (gegenüber −311,50 Mio. USD bei Electric Distribution) – Transmission-Infrastruktur ist offenbar deutlich sturmresistenter bzw. wird anders kostenseitig behandelt als das Verteilnetz.
Electric Distribution: Volumen ohne Marge
75,5% des Konzernumsatzes (37.484,90 von 49.648,00 Mio. USD), aber nur 9,5% Operating Margin und 6,7% Net Margin. Auffällig in der Kostenaufschlüsselung: Uncollectible Expense (Forderungsausfälle) mit −619,20 Mio. USD ist hier mit Abstand am höchsten aller Segmente – ein Hinweis auf Zahlungsausfälle im Endkundengeschäft, den man in einer reinen Ergebnisrechnung sonst nicht sieht.
Water Distribution: Jetzt mit exakter Erklärung für die Anomalie
Die im letzten Datensatz vermutete Aquarion-bezogene Verzerrung ist hier explizit ausgewiesen: "Loss on Pending Sale of Aquarion" = −297,00 Mio. USD, komplett im Wassersegment verbucht. Ohne diesen Einmaleffekt wäre das Operating Income nicht −38,70, sondern +258,30 Mio. USD – bei 921,20 Mio. USD Umsatz eine Marge von rund 28%, also ein für Wasserversorger typischer, gesunder Wert. Das bestätigt die Vermutung aus der letzten Analyse: Das Segment war operativ nie das Problem, der Verkaufsprozess selbst erzeugt die Verzerrung in den Zahlen.
Die zweite, größere Leiche im Keller: Offshore Wind
Neu und deutlich gewichtiger: "Loss on Offshore Wind Investments" = −2.915,00 Mio. USD, verbucht im Segment "Other". Das ist der mit Abstand größte Einzelposten der gesamten Tabelle unterhalb der Operating-Income-Zeile und dürfte der Rückzug aus den Offshore-Wind-Beteiligungen (South Fork/Revolution/Sunrise Wind) sein. Zusammen mit dem Aquarion-Verlust summieren sich die beiden strategischen Rückzüge auf −3.212,00 Mio. USD über vier Jahre – die konsequente Kehrseite der Kapitalallokations-Logik, die auch die vorherige Segmentanalyse schon nahelegte: Kapital raus aus margenschwachen/nicht-regulierten Nebengeschäften, rein in das 51%-margige, FERC-regulierte Kerngeschäft.
"Other" ist eine Blackbox, keine echte Segmentaussage
Trotz des gewaltigen Offshore-Wind-Verlusts weist "Other" ein positives Net Income von 1.787,30 Mio. USD aus. Das liegt an "Other Income, Net" von +4.699,40 Mio. USD – groß genug, um sowohl den Wind-Verlust als auch den Zinsaufwand (−2.037,00 Mio. USD, mehr als die Hälfte des gesamten Konzern-Zinsaufwands) zu überkompensieren. Ohne Fußnoten lässt sich nicht sicher sagen, was in dieser Zeile steckt (AFUDC-Eigenkapitalanteil, Erträge aus Equity-Beteiligungen, ggf. Veräußerungserlöse) – diese Zeile sollte vor jeder Veröffentlichung gegen den 10-K-Anhang verifiziert werden, bevor daraus eine Aussage zur "Profitabilität" des Segments Other abgeleitet wird.
Wo das Kapital tatsächlich hinfließt (Cash Flows Plant Investments)
Kumulierte CapEx von 16.417,90 Mio. USD verteilen sich mit 70% auf Electric Distribution (6.520,70) und Electric Transmission (4.987,60). Interessant im Verhältnis zu Segmentvermögen: Transmission investiert 29,0% seines Anlagevermögens in vier Jahren neu (≈6,8% p.a.), Distribution nur 18,7% (≈4,4% p.a.) – Transmission wächst also nicht nur margenstärker, sondern auch mit höherer Rate-Base-Wachstumsrate. Das verstärkt die Konzentrationsthese aus der letzten Analyse zusätzlich.
Effektive Steuerquote
Konzernweit: 1.178,30 Mio. USD Steueraufwand auf ca. 4.674,90 Mio. USD Vorsteuerergebnis ≈ 25,2% – plausibel für einen US-Konzern mit Bundes- und Staatensteuer.
Datenbasis: bereitgestellter Segmentdatensatz 2022–2025. Werte nicht unabhängig gegen 10-K/10-Q geprüft.
Other Income, Net & Segment "Other": Auflösung der Blackbox
Warum die konsolidierte Fußnote und das Segmentreporting nicht direkt vergleichbar sind.
Was in der Fußnote "Other Income, Net" steckt (konsolidiert)
Pension, SERP und PBOP Non-Service Income Components (139,3 / 115,4 / 132,9 Mio. USD, 2025–2023): Seit der Bilanzierungsänderung ASU 2017-07 darf nur noch der laufende Service Cost in den operativen Kosten stehen. Alle anderen Pensionskomponenten – Zinsaufwand auf die Verpflichtung, erwarteter Ertrag auf das Planvermögen, Amortisation versicherungsmathematischer Gewinne/Verluste – wandern hierher.
AFUDC Equity (99,0 / 97,8 / 78,1): Der Eigenkapitalanteil der "Allowance for Funds Used During Construction" – eine kalkulatorische, nicht-cash-wirksame Verzinsung des Baukapitals für Anlagen, die noch nicht fertiggestellt und noch nicht in der Rate Base sind. Der stetige Anstieg passt zum wachsenden CapEx-Programm.
Equity in Earnings of Unconsolidated Affiliates (19,9 / 51,9 / 15,5): Ergebnisanteile aus Beteiligungen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden. Der Ausreißer 2024 dürfte mit den Offshore-Wind-Beteiligungen zusammenhängen, bevor der große Verlust realisiert wurde.
Investment (Loss)/Income (−5,4 / 0,6 / −4,9): Bewertungsergebnisse aus Finanzanlagen, u.a. Rabbi-Trust-Wertpapiere für die Altersvorsorge von Führungskräften.
Interest Income (125,5 / 138,2 / 94,2): Zinserträge auf Barmittel und verzinsliche Forderungen, u.a. auf aufgelaufene, noch nicht erstattete Sturmkosten. Der Peak 2024 passt zu hohen Sturmkosten-Salden vor der Securitisierung.
Total Other Income, Net: 378,9 (2025) / 410,5 (2024) / 348,1 (2023) Mio. USD – kumuliert 2023–2025 nur 1.137,5 Mio. USD.
Was das Segment "Other" laut 10-K tatsächlich umfasst
Eversource definiert "Other" im Segmentreporting als Sammelbecken aus fünf ganz unterschiedlichen Quellen:
- Equity in Earnings von Eversource Parent aus seinen Tochtergesellschaften sowie konzerninterne Zinserträge – beides wird in der Konsolidierung eliminiert, plus Zinsaufwand auf die Schulden von Eversource Parent
- Erträge/Aufwendungen von Eversource Service (konzerninterne Shared-Service-Gesellschaft) – größtenteils eliminiert
- Die Ergebnisse von CYAPC und YAEC (stillgelegte Atomkraftwerke, Legacy-Entitäten)
- Sonstige unregulierte Tochtergesellschaften außerhalb des Kerngeschäfts
- Nicht konsolidierte Equity-Beteiligungen von Eversource Parent – bis zum Verkauf 2024 vor allem die drei Offshore-Wind-Projekte, sowie eine Gaspipeline-Beteiligung von Enbridge, Inc.
Warum sich die Zahlen nicht direkt vergleichen lassen
Punkt 1 ist der Schlüssel: Eversource Parent bilanziert die Beteiligung an CL&P, NSTAR, PSNH usw. selbst noch einmal nach der Equity-Methode – normale Praxis bei US-Holdinggesellschaften mit Parent-only-Rechnungslegung. Dieser "Equity Pickup" landet im Segment "Other", wird aber in der Konzernkonsolidierung fast vollständig durch die Eliminations-Spalte wieder herausgerechnet, da sonst die Erträge der Tochtergesellschaften doppelt gezählt würden. Die Segmenttabelle zeigt genau dieses Muster: "Other Income, Net" bei "Other" (+4.699,40 Mio. USD, kumuliert 2022–2025) steht fast spiegelbildlich "Eliminations" (−4.536,50 Mio. USD) gegenüber – kein Zufall, sondern der sich selbst neutralisierende Equity-Pickup.
Die saubere Kennzahl: "Other" + "Eliminations" zusammen lesen
| Kennzahl (kum. 2022–2025) | Other | Eliminations | Kombiniert |
|---|---|---|---|
| Operating Income | 629,80 | 1,60 | 631,40 |
| Net Income | 1.787,30 | −4.532,30 | −2.745,00 |
Das kombinierte Nettoergebnis von −2.745,00 Mio. USD über vier Jahre liegt fast deckungsgleich beim Offshore-Wind-Verlust von −2.915,00 Mio. USD – genau Punkt 5 der Definition oben hat den "Rest des Konzerns" wirtschaftlich ins Minus gezogen. Wichtig: Der Offshore-Wind-Verlust selbst hat keine Gegenbuchung in Eliminations, weil es eine echte, nicht-konsolidierte Drittbeteiligung ist – kein konzerninterner Vorgang, sondern ein realer wirtschaftlicher Verlust.
Fazit
Das Segment "Other" ist keine unerklärliche Blackbox, sondern ein Standard-Konsolidierungsartefakt einer US-Holdingstruktur. Wer "Other" isoliert betrachtet, überschätzt sowohl Ertrag als auch Volatilität dieses Bereichs massiv. Nur "Other + Eliminations" zusammen zeigt das tatsächliche Bild – und das ist deutlich negativ, dominiert vom Offshore-Wind-Rückzug.
Quellen: Eversource 2025 Annual Report, Notes to Financial Statements ("L. Other Income, Net"); 10-K Segmentdefinition "Other". Werte für "Other Income, Net" konsolidiert, nicht identisch mit der gleichnamigen Zeile im Segmentreporting.
Und zum Drüberstreuen noch eine 6 Jahres Segmententwicklung
ES-Segmentanalyse 2020–2025: Wer verdient wirklich?
Kumuliertes Operating Income, Umsatz-/Gewinn-Disproportion und die Kehrseite der Konzentration.
Auf Basis der kumulierten Segmentdaten 2020–2025 zeigt sich ein klares Bild: Der Konzerngewinn hängt an zwei Segmenten – und eines davon trägt das größte regulatorische Einzelrisiko im ganzen Konzern.
Kumuliertes Operating Income 2020–2025
Disproportion: Umsatzanteil vs. Gewinnanteil
| Segment | Umsatzanteil 2025 | Profitanteil (kum. 2020–25) | Hebel |
|---|---|---|---|
| Electric Transmission | 17% | 42,6% | 2,5× |
| Other | 13% | 17,5% | 1,3× |
| Natural Gas Distribution | 19% | 14,9% | 0,8× |
| Electric Distribution | 74% | 37,9% | 0,5× |
| Water Distribution | 2% | 0,2% | 0,1× |
Hinweis: Der auffällige Zahlenwert bei "Other"/"Eliminations" Operating Income 2021 (+1.310 / −1.345 Mio. USD) deutet auf einen Sondereffekt hin, der vor Veröffentlichung gegen die 10-K-Fußnoten 2021 verifiziert werden sollte. Alle Werte gemäß bereitgestelltem Datensatz 2020–2025, ohne unabhängige Prüfung gegen Originalquellen.
Und nun die betriebswirtschaftliche Wahrheit: Ertrag = Umsatz x Marge. Mit 4.359 Mio und 3.874 Mio sind die GF rund um das Stromgeschäft die profitablesten und wichtigsten. Auch das Gasgeschäft liefert noch einen schönen Beitrag. Wasser ist, auch wenn man das Jahr 2024 noch bereinigen müsste, kein deutlich profitabler Ergebnisbringer, der daher auch auf die Verkaufliste gesetzt wurde.
Die Entscheidung dahingehend ist somit gut nachvollziehbar.
Die Gewinn & Verlustrechnung 2020 - 2025
Gesamtanalyse: Income Statement, Comprehensive Income & Margen
Eversource Energy (ES) – Konzernebene, 2020–2025, auf Basis geprüfter Zahlen.
1. Konzern-GuV (Income Statement)
2023 war das eigentliche Krisenjahr – nicht 2024
Der Offshore-Wind-Verlust verteilt sich über drei Jahre: 2.167,000 Mio. USD in 2023, 464,019 Mio. USD (2024) und 284,000 Mio. USD (2025) – Summe 2.915,019 Mio. USD, deckungsgleich mit dem kumulierten Segmentwert aus der Segmentanalyse. Das erklärt, warum 2023 das einzige Verlustjahr der gesamten Periode ist: Vorsteuerergebnis −275,037 Mio. USD, Nettoverlust den Stammaktionären zurechenbar −442,240 Mio. USD, Diluted EPS −1,26 USD. Operativ war 2023 mit 2.399 Mio. USD Operating Income sogar das drittbeste Jahr der Periode – der Großabschreiber hat das komplett überdeckt.
Zinsaufwand wächst mehr als doppelt so schnell wie das operative Ergebnis
Interest Expense CAGR 18,2% gegenüber Operating Income CAGR von nur 8,5%. Der Zinsdeckungsgrad (Operating Income / Interest Expense) fällt entsprechend von 3,69× (2020) auf 2,17× (2024), mit leichter Erholung auf 2,40× (2025) – Folge des hohen CapEx-finanzierten Schuldenaufbaus kombiniert mit dem gestiegenen Zinsumfeld 2022–2024. Für ein Investment mit Fokus auf regulierte Stalwarts eine Kennzahl, die im Kreditrating-Kontext (Moody's/S&P-Metriken wie FFO/Debt) weiterverfolgt werden sollte.
Effektive Steuerquote schwankt stark
2023: Steueraufwand von 159,684 Mio. USD trotz Vorsteuerverlust (−275,037 Mio. USD) → rechnerisch eine effektive Quote von rund −58%, ein Hinweis darauf, dass der Offshore-Wind-Abschreiber steuerlich zumindest teilweise nicht abzugsfähig war. 2024: 34,1% effektive Quote – deutlich über dem üblichen ~25%-Bereich. 2025: nur 7,6% – deutlich darunter. Diese Sprünge sollten vor einer Veröffentlichung gegen die Steuer-Fußnote im 10-K geprüft werden; sie deuten auf einmalige Steuereffekte hin (Verlustvorträge, regulatorische Steuerabgrenzungen oder Effekte im Zusammenhang mit den Sondereffekten).
Amortization CAGR von 36,3% – ungewöhnlich hoch
Von 177,679 Mio. USD (2020) auf 835,909 Mio. USD (2025) fast verfünffacht, mit einem Sprung 2025 (von 342,864 auf 835,909, +144% in einem Jahr). Das könnte mit der Amortisation regulatorischer Vermögenswerte zusammenhängen (z.B. aufgelaufene Sturmkosten, die jetzt über die Securitisierung/Tarife amortisiert werden) – ohne Fußnoten aber Spekulation. Lohnt sich zu klären, da die absolute Höhe mittlerweile relevant für die Gesamtkostenbasis ist.
Dividende: Politik der Kontinuität trotz Ergebnisvolatilität
Trotz negativem EPS 2023 wurde die Dividende von 2,55 auf 2,70 USD angehoben – Payout Ratio dadurch rechnerisch bei −214%. 2024 mit Payout Ratio 126% (Dividende 2,86 USD gegen EPS 2,27 USD) ebenfalls über 100%. Erst 2025 normalisiert sich das Verhältnis wieder auf 63%. Das Management hat die Dividendenkontinuität bewusst über zwei "verzerrte" Jahre hinweg verteidigt – konsistent mit der Investment-These "Stalwart", aber ein Punkt, den man im Auge behalten sollte, falls sich Sondereffekte wiederholen sollten.
Aktienverwässerung moderat
Gewichtete Aktienanzahl wächst mit 1,8% p.a. (338,8 Mio. → 370,9 Mio.), inzwischen mit sauberer, monotoner Progression über alle sechs Jahre – passt zum bekannten ATM-Eigenkapitalprogramm zur Finanzierung des CapEx-Plans, ist aber kein dominanter Verwässerungsfaktor.
2. Comprehensive Income
Pension-Swing 2020/2021 sticht heraus
Die OCI-Zeile "Changes in Funded Status of Pension, SERP and PBOP" zeigt den mit Abstand größten Ausschlag der gesamten Tabelle: −13,29 Mio. USD (2020) → +33,84 Mio. USD (2021) – ein Swing von fast 47 Mio. USD in einem Jahr. Klassischer Diskontzinseffekt: 2020 (Nullzinsumfeld) drückten niedrige Abzinsungssätze die Pensionsverpflichtung nach oben (Verlust), 2021 mit ersten Zinserhöhungserwartungen kehrte sich das um (Gewinn). Ab 2022 normalisiert sich die Position auf ein Niveau von 4–7 Mio. USD p.a. – deutlich ruhiger.
OCI insgesamt nicht materiell
Das Other Comprehensive Income bewegt sich in einer Größenordnung von wenigen Millionen USD gegenüber einem Net Income von 800 Mio. bis 1,7 Mrd. USD. Comprehensive Income Attributable to Common folgt daher praktisch 1:1 dem Net Income Attributable to Common, mit Abweichungen im niedrigen einstelligen Millionenbereich. Für die Analyse heißt das: Net Income ist ein verlässlicher Proxy für die tatsächliche Wertentwicklung, OCI-Adjustierungen sind vernachlässigbar.
3. Margen-Entwicklung 2020–2025
| Kennzahl | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | ø Werte |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Operating Expense | 77,7% | 79,8% | 82,1% | 79,9% | 79,8% | 77,9% | 79,8% |
| Operating Margin | 22,3% | 20,2% | 17,9% | 20,1% | 20,2% | 22,1% | 20,2% |
| Interest Expense / Revenues | 6,0% | 5,9% | 5,5% | 7,2% | 9,3% | 9,2% | 7,1% |
| Net Income Margin | 13,6% | 12,5% | 11,5% | −3,6% | 6,9% | 12,5% | 9,2% |
Datenbasis: geprüfte Konzern-GuV 2020–2025.
Zinslast: der deutlichste Strukturbruch der Tabelle
Der Sprung von 5,5% (2022) auf 9,3% (2024) Interest Expense/Revenues – nahezu eine Verdopplung der relativen Zinslast in zwei Jahren – deckt sich mit dem CapEx-getriebenen Schuldenaufbau plus dem gestiegenen Zinsumfeld. Sollte das Zinsniveau nicht spürbar sinken, bleibt dieser Kostenblock strukturell hoch – ein Belastungsfaktor, der bei der Rate-Base-Wachstumsstory oft übersehen wird, weil er "unterhalb" des Operating Income liegt.
Operating Margin: 2022 als Commodity-Tiefpunkt, 2025 als bester Wert
Das 2022er-Muster aus der Segmentanalyse bestätigt sich auf Konzernebene: Tiefpunkt bei 17,9% genau im Jahr der stärksten Commodity-Preisspitze (Umsatz-CAGR-Ausreißer), Erholung auf 22,1% in 2025 – der beste Wert der gesamten Periode, trotz (bzw. wegen) sinkender Purchased-Power-Kosten (4.209 Mio. USD 2025 gegenüber 5.168 Mio. USD 2023).
Datenbasis: vom Nutzer geprüfte Konzern-GuV, Gesamtergebnisrechnung und Margen-Übersicht 2020–2025. Werte nicht unabhängig gegen 10-K/10-Q geprüft.
Warum die Zinskosten bei ES so stark gestiegen sind
Drei Ebenen, die sich überlagern – und eine, die ES selbst verschuldet hat.
Quellen: Moody's/S&P-Ratingaktionen 2023–2024 laut Presseberichterstattung (Hartford Business Journal, WFSB), Eversource-Investorenkommunikation. Nicht unabhängig gegen die Originalmitteilungen der Ratingagenturen geprüft.
Das Jahr 2025 im Speziellen
Bewertung: Geschäftsjahr 2025 isoliert betrachtet
Eversource Energy (ES) – starkes Jahr, aber mit einem wichtigen Vorbehalt.
Auf den ersten Blick sieht 2025 nach dem stärksten Jahr der gesamten Sechs-Jahres-Periode aus – bei genauerem Hinsehen ist es ein gutes, aber kein ungetrübtes Jahr. Es lohnt sich, zwischen echter operativer Verbesserung und Einmaleffekten zu trennen.
Was wirklich stark ist
- Operating Income +24,1% (2.408,709 → 2.988,589 Mio. USD), Operating Margin auf 22,1% – der beste Wert der gesamten Periode. Getragen von Umsatzwachstum (+13,8%), das die Kostenbasis (+11,2%) klar übertrifft.
- Offshore-Wind-Verlust weiter rückläufig: 284,000 Mio. USD gegenüber 464,019 Mio. USD (2024) und 2.167,000 Mio. USD (2023) – der Rückzug nähert sich erkennbar seinem Ende, die Altlast wird kleiner.
- Zinslast stabilisiert sich erstmals: Interest Expense/Revenues bei 9,2% gegenüber 9,3% (2024) – nach zwei Jahren scharfen Anstiegs (5,5% → 7,2% → 9,3%) die erste Stagnation. Ein potenziell wichtiges Signal, dass der stärkste Teil des Belastungsdrucks aus dem CapEx-/Zinszyklus durchlaufen sein könnte – müsste sich aber erst über 2026 bestätigen.
- Amortisationssprung überkompensiert: Trotz +144% bei Amortization (342,864 → 835,909 Mio. USD) verbessert sich die Operating Margin trotzdem – das operative Geschäft ist stark genug, diesen ungewöhnlichen Kostenblock zu absorbieren.
Wo der Glanz teilweise auf einem Einmaleffekt beruht
Das ist der wichtigste Punkt: Net Income +107,5% (819,172 → 1.699,891 Mio. USD) klingt nach einer Verdopplung der operativen Ertragskraft – ist es aber nicht. Die effektive Steuerquote fällt von 34,1% (2024) auf nur 7,6% (2025).
Was den Steuersatz konkret gesenkt hat
Laut 10-K-Erläuterung sank der Steueraufwand vor allem durch folgende Effekte (Nettoveränderung ggü. 2024 in Mio. USD):
- Auflösung von Steuerrückstellungen: −394,6 – Rückstellungen für unsichere Steuerpositionen (ASC 740), die 2025 zugunsten von ES aufgelöst wurden, etwa durch Verjährung einer Prüfungsfrist oder Einigung mit der Steuerbehörde. Eine einmalige Auflösung aus Vorjahren, kein wiederkehrender Effekt.
- Return-to-Provision-Anpassung: −23,6 – technischer "True-up" zwischen ursprünglicher Steuerschätzung und tatsächlich eingereichter Steuererklärung, naturgemäß unregelmäßig.
- Höhere EDIT-Amortisation: −13,6 – regulatorisch vorgeschriebene Rückgabe überschüssiger latenter Steuern aus der US-Steuerreform 2017 an die Kunden; ein abnehmender Effekt, da der EDIT-Topf mit der Zeit aufgebraucht wird.
- Geringere Flow-through-Items/permanente Differenzen: −30,2 – Effekte aus der regulatorischen Durchreichung von Steuerposten an die Tarife sowie steuerlich dauerhaft nicht abzugsfähigen Posten.
- Gegenläufig: höheres Vorsteuerergebnis (+125,2), höhere Staatensteuern (+51,9) und ein marginaler Effekt aus aktienbasierter Vergütung (+0,5).
Randnotiz: Aktienverwässerung beschleunigt sich
Gewichtete Diluted Shares wachsen 2025 um 3,7% (357,78 Mio. → 371,26 Mio.) – deutlich über dem 1,8%-Sechsjahresschnitt. Mehr Eigenkapitalemission zur Finanzierung des CapEx-Programms, was die EPS-Bewertung zusätzlich relativiert (das Nettoergebnis wächst schneller als die EPS wegen dieser Verwässerung).
Fazit
2025 ist fundamental ein solides Erholungsjahr mit echten strukturellen Verbesserungen (Margenexpansion, abklingende Offshore-Wind-Last, stabilisierte relative Zinslast, makellose Dividendenkontinuität) – aber die Ergebnis-Schlagzeile ist überzeichnet durch einen ungewöhnlich niedrigen Steuersatz, der zu 90% auf eine einmalige Auflösung von Steuerrückstellungen zurückgeht. Für eine saubere Bewertung empfiehlt sich, beide Zahlen nebeneinanderzustellen: das ausgewiesene EPS von 4,56 USD und ein steuerbereinigtes EPS von ca. 3,70 USD als "Kernergebnis" – das gibt ein realistischeres Bild der nachhaltigen Ertragskraft.
Datenbasis: geprüfte Konzern-GuV 2020–2025 (inkl. korrigierter Dividendenzahlen). Werte nicht unabhängig gegen 10-K/10-Q geprüft.
Mein Take away
Die fundamentale Story ist intakt: Eversource wandelt sich von einem komplexen Energie-Konglomerat zurück zu einem hochprofitablen, reinen Netzbetreiber – der Rückzug aus Offshore-Wind (2023–2025, mit abklingender Verlusthöhe) und der Verkauf von Aquarion Water sind die konsequente Bereinigung nicht-regulierter Nebengeschäfte zugunsten des margenstarken Kerngeschäfts. Sobald diese außerordentlichen Abschreibungen ausgelaufen sind, wird das starke operative Wachstum (8,7% p.a.) ungefiltert im Net Income ankommen. Wer nur auf das Net Income schaut, übersieht diese operative Perle.
Zwei Einschränkungen gehören aber dazu: Der bislang genannte Transmission-ROE von 10,57% wurde im März 2026 von der FERC auf 9,57% gekürzt – Eversource beantragt 11,39%, eine Entscheidung steht noch aus. Die Profitabilität des Transmission-Segments bleibt damit die stärkste im Konzern, ist aber gerade regulatorisch umkämpft. Und die Zinslast hat sich 2025 zwar erstmals stabilisiert (statt weiter zu steigen), doch ein Teil davon ist nicht rein zyklisch, sondern strukturell durch die Rating-Herabstufung auf BBB+ verursacht – der Risikoaufschlag auf neue Anleihen sinkt erst mit einer tatsächlichen Rating-Verbesserung, nicht automatisch mit dem Schuldenabbau aus den Verkaufserlösen.
Das wahre Potenzial liegt also weiterhin in der Normalisierung der Zinslast und dem endgültigen Auslaufen der Wind-Abschreibungen – beide Trends zeigen 2025 erste positive Signale, sind aber noch zu bestätigen, kein Fait accompli.
Die Bilanzentwicklung 2019 - 2024
Bilanz-Glossar: Spezialpositionen
Erklärung der spezifischen Bilanzposten von Eversource Energy (ES)
Regulatory Assets: Das unsichtbare Kapital
Expertise-Analyse zur bilanziellen Erfassung staatlich anerkannter Forderungen bei Eversource Energy.
Differenzierung & Rückzahlungs-Dynamik
| Merkmal | Kurzfristig (Current) | Langfristig (Long-Term) |
|---|---|---|
| Kern-Eigenschaft | Schnelle Cash-Umwandlung. | Bedingter Anspruch, aber verzögerter Cashflow. |
| Behörden-Entscheid | Rückfluss innerhalb von 12 Monaten fixiert. | Die Behörde entscheidet über die Geschwindigkeit des Rückflusses. Rückzahlung teils über mehrere Jahre bis Jahrzehnte gestreckt. |
| Das Eversource-Problem | Wirkt entlastend auf die Liquidität. | Die langsame Rückzahlung treibt die Zinslast nach oben, da ES die Lücke zwischen Kosten und Rückfluss über Kredite zwischenfinanzieren muss. |
| Inhaltliche Beispiele | Brennstoffkosten, Steuer-Effekte. | Aufgeschobene Sturmkosten (vor Verbriefung), Umweltsanierung an Altstandorten, Pensionsnachholeffekte. |
Strategisches Analysten-Urteil
Rechtssicherheit vs. Liquidität: Zwar sind die Assets behördlich anerkannt, doch das Management der Rückzahlungs-Geschwindigkeit durch die Behörden ist derzeit der größte Hebel für die Nettomarge.
Zins-Falle: Solange das Geld nicht physisch zurückgeflossen ist, steht dem "toten Kapital" in der Bilanz eine verzinsliche Schuld gegenüber. In einem Hochzinsumfeld wird diese zeitliche Verzögerung zur massiven Belastung für das Income Statement – besonders für Salden, die noch nicht über Anleihen (Rate Reduction Bonds) verbrieft wurden.
Investoren-Fokus: Achten Sie in den Tarifverhandlungen ("Rate Cases") weniger darauf, OB die Kosten anerkannt werden, sondern WIE SCHNELL sie zurückgezahlt werden müssen.
Hinweis: Gegenüber der ursprünglichen Fassung korrigiert – Offshore-Wind-Verluste sind keine Regulatory Assets (nicht reguliertes Equity-Investment, Segment "Other"), "einklagbare Ansprüche" präzisiert zu "bedingte Ansprüche" gemäß ASC 980.
Bilanzentwicklung 2020–2025: Capex-Wachstum auf Kredit
Die Bilanzsumme von Eversource Energy ist von 46,1 Mrd. USD (2020) auf 63,8 Mrd. USD (2025) gewachsen, was einem CAGR von 6,7 % entspricht. Treiber ist nahezu ausschließlich das Sachanlagevermögen (Property, Plant and Equipment): Es stieg von 30,9 Mrd. auf 45,9 Mrd. USD (CAGR 8,3 %) und macht 2025 bereits 72 % der Bilanzsumme aus (2020: 67 %). Das ist das klassische Bild eines Netzbetreibers im Rate-Base-Expansionsmodus – hohe Investitionen in Infrastruktur, die später über die regulierte Eigenkapitalverzinsung monetarisiert werden sollen.
Bilanzsumme CAGR
6,7 %
46,1 → 63,8 Mrd. USD
Long-Term Debt CAGR
12,2 %
15,1 → 26,9 Mrd. USD
Eigenkapital CAGR
2,9 %
14,1 → 16,2 Mrd. USD
Eigenkapitalquote
31 % → 25 %
-6 Prozentpunkte seit 2020
Aktivseite: Wind-Exit hinterlässt Spuren
Neben dem stetigen PP&E-Wachstum fällt der Rückgang der "Investments in Unconsolidated Affiliates" von 2,18 Mrd. USD (2022) auf null (2025) auf – begleitet von neuen "Held for Sale"-Posten und einer erstmals ausgewiesenen "Offshore Wind Contingent Liability" ab 2024. Das spiegelt den bekannten Rückzug aus dem Offshore-Wind-Portfolio (South Fork, Revolution Wind, Sunrise Wind) wider. Auch der Goodwill-Einbruch 2024 (3,57 Mrd. USD, davor 4,53 Mrd. USD) mit Teilerholung 2025 auf 4,23 Mrd. USD dürfte damit im Zusammenhang stehen. Die Current Assets wachsen zwar mit 10,2 % CAGR am schnellsten, bleiben aber mit rund 8 % der Bilanzsumme ein Nebenschauplatz.
Passivseite: Verschuldung wächst fast doppelt so schnell wie die Bilanz
Der eigentliche Befund liegt auf der Passivseite. Long-Term Debt stieg von 15,1 Mrd. auf 26,9 Mrd. USD (CAGR 12,2 %) – nahezu doppelt so schnell wie die Bilanzsumme insgesamt. Das Common Shareholders' Equity wuchs im selben Zeitraum nur um 2,9 % CAGR (14,1 → 16,2 Mrd. USD), mit einem sichtbaren Einbruch der Retained Earnings 2023/2024 (4,6 → 3,9 Mrd. USD) – vermutlich im Zuge von Sonderabschreibungen beim Offshore-Wind-Ausstieg.
Long-Term Debt vs. Common Shareholders' Equity (in Mrd. USD)
Leverage-Kennzahlen: 2024 als Höhepunkt der Belastung
Das Verschuldungsprofil hat sich strukturell verschlechtert, wobei 2024 den Belastungshöhepunkt markiert – passend zum FERC-ROE-Cut auf 9,57 % (März 2026) und den nachfolgenden Rating-Downgrades. 2025 zeigt bei mehreren Kennzahlen eine leichte Stabilisierung.
Net Debt / Equity
174 %
2020: 114 % · Peak 2024: 177 %
Net Debt / Operating Income
9,4x
2020: 8,1x · Peak 2024: 11,1x
Current Ratio
65 %
2020: 64 % · Peak 2024: 76 %
Regulatory Assets / EK
48 %
2020: 47 % · konstant hoch
Kernrisiko für die Investment-These
- Rate-Base-Expansion wird überproportional fremdfinanziert – Long-Term Debt wächst mit 12,2 % CAGR fast doppelt so schnell wie die Bilanzsumme (6,7 %).
- Die Eigenkapitalquote ist von 31 % (2020) auf 25 % (2025) gesunken – ein strukturell dünneres Polster gegen Regulierungs- und Zinsrisiken.
- Der Einbruch der Retained Earnings 2023/2024 sowie der Offshore-Wind-Exit belegen, dass Wachstum zuletzt nicht ohne Substanzverlust erkauft wurde.
- 2025 deutet sich eine Stabilisierung an (Cash-Position, Net Debt/Operating Income), die im Kontext der laufenden regulatorischen Entscheidungen (FERC-ROE, Kreditratings) zu beobachten bleibt.
Regulatory Assets: versteckter Werttreiber mit Bedingung
Ein versorgerspezifisches Merkmal, das in der Bilanz stark wächst: Die kurz- und langfristigen Regulatory Assets zusammen belaufen sich 2025 auf 7,69 Mrd. USD (2024: 7,07 Mrd. USD) – das sind Ausgaben, die Eversource heute tätigt, aber erst künftig über die Tarife von den Kunden zurückerhalten darf. Deshalb dürfen diese Kosten aktiviert statt sofort als Aufwand verbucht werden.
Diese Assets bilden die Basis für künftige Preiserhöhungen: Erkennt die Regulierungsbehörde sie an, fließen sie in die Rate Base ein und garantieren künftige Erträge. Damit eine Ausgabe überhaupt als Regulatory Asset aktiviert werden darf (statt sofort als Verlust verbucht zu werden), muss es nach dem Rechnungslegungsstandard ASC 980 „wahrscheinlich“ sein, dass die Behörde die Rückzahlung durch künftige Tarife genehmigt. In der Regel stützen sich diese Aktivierungen auf bereits vorliegende Grundsatzentscheidungen oder Präzedenzfälle der zuständigen Behörde (z. B. PURA in Connecticut) – formal handelt es sich also um dem Prinzip nach genehmigte Forderungen. Das entbindet aber nicht von der Notwendigkeit, die tatsächliche regulatorische Anerkennung im Einzelfall zu prüfen, da hier Timing- und Höhenrisiken bestehen bleiben.
Spuren der Windpark-Bereinigung in der Bilanz
Der Rückzug aus den verlustreichen Offshore-Windprojekten (South Fork, Revolution Wind, Sunrise Wind) hinterlässt klare bilanzielle Spuren: 2024 tauchen erstmals 2,61 Mrd. USD unter „Long-Term Assets Held for Sale“ auf, begleitet von einer neuen kurzfristigen Rückstellung („Offshore Wind Contingent Liability – current portion“) von 15 Mio. USD. Passend dazu bricht der Goodwill 2024 um 960,8 Mio. USD ein (4,53 Mrd. auf 3,57 Mrd. USD), bevor er sich 2025 auf 4,23 Mrd. USD teilweise erholt. Die „Investments in Unconsolidated Affiliates“, über die die Windprojekte anteilig gehalten wurden, sinken im selben Zeitraum von 2,18 Mrd. USD (2022) auf null (2025) – ein klares Bild des vollzogenen Ausstiegs.
Die Bilanz als Taktgeber für die G&V
Für einen Versorger ist die Bilanz kein statisches Abbild, sondern der Taktgeber der Gewinn- und Verlustrechnung: Das stetige Wachstum des Sachanlagevermögens auf 45,9 Mrd. USD (2025) sorgt für kontinuierlich steigende Abschreibungen. Gleichzeitig bestimmt die Verschuldung zunehmend das Net Income – solange Long-Term Debt bei über 25 Mrd. USD verharrt (2024: 25,7 Mrd.; 2025: 26,9 Mrd. USD), bleibt der Zinsaufwand ein strukturelles Gegengewicht zum operativen Ergebnis, selbst wenn das Kerngeschäft solide läuft. Hinzu kommt ein Refinanzierungsrisiko: Ausläufende, günstigere Altkredite müssen in einem höheren Zinsumfeld durch teurere neue Kredite ersetzt werden – ein Effekt, der primär in der G&V (Zinsaufwand), nicht in der Bilanzstruktur selbst sichtbar wird und dort separat zu prüfen ist.
Datenbasis: Eversource Energy, konsolidierte Bilanzdaten 2020–2025 (in Tsd. USD, soweit nicht anders angegeben). CAGR jeweils ab 2020. Eigene Berechnung und Darstellung.
UPDATE ZUR FALLSTUDIE AQUARION
Vom Verkaufsverbot zur vollzogenen Trennung
Wie aus der PURA-Blockade (November 2025) doch noch ein Verkaufsabschluss (Juni 2026) wurde.
Die im November 2025 verhängte Blockade der Connecticut PURA hat nicht Bestand gehabt. Ein Superior-Court-Richter verwies den Fall im Januar 2026 mit der Begründung an PURA zurück, die Behörde besitze aufgrund eines 2024 verabschiedeten Sondergesetzes gar nicht die rechtliche Befugnis, den Deal grundsätzlich zu untersagen. Am 6. März 2026 signalisierte PURA in einer Entwurfsentscheidung die Kehrtwende, am 25. März 2026 erfolgte die finale Genehmigung (3:0 bei zwei Enthaltungen). Am 30. Juni 2026 wurde der Verkauf der Aquarion Water Company an die neu gegründete, gemeinnützige Aquarion Water Authority vollzogen.
Verlauf im Überblick
19. November 2025
PURA lehnt den Verkauf einstimmig ab – Bedenken zur Governance-Struktur der neuen Aquarion Water Authority (AWA).
Januar 2026
Richter Matthew Budzik (New Britain Superior Court) verweist den Fall zurück an PURA: Die Behörde habe laut Sondergesetz von 2024 gar nicht die Befugnis, den Deal grundsätzlich zu blockieren.
6. März 2026
PURA veröffentlicht eine Entwurfsentscheidung, die eine Genehmigung in Aussicht stellt.
25. März 2026
Finale Genehmigung durch PURA mit 3:0 Stimmen (bei zwei Enthaltungen).
30. Juni 2026
Verkauf vollzogen: Übertragung an die Aquarion Water Authority abgeschlossen.
Eckdaten des vollzogenen Verkaufs
Gesamtkaufpreis
2,4 Mrd. USD
Cash-Transaktion
Netto-Equity-Erlös
~1,7 Mrd. USD
zur Schuldentilgung vorgesehen
Einmalaufwand Q2/2026
~115 Mio. USD
nicht-cash, nach Steuern (−0,31 USD/Aktie)
2026er-Guidance (non-GAAP)
4,57–4,72 USD
gesenkt von 4,80–4,95 USD
Was das für die Bilanz bedeutet
- Noch nicht in den Zahlen sichtbar: Der Datenstand bis 2025 enthält den Verkauf naturgemäß noch nicht – die Wirkung zeigt sich erst in den Q2/Q3-2026-Berichten.
- Deleverage-Effekt: ~1,7 Mrd. USD sollen gezielt zur Schuldentilgung verwendet werden – bei Long-Term Debt von 26,9 Mrd. USD (2025) entspräche das rechnerisch einer Reduktion von rund 6 %, mit entsprechend positivem Effekt auf Net Debt/Equity (zuletzt 174 %) und Net Debt/Operating Income (zuletzt 9,4x).
- Strategische Neuausrichtung: Eversource positioniert sich damit als reiner regulierter Strom-/Gasnetzbetreiber ("pure-play regulated pipes and wires utility") ohne Wassersparte.
- Langfristziel unverändert: Das EPS-Wachstumsziel von 5–7 % p.a. bis 2030 bleibt bestehen, mit angepasster Basis von 4,65 USD (Mittelwert 2026er-Guidance).
Politisch bleibt der Vorgang umstritten: Connecticuts Generalstaatsanwalt William Tong kritisierte die Kehrtwende von PURA scharf, Aquarion-Kunden müssen mit jährlichen Tarifsteigerungen von 6,5–8,35 % bis 2040 rechnen. Da Aquarion nun aber außerhalb des Eversource-Konsolidierungskreises liegt, betrifft dies Eversource selbst nicht mehr direkt – ist aber für die regulatorische Reputation im gemeinsamen Bundesstaat Connecticut relevant.
Quellen: Eversource-Pressemitteilung vom 30.06.2026 (SEC 8-K); PURA-Entscheidungen November 2025 und 25.03.2026; Gerichtsentscheidung New Britain Superior Court, Januar 2026. Eigene Zusammenstellung.
Fazit
Zusammenfassung der Bilanzentwicklung
Long-Term Debt vs. Equity CAGR
12,2 % vs. 2,9 %
Schulden wachsen >4x so schnell wie das EK
Net Debt / Equity
174 %
Peak 2024: 177 % · 2020: 114 %
Net Debt / Operating Income
9,4x
Peak 2024: 11,1x · weiterhin hoch
Eigenkapitalquote
31 % → 25 %
seit 2023 konstant bei 25 %
Das Hauptproblem von Eversource ist unverändert die Verschuldung. Long-Term Debt wuchs von 2020 bis 2025 mit einer CAGR von 12,2 % – mehr als viermal so schnell wie das Eigenkapital (2,9 % CAGR) und deutlich schneller als das Anlagevermögen (8,3 % CAGR), das dieses Fremdkapital eigentlich refinanzieren soll. Das Debt/Equity-Verhältnis erreichte 2024 mit 177 % seinen Höhepunkt und liegt 2025 bei 174 % – eine erste, aber noch keine strukturelle Entspannung. Auch der Leverage von Net Debt/Operating Income war 2024 mit 11,1x eindeutig zu hoch und ist 2025 auf 9,4x zurückgegangen, bleibt aber im Peer-Vergleich anspruchsvoll.
Das Management reagierte auf diesen Verschuldungsdruck mit dem Ausstieg aus dem verlustreichen Offshore-Wind-Geschäft und dem geplanten Verkauf der Wassersparte Aquarion. Der erste Ausgliederungsversuch scheiterte im November 2025 an der Regulierungsbehörde PURA – der Kurs brach daraufhin von 74,50 USD auf 63,50 USD ein (−14,8 %). Die Geschichte war damit aber nicht zu Ende: Ein Gericht verwies den Fall im Januar 2026 an PURA zurück, die Behörde genehmigte den Verkauf am 25. März 2026 doch noch, und am 30. Juni 2026 wurde die Transaktion vollzogen – mit rund 1,7 Mrd. USD Nettoerlös, der gezielt zur Schuldentilgung eingesetzt werden soll.
Eine weitere Sorge bleibt die Abhängigkeit von der Regulatorik, die sich in der Position Regulatory Assets zeigt. Die kurzfristigen Regulatory Assets sind Auslagen, die innerhalb der nächsten zwölf Monate über die Stromrechnungen der Kunden zurückgeholt werden dürfen; die langfristigen wandeln sich über einen längeren Zeitraum in Cash um. Mit rund 47–48 % des Eigenkapitals (konstant seit 2020) ist die Abhängigkeit von regulatorischen Entscheidungen erheblich – letztlich bestimmt die Behörde, ob, wann und in welcher Höhe das vorgeschossene Geld zurückfließt. Genau diese Abhängigkeit hat sich im FERC-ROE-Cut auf 9,57 % bereits konkret materialisiert.
Zuletzt bleibt auch der Rückgang der Eigenkapitalquote von 31 % (2020) auf 25 % (seit 2023 konstant) eine ungünstige Entwicklung. Auch hier ist die Verschuldung das bestimmende Thema: Das Kapital für das Wachstum der Rate Base kam überwiegend aus Fremdkapital, nicht aus einer proportional mitwachsenden Eigenkapitalbasis.
Ausblick: konkreter Katalysator vorhanden
Mit dem nun tatsächlich vollzogenen Aquarion-Verkauf und dem geplanten Schuldenabbau von 1,7 Mrd. USD entsteht erstmals seit Jahren ein konkreter, datierter Katalysator für eine Trendumkehr bei den Leverage-Kennzahlen. Die Wirkung ist in den Bilanzdaten bis 2025 noch nicht sichtbar und zeigt sich erst in den Q2/Q3-2026-Zahlen – die Umsetzung bleibt zu beobachten.
Die Cashflow Entwicklung 2020 - 2025
Cashflow-Entwicklung 2020–2025: Die Finanzierungsstruktur beginnt zu kippen
Das Cashflow Statement liefert das bislang deutlichste quantitative Signal einer Trendwende: Während die Bilanz eine wachsende Verschuldung zeigt, deutet der operative Cashflow in Kombination mit rückläufiger Netto-Neuverschuldung 2025 auf eine erste, konkrete Entspannung hin – unabhängig vom noch ausstehenden Aquarion-Effekt.
Operativer CF (OCF) 2025
4,11 Mrd. USD
2024: 2,16 Mrd. · +90 % ggü. Vorjahr
Free Cashflow 2025
−0,05 Mrd. USD
2023 (Tief): −2,69 Mrd. · fast ausgeglichen
Netto-Neuverschuldung 2025
1,54 Mrd. USD
Tiefstwert der Periode · Peak 2023: 3,19 Mrd.
CapEx (PP&E) 2025
4,16 Mrd. USD
2024 (Peak): 4,48 Mrd. · erste Abschwächung
OCF, CapEx und Free Cashflow 2020–2025 (in Mrd. USD)
Operative Cashflows: Deutlicher Qualitätssprung 2025
Der Netto-Cashflow aus operativer Tätigkeit stieg von 1,68 Mrd. USD (2020) auf 4,11 Mrd. USD (2025) – allerdings nicht linear: 2023 fiel er auf ein Tief von 1,65 Mrd. USD, in einem Jahr mit Nettoverlust (−435 Mio. USD), bevor er sich 2024 (2,16 Mrd.) und vor allem 2025 (4,11 Mrd.) massiv erholte. Bemerkenswert ist die fast verdoppelte Höhe 2025 gegenüber 2024, obwohl der Nettogewinn im selben Zeitraum nur von 819 Mio. auf 1,70 Mrd. USD stieg.
Zwei Effekte erklären die Differenz: Regulatory Under Recoveries, Net schwenkte von −919 Mio. USD (2024) auf nahezu neutral +13 Mio. USD (2025) – ein Working-Capital-Effekt von über 930 Mio. USD in einem einzigen Jahr. 2024 wurde also deutlich mehr Cash in Regulatory Assets vorgestreckt, als über Tarife hereinkam; 2025 hat sich das weitgehend ausgeglichen. Zudem sprang die Amortization 2025 auf 836 Mio. USD, den höchsten Wert der gesamten Periode.
Die Positionen Losses on Offshore Wind Investments (2,17 Mrd. USD 2023, 464 Mio. 2024, 284 Mio. 2025) und Loss on Pending Sale of Aquarion (297 Mio. 2024) sind nicht-cash-wirksame Verlust-Add-backs. Sie erklären, warum der GuV-Verlust 2023 den operativen Cashflow kaum belastete – die Bilanzbelastung war eine Bewertungsfrage, kein tatsächlicher Cash-Abfluss.
Investitionstätigkeit: CapEx-Peak 2024, erste Pause 2025
Die Investitionen in Sachanlagen (PP&E) stiegen kontinuierlich von 2,94 Mrd. USD (2020) auf 4,48 Mrd. USD (2024) und gaben 2025 erstmals leicht nach auf 4,16 Mrd. USD. In Summe −22,5 Mrd. USD über sechs Jahre – das bestätigt die bereits identifizierte Rate-Base-Wachstumsstrategie. Der Wind-Exit zeigt sich hier konkret über die Proceeds from Unconsolidated Affiliates (1,09 Mrd. USD 2023, 863 Mio. 2024) – Veräußerungserlöse aus den Windpark-Beteiligungen – während 2025 erstmals Payments for Offshore Wind Contingent Liability (−201 Mio. USD) als Cash-Abfluss aus der zuvor identifizierten Rückstellung auftaucht.
Finanzierungstätigkeit: der auffälligste Befund im Statement
Der Netto-Cashflow aus Finanzierungstätigkeit brach 2025 regelrecht ein – von 2,34 Mrd. USD (2024) auf nur noch 312 Mio. USD. Ursache ist eine deutlich geringere Neuverschuldung: Issuance of Long-Term Debt fiel von 4,50 Mrd. USD (2024) auf 2,94 Mrd. USD (2025), während die Tilgung (Retirement of Long-Term Debt) mit 1,40 Mrd. USD etwa auf Vorjahresniveau blieb. Die daraus resultierende Nettoverschuldung bestätigt den Trend eindrücklich: 2,43 → 2,09 → 2,87 → 3,19 Mrd. USD (Peak 2023) → 2,55 → 1,54 Mrd. USD (2025, Tiefstwert der Periode).
Free Cashflow: von strukturell negativ zu nahezu ausgeglichen
Der Free Cashflow (OCF minus CapEx) war in jedem Jahr von 2020 bis 2024 deutlich negativ – am stärksten 2023 mit −2,69 Mrd. USD. 2025 ist der FCF mit nur noch −45 Mio. USD praktisch ausgeglichen. Das ist der aussagekräftigste Einzelbefund im Cashflow Statement: Erstmals seit mindestens sechs Jahren deckt der operative Cashflow die Investitionen fast vollständig ab, ohne im großen Stil neue Schulden aufnehmen zu müssen – konsistent mit dem Rückgang der Netto-Neuverschuldung im selben Jahr.
Weitere Beobachtungen
- Dividenden wachsen stetig und ungebrochen von 745 Mio. USD (2020) auf 1.093 Mio. USD (2025) auf Stammaktien – trotz der Ergebnisvolatilität 2023 wurde die Dividende nicht angetastet, typisch für den Stalwart-Charakter des Titels.
- Uncollectible Expense (Forderungsausfälle) steigt kontinuierlich von 53 Mio. auf 101 Mio. USD – fast eine Verdopplung. Das ist beobachtenswert: entweder Folge der wachsenden Umsatzbasis oder ein Hinweis auf zunehmenden Zahlungsdruck bei Kunden angesichts steigender Tarife.
- Cash-Bestand am Jahresende bewegt sich trotz starkem Unternehmenswachstum nur zwischen 127 Mio. und 522 Mio. USD, 2025 bei 246 Mio. USD – bestätigt die bereits festgestellte strukturell dünne Liquiditätsdecke (negatives Working Capital, Current Ratio unter 100 %).
Einordnung für die Investment-These
Das Cashflow Statement liefert 2025 das erste klare quantitative Signal, dass sich die in der Bilanzanalyse beschriebene Verschuldungsdynamik zu drehen beginnt – unabhängig vom Aquarion-Verkauf: geringere Netto-Neuverschuldung, nahezu ausgeglichener FCF, deutlich verbesserter OCF. Ob das ein nachhaltiger Trend ist oder ein Einmaleffekt (Working-Capital-Rückgang bei Regulatory Assets, geringere CapEx), lässt sich erst mit den 2026er-Zahlen valide beurteilen – die Richtung stützt aber den bereits skizzierten Deleveraging-Katalysator aus dem Aquarion-Verkauf.
Datenbasis: Eversource Energy, konsolidiertes Cashflow Statement 2020–2025 (in Tsd. USD, soweit nicht anders angegeben). Eigene Berechnung und Darstellung.
Bei der Analyse der CF Entwicklung ist für mich auch wichtig, was sich in Summe getan hat. So wurden in den sechs Jahren ab 2020 rd. 13,9 Mrd an operativen CF erwirtschaftet. Dabei fällt die Masse auf 5,9 Mrd Net Income und 7,6 Mrd auf die Abschreibungen, die dazugezählt werden.
Dann wurden aber 25,4 Mrd investiert, davon 22,5 Mrd in die Infrastruktur ( P&E). Das sind dann immerhin 11,5 Mrd mehr, als operativ erwirtschaftet wurde. Zudem wurden auch rd. 5 ,4 Mrd an Dividenden gezahlt. Woher nun das Geld nehmen, wenn nicht stehlen?
Richtig, es wurden in Summe 14,6 Mrd Nettoschulden aufgenommen. Damit konnte erreicht werden, dass der Cashbestand Ende 2025 mit 246 Mio um 129 Mio höher ausfällt als 2020.
Das Unternehmen lebt somit vom Umstand, dass immer mehr Schulden aufgenommen werden.
Warum überlebt Eversource einen dauerhaft negativen Free Cashflow?
Ein negativer FCF bedeutet bei ES nicht "das Geschäft verbrennt Geld", sondern: Die operative Cash-Generierung reicht nicht aus, um das zusätzliche Investitionsvolumen zu finanzieren, das die Rate Base erweitert. Diese Lücke – plus die laufende Dividende, die on top gezahlt wird – wird strukturell und dauerhaft extern finanziert: hauptsächlich über die Emission von Long-Term Debt (2,76–5,20 Mrd. USD p.a., Summe 22,7 Mrd. USD 2020–2025) sowie punktuell über Kapitalerhöhungen.
Das ist bei kapitalintensiven, regulierten Versorgern der Normalfall, kein Warnsignal per se: CapEx heute wird über neue Schulden/Eigenkapital vorfinanziert, fließt in die Rate Base ein und generiert über Jahre hinweg regulierte, garantierte Erträge (die genehmigte Eigenkapitalverzinsung). Der Cashflow-Rückfluss kommt also nicht sofort, sondern verzögert über die Tarife der nächsten Jahrzehnte.
Drei Bedingungen, damit dieses Modell funktioniert
- Investment-Grade-Rating bleibt erhalten – nur dann bekommt ES neue Schulden zu vertretbaren Konditionen. Das ist der eigentliche Bruchpunkt des Modells, nicht der negative FCF selbst.
- Die Regulierungsbehörden erkennen die Rate-Base-Zuwächse an – sonst verpufft die Investition ohne Ertragswirkung (Stichwort Regulatory-Assets-Abhängigkeit).
- Der Kapitalmarkt bleibt aufnahmefähig – Zinsniveau und Investorennachfrage nach Utility-Bonds/Equity entscheiden über die Finanzierungskosten.
Warum 2025 ein positives Signal ist
Der fast ausgeglichene FCF 2025 (−45 Mio. statt −2,69 Mrd. USD in 2023) bedeutet, dass ES deutlich weniger neu emittieren musste, um sein Investitionsprogramm zu finanzieren – die Netto-Neuverschuldung fiel auf den Tiefstwert der Periode (1,54 Mrd. USD). Das reduziert die Abhängigkeit von genau jenem Mechanismus, der das Modell in guten Zeiten trägt, aber in schlechten (Rating-Druck, hohe Zinsen) zum Risiko wird.
Peer-Vergleich: Free Cashflow im Sektorkontext
Um einzuordnen, ob der negative FCF ein ES-spezifisches Problem oder ein Branchenmuster ist, lohnt der Vergleich mit anderen regulierten US-T&D-Versorgern, die sich in einer ähnlichen CapEx-Wachstumsphase befinden.
Peer Group
| Unternehmen | Ticker | Profil | Umsatz 2024 (ca.) |
|---|---|---|---|
| American Electric Power | AEP | Größter US-Übertragungsnetzbetreiber, ähnlich kapitalintensiv | 19,7 Mrd. USD |
| Duke Energy | DUK | Große diversifizierte Strom-/Gasversorgung, Southeast/Midwest | 30,4 Mrd. USD |
| WEC Energy Group | WEC | Strom/Gas Midwest, eher konservativ finanziert | 8,6 Mrd. USD |
| CenterPoint Energy | CNP | Strom/Gas Texas/Indiana, hoher CapEx-Zyklus (Sturmresilienz) | 8,6 Mrd. USD |
| Consolidated Edison | ED | New York, Northeast-Vergleichbarkeit zu ES | 15,3 Mrd. USD |
| Edison International (Bonus, eigene Coverage) | EIX | Kalifornien, ebenfalls hohe Wildfire-/CapEx-Belastung | 17,0 Mrd. USD |
Free Cashflow 2022–2024 (in Mrd. USD)
| Unternehmen | 2022 | 2023 | 2024 |
|---|---|---|---|
| Eversource (ES) | −1,04 | −2,69 | −2,32 |
| AEP | −1,17 | −1,03 | −0,46 |
| Duke Energy | −5,44 | −2,73 | +0,05 |
| WEC Energy | −0,23 | +0,50 | +0,39 |
| CenterPoint | −2,61 | −0,52 | −2,37 |
| Consolidated Edison | n. v. | +1,20* | −1,63 |
| Edison International | n. v. | −2,05 | −0,69 |
Free Cashflow 2024 im Peer-Vergleich (in Mrd. USD)
* Consolidated Edison 2023 positiv u. a. beeinflusst durch Verkaufserlöse der Clean-Energy-Sparte – Sondereffekt, nicht rein operativ.
Einordnung
- Negativer FCF ist Branchenstandard, kein ES-spezifisches Alarmsignal. Fünf von sechs Peers weisen in mindestens zwei der drei Jahre negativen FCF aus – Cash Burn ist das Finanzierungsmuster der gesamten Rate-Base-Wachstumsphase im US-Utility-Sektor.
- ES liegt im hinteren Mittelfeld, nicht in der Spitzengruppe. WEC und Duke haben 2024 bereits den Break-even erreicht bzw. leicht überschritten – zwei bis drei Jahre früher als ES, das erst 2025 mit −0,05 Mrd. USD nahezu ausgeglichen ist.
- CenterPoint ist der einzige Peer mit ähnlich schwachem 2024er-Wert (−2,37 Mrd.), dort allerdings getrieben von Sturmresilienz-Sonderinvestitionen nach Hurrikan Beryl – ein anderer Auslöser als bei ES.
- Größenrelation beachten: Duke (Umsatz ~2,3x ES) und AEP (~1,5x ES) haben strukturell mehr Substanz, um ähnliche absolute FCF-Defizite leichter zu verkraften – ES’ Defizite wiegen relativ zur eigenen Bilanzgröße schwerer.
Fazit zum Peer-Vergleich
Der sektorweite Vergleich relativiert die Sorge um den negativen FCF als grundsätzliches Geschäftsmodell-Risiko, bestätigt aber, dass ES beim Übergang zur Selbstfinanzierung hinter Peers wie WEC und Duke zurückliegt. Der 2025er-Sprung zum nahezu ausgeglichenen FCF ist damit als Aufholen zum Sektor-Median einzuordnen – nicht als Vorreiterrolle.
Datenbasis: Eversource Energy (eigene Berechnung aus CF Statement 2020–2025); Peer-Daten AEP, Duke Energy, WEC Energy Group, CenterPoint Energy, Consolidated Edison, Edison International auf Basis konsolidierter Cashflow Statements 2022–2024 (Macrotrends/Unternehmensberichte). Free Cashflow = Operating Cashflow − CapEx.
Warum kürzen Versorger wie Eversource die Dividende nicht?
Die Dividende bei regulierten Versorgern wird strukturell vom Nettogewinn, nicht vom Free Cashflow finanziert – und beide Größen laufen bei diesem Geschäftsmodell systematisch auseinander. Der negative FCF entsteht durch CapEx, die die Rate Base erweitert; das hat mit der Ertragskraft laut GuV zunächst nichts zu tun.
Payout Ratio 2025
~64 %
1,09 Mrd. USD Div. / 1,70 Mrd. USD Nettogewinn
Dividende trotz Verlustjahr 2023
919 Mio. USD
bei Nettoverlust von −435 Mio. USD
Dividendenwachstum
745 → 1.093 Mio. USD
ungebrochen seit 2020 (Stammaktien)
EPS-Guidance bis 2030
5–7 % p.a.
unverändert trotz Aquarion-Sonderbelastung
Nettoergebnis vs. Dividende auf Stammaktien 2020–2025 (in Mrd. USD)
2023: Die Dividende steigt weiter, obwohl das Nettoergebnis wind-bedingt ins Minus rutscht – faktisch aus der Bilanz statt aus laufenden Erträgen finanziert.
1. Die Dividende hängt am EPS, nicht am FCF
Die Payout-Ratio lag 2025 bei rund 64 % – ein für Versorger völlig normaler, sogar konservativer Wert. Net Income bleibt (außer 2023) durchgehend solide positiv, weil Abschreibungen und regulatorische Erträge dort anders wirken als im Cashflow. Die Management-Guidance (5–7 % EPS-Wachstum bis 2030) ist explizit an den Gewinn gekoppelt, nicht an den FCF.
2. Die Investitionslücke ist finanzierbares Wachstum, kein Alarmsignal
Weil die Rate Base von der Regulierungsbehörde anerkannt und mit einer garantierten Eigenkapitalverzinsung vergütet wird, ist die Finanzierungslücke aus Sicht von Ratingagenturen und Kapitalgebern bankfähiges Wachstum. Genau deshalb wird sie routinemäßig über Fremd-/Eigenkapitalemissionen geschlossen, statt intern über einen Dividendenschnitt gedeckt zu werden.
3. Ein Dividendenschnitt wäre selbstzerstörerisch für die Kapitalbeschaffung
Versorgeraktien werden überwiegend von Einkommens-/Dividendenwachstumsinvestoren gehalten (Dividend-Aristocrats-Indizes, Einkommensfonds). Ein Cut löst dort Zwangsverkäufe aus, der Kurs bricht ein, die Eigenkapitalkosten steigen massiv – und genau diese externe Kapitalbeschaffung (Aktien-/Anleiheemissionen) ist der Mechanismus, mit dem die CapEx-Lücke überhaupt finanziert wird. Ein Cut würde also den Kanal beschädigen, von dem das ganze Modell abhängt.
4. Die Dividende ist Teil des regulatorischen Vertrauensvertrags
Eine stabile, wachsende Dividende signalisiert Regulierungsbehörden und Ratingagenturen finanzielle Disziplin und Berechenbarkeit – Faktoren, die in die Bewertung der Kapitalstruktur und teils sogar in ROE-Entscheidungen einfließen. Ein Cut würde als Eingeständnis finanzieller Schwäche gelesen, mit Ausstrahleffekten auf laufende Rate Cases.
5. Sektorweite Konvention, nicht ES-spezifisch
Auch im Peer-Vergleich haben Duke Energy und WEC Energy trotz negativer FCF-Jahre ihre Dividenden nicht angetastet – das ist Branchenstandard bei "Stalwart"-Versorgern, keine ES-spezifische Risikobereitschaft.
Wo die Grenze liegt
Das Modell funktioniert nur, solange Nettogewinn und Rating stabil bleiben. 2023 zeigt bereits die Grenze: ES zahlte trotz eines GAAP-Nettoverlusts (−435 Mio. USD, wind-bedingte Sonderabschreibungen) unverändert Dividende (919 Mio. USD) – finanziert faktisch über die Bilanz, nicht über laufende Erträge. Genau in dieser Konstellation werden Ratingagenturen aufmerksam. Ein Dividendenschnitt bleibt bei anhaltend schwachem Nettogewinn und weiterem Rating-Druck ein reales, wenn auch bislang von ES klar zurückgewiesenes Tail-Risiko – zuletzt nochmals bekräftigt durch die unveränderte 2026er-Guidance trotz Aquarion-Sonderbelastung.
Datenbasis: Eversource Energy, konsolidiertes Cashflow Statement 2020–2025 (Net Income, Cash Dividends on Common Shares, in Tsd. USD). Eigene Berechnung und Darstellung.
Zusammenfassung der Zahlenanalyse
Gesamtfazit · Zahlenanalyse
Eversource Energy: Bilanz, GuV, Cashflow & Peer-Vergleich 2020–2025
Zusammenfassung aller quantitativen Befunde – Bilanzstruktur, Ergebnisqualität, Cashflow-Entwicklung, Dividendentragfähigkeit und sektoraler Einordnung.
Bilanzsumme / LT Debt CAGR
6,7 % / 12,2 %
Schulden wachsen fast doppelt so schnell wie die Bilanz
Net Debt / Equity 2025
174 %
Peak 2024: 177 % · 2020: 114 %
Free Cashflow 2025
−0,05 Mrd. USD
2023 (Tief): −2,69 Mrd. · fast ausgeglichen
Netto-Neuverschuldung 2025
1,54 Mrd. USD
Tiefstwert der Periode · Peak 2023: 3,19 Mrd.
Payout Ratio 2025
~64 %
Dividende auch 2023 im Verlustjahr fortgeführt
Aquarion-Verkauf
1,7 Mrd. USD
vollzogen 30.06.2026 · Deleverage-Effekt ab Q2/2026
Zinsaufwand vs. Umsatz CAGR
18,2 % vs. 8,8 %
Zinslast wächst mehr als doppelt so schnell wie der Umsatz
Payout Ratio 2023 / 2024
−214 % / 126 %
Dividende überstieg zweimal in Folge die Ertragskraft
🔴 Risiken
- Verschuldung wächst strukturell schneller als das Eigenkapital: Long-Term Debt CAGR 12,2 % gegenüber nur 2,9 % beim Eigenkapital – die Eigenkapitalquote sank von 31 % (2020) auf 25 % (seit 2023 konstant).
- Hohe Abhängigkeit von der Regulatorik: Regulatory Assets machen konstant 47–48 % des Eigenkapitals aus – die Behörde bestimmt, ob und wann vorgestrecktes Kapital zurückfließt (siehe FERC-ROE-Cut auf 9,57 %).
- ES hinkt im Peer-Vergleich beim Erreichen der Selbstfinanzierung hinterher: WEC und Duke Energy erreichten den FCF-Break-even bereits 2024, ES erst 2025.
- Zinsaufwand wächst deutlich schneller als der Umsatz: Interest Expense CAGR 18,2 % gegenüber 8,8 % beim Umsatz – Interest Expense/Revenues stieg von 6,0 % (2020) auf 9,2 % (2025), Peak 9,3 % (2024).
- Dividende wurde 2023/2024 über der eigenen Ertragskraft gezahlt: Payout Ratio von −214 % (2023, Verlustjahr) auf 126 % (2024) – faktisch aus der Bilanz statt aus laufenden Gewinnen finanziert.
- Fallende effektive Steuerquote als endlicher Ergebnistreiber: Sank von ca. 22 % (2020) auf ca. 7,6 % (2025) und stützt damit einen Teil des Nettoergebniswachstums – sobald Verlustvorträge aufgebraucht sind, dürfte dieser Rückenwind nachlassen.
- Dividendenschnitt bleibt ein reales Tail-Risiko, sollte sich schwacher Nettogewinn (wie 2023) mit anhaltendem Rating-Druck kombinieren.
🟢 Positive Signale
- FCF-Trendwende 2025: von −2,69 Mrd. USD (2023) auf nahezu ausgeglichene −0,05 Mrd. USD – erstmals seit sechs Jahren deckt der operative Cashflow die Investitionen fast vollständig ab.
- Netto-Neuverschuldung auf Mehrjahrestief: 1,54 Mrd. USD (2025) gegenüber 3,19 Mrd. USD im Peak-Jahr 2023.
- Aquarion-Verkauf tatsächlich vollzogen (30.06.2026) – rund 1,7 Mrd. USD Nettoerlös zur gezielten Schuldentilgung, obwohl der erste Anlauf im November 2025 gescheitert war.
- Verlustjahr 2023 war ein Sondereffekt, keine operative Krise: Ohne die Offshore-Wind-Abschreibung (2,17 Mrd. USD) wäre das Vorsteuerergebnis klar positiv gewesen – Operating Income erreichte 2023 mit 2,40 Mrd. USD sogar einen bis dahin neuen Höchstwert.
- Operating Margin stabil bis verbessert: von 22,3 % (2020) über eine Delle 2022 (17,9 %, Energiepreisschock) zurück auf 22,1 % (2025, bester Wert der Periode).
- Payout Ratio 2025 normalisiert auf nachhaltige 66 % – nach den Ausreißerjahren 2023/2024 wieder auf Vorkrisenniveau.
- Dividendenkontinuität ungebrochen: stetiges Wachstum von 745 Mio. auf 1.093 Mio. USD (2020–2025), Branchenstandard unter regulierten Versorgern bestätigt durch den Peer-Vergleich.
- Negativer FCF ist kein ES-spezifisches Problem: fünf von sechs Peers (AEP, Duke, CenterPoint, ConEd, EIX) zeigten in mindestens zwei der letzten drei Jahre ebenfalls negativen FCF.
🟡 Zu beobachten
- Q2/Q3-2026-Zahlen: Erster Bilanzabdruck des Aquarion-Deleveraging – zeigt sich die rechnerisch erwartete Verbesserung von Net Debt/Equity und Net Debt/Operating Income tatsächlich?
- Nachhaltigkeit der FCF-Verbesserung 2025: Einmaleffekt (Regulatory-Under-Recoveries-Ausgleich, rückläufige CapEx) oder struktureller Trend?
- Normalisierung der effektiven Steuerquote: Steigt sie wieder in Richtung des historischen ~20–22 %-Niveaus, sobald Verlustvorträge aufgebraucht sind – mit entsprechendem Gegenwind für das EPS-Wachstum?
- Verwässerung durch Kapitalerhöhungen: Aktienzahl wächst mit CAGR 1,8 % – wie stark bremst das künftig das EPS-Wachstum je Altaktionär?
- Rating-Entwicklung: Bleibt Investment-Grade angesichts der weiterhin hohen absoluten Verschuldung und des steigenden Zinsaufwand-Anteils gesichert?
- Uncollectible Expense: fast verdoppelt seit 2020 – möglicher Frühindikator für Zahlungsdruck bei Kunden durch steigende Tarife.
Gesamteinordnung
Die Zahlenanalyse zeichnet kein einheitliches Bild, sondern eine klare Zeitachse: Eine bis 2023/2024 spürbar zunehmende Verschuldungs- und Zinslastdynamik trifft 2025 auf erste, konkrete Entlastungssignale – sinkende Netto-Neuverschuldung, nahezu ausgeglichener Free Cashflow, eine wieder normalisierte Payout Ratio und der letztlich doch vollzogene Aquarion-Verkauf. Die GuV zeigt dabei, dass der Verlust 2023 ein Bewertungseffekt war, kein operatives Problem – das Kerngeschäft blieb mit stabilen bis verbesserten Margen intakt. Im Sektorvergleich ist ES weder Ausreißer nach unten noch Vorreiter, sondern ein Nachzügler, der 2025/2026 beginnt aufzuholen. Die Investment-These hängt damit weniger an der Frage "Ist das Modell tragfähig?" (branchenweit ja) als an der Frage, ob sich der 2025er-Trend in Bilanz, GuV und Cashflow in den kommenden Quartalen bestätigt.
Datenbasis: Eversource Energy, konsolidierte Bilanz-, GuV- und Cashflow-Daten 2020–2025; Peer-Daten AEP, Duke Energy, WEC Energy Group, CenterPoint Energy, Consolidated Edison, Edison International (2022–2024); Eversource-Pressemitteilung vom 30.06.2026 zum Aquarion-Verkauf. Eigene Berechnung und Darstellung.
Mein Investmentcase
Investment Case
Eversource Energy (ES)
Peter-Lynch-Einordnung: Slow Grower mit Stalwart-Tendenz · Qualitätsrating: medium, mit erster positiver Trendwende
Kennzahlen auf einen Blick
Kurs / Marktkapitalisierung
72,20 USD
Market Cap ca. 27,2 Mrd. USD (Stand 01.07.2026)
KGV / Dividendenrendite
15,5x / 4,3 %
TTM-Dividende 3,15 USD
52-Wochen-Spanne
61,53–76,41 USD
aktueller Kurs nahe der Mitte der Spanne
Analysten-Kursziel
~71–73 USD
Argus zuletzt auf Hold zurückgestuft (Juni 2026)
Bull Case vs. Bear Case
🟢 Bull Case
- FCF-Trendwende 2025 (fast ausgeglichen) plus Aquarion-Deleveraging (1,7 Mrd. USD, wirksam ab Q2/2026) adressieren direkt das Kernproblem: die Verschuldungsdynamik.
- Operating Margin stabil bis verbessert (22,1 % 2025, bester Wert der Periode); 2023er-Verlust klar als Sondereffekt identifiziert, kein operatives Problem.
- Dividendenkontinuität seit über 25 Jahren ungebrochen, Payout Ratio 2025 wieder normalisiert (66 %).
- Bewertung am unteren Ende der 52-Wochen-Spanne trotz Q1-2026-Ergebnis über Konsens (EPS 1,73 USD vs. 1,61 USD erwartet).
🔴 Bear Case
- Absolute Verschuldung bleibt hoch (Long-Term Debt 26,9 Mrd. USD); Zinsaufwand wächst strukturell schneller als der Umsatz (CAGR 18,2 % vs. 8,8 %).
- Hohe regulatorische Abhängigkeit (Regulatory Assets ~48 % des EK); FERC-ROE-Cut auf 9,57 % bereits eingetreten, zuletzt zusätzlich belastende Entscheidung zu Sturmkosten.
- Aktienverwässerung (CAGR 1,8 %) bremst das EPS-Wachstum je Altaktionär strukturell.
- 2026er-Guidance bereits gekappt (4,57–4,72 USD statt 4,80–4,95 USD) wegen Aquarion-Sonderaufwand.
Bewertung & Einstieg
Bei 72,20 USD und 15,5x KGV ist ES weder ein Schnäppchen noch teuer – der Analysten-Konsens (Kursziel ~71–73 USD) sieht aktuell kaum Kurspotenzial und preist im Wesentlichen die Dividendenrendite als Ertragsquelle ein. Ein Einstieg nahe der 52-Wochen-Tiefs (61–65 USD, wie zuletzt im Zuge der PURA-Ablehnung im November 2025) hätte historisch die bessere Yield-on-Cost geboten.
Zeitlicher Trigger-Punkt
Die Q2/Q3-2026-Zahlen (erster Bilanzabdruck des Aquarion-Effekts) sind der konkrete, datierte Katalysator, um zu prüfen, ob sich der 2025er-Turnaround bestätigt – statt jetzt ins bereits leicht gestiegene Chartbild zu kaufen.
Zur zukünftigen Entwicklung von Eversource
Hier nochmals die Strategischen Ziele für 2026 aus den Earnings Q1 26.
Strategische Prioritäten für 2026
Im Year End 2025 Earnings Report (13.02.2026) sowie erneut im Q1-2026-Bericht (07.05.2026) hat CEO Joe Nolan fünf strategische Prioritäten für 2026 definiert – ausgerichtet an der Unternehmensmission, verlässlichen, resilienten und bezahlbaren Service für Kunden zu liefern und gleichzeitig Aktionärswert zu schaffen.
- Deliver Top-Tier Performance – hohe Netzzuverlässigkeit erhalten, Kundenerfahrung verbessern, Sicherheit der Belegschaft gewährleisten.
- Execute on Capital Investment Plan – Investitionsprogramm von 26,5 Mrd. USD bis 2030, fokussiert auf Lastwachstum und Netzzuverlässigkeit, mit 1,0 Mrd. USD zusätzlichem Potenzial.
- Engage with Regulators – aktives, konstruktives Engagement mit Regulierungsbehörden und Stakeholdern.
- Maintain Balance Sheet Strength – deutliche Fortschritte bei FFO/Debt, Finanzierungsstrategie unabhängig vom Ausgang des Aquarion-Verkaufs.
- Support Sustainable Long-Term Growth – langfristiges EPS-Wachstumsziel von 5–7 %, gestützt durch regulatorische und strategische Ergebnisse im Jahr 2026.
Zwei der fünf Prioritäten sind bereits aus dieser Analyse-Serie bekannt: das Investitionsprogramm (Bilanz-/CapEx-Analyse) und das EPS-Wachstumsziel (GuV-Analyse). Neu ist der explizite Fokus auf FFO/Debt als Steuerungsgröße für die Bilanzstärke.
"Derisking" als zentrales Motiv: drei konkrete Baustellen
Neben den fünf Prioritäten benennt das Management explizit drei Punkte zur Entrisikierung des Geschäftsprofils – alle drei sind direkt an bereits analysierte Themen dieser Serie angebunden.
Aquarion-Verkauf
PURA-genehmigt
Berufungsfrist läuft · 88 Mio. USD Rate Case eingereicht · seit 30.06.2026 vollzogen
Revolution Wind
~95 % fertig
Erste Stromerzeugung erreicht · COD 2. Halbjahr 2026
FERC-ROE: Eversource wehrt sich aktiv
Statt die Kürzung auf 9,57 % hinzunehmen, beantragt Eversource eine neue Basis-ROE von 11,39 %, eine Verlängerung der Rückzahlungsfrist bis Mai 2027 sowie eine Aussetzung des Verfahrens vor dem D.C. Circuit Court. CEO Nolan bezeichnete die FERC-Entscheidung öffentlich als „arbitrary and flawed“ – ungewöhnlich scharfe Wortwahl gegenüber dem eigenen Regulierer und ein Signal, dass das Thema noch nicht abgeschlossen ist.
Regulatorische Einzelinitiativen auf Bundesstaatsebene
- Massachusetts: Executive Order zur Sicherung der Energiezukunft des Bundesstaats (Zuverlässigkeit, Bezahlbarkeit, Unabhängigkeit).
- Connecticut: Ankündigung einer CL&P-Rate-Case-Anmeldung; Sturmkosten-Securitization über ca. 1,5 Mrd. USD in Vorbereitung.
- New Hampshire: Sturmkosten-Securitization über ca. 460 Mio. USD bereits gesetzlich verabschiedet.
Einordnung
Priorität „Capital Investment Plan“ und „Balance Sheet Strength“ sind die GuV-/Bilanz-Themen, die in dieser Analyse bereits durchleuchtet wurden. Die drei Derisking-Baustellen sind die konkreten Katalysatoren aus dem Investment Case – der aktive FERC-Widerstand ist dabei der am wenigsten eingepreiste Punkt, da sein Ausgang noch offen ist.
Quelle: Eversource Energy, Year End 2025 Earnings Report (13.02.2026) und Q1 2026 Earnings Report (07.05.2026), SEC 8-K-Filings. Eigene Übersetzung und Einordnung.
Damit ergeben sich folgende Investitionsnotwendigkeiten
Investitionsnotwendigkeiten 2026–2030
Eversource hat sein Investitionsprogramm für 2026–2030 im Q4-2025-Bericht (13.02.2026) und erneut im Q1-2026-Call bestätigt: 26,5 Mrd. USD (ohne Aquarion) – eine Aufstockung um 2,3 Mrd. USD gegenüber dem vorherigen Plan (24,2 Mrd. USD), getrieben vor allem durch höhere Investitionen in die Strom- und Gasverteilung.
Gesamtvolumen 2026–2030
26,5 Mrd. USD
+2,3 Mrd. USD ggü. Vorjahresplan · ohne Aquarion
Rate Base 2024 → 2030
30,6 → 49,3 Mrd. USD
CAGR 8,3 % · konsistent mit PP&E-CAGR 2020–2025
Jahres-CapEx 2025 → 2030
4,4 → 5,5 Mrd. USD
2026-Prognose: 5,1 Mrd. USD
Gesamtfinanzierungsbedarf
34,5–35,0 Mrd. USD
CapEx (27,8 Mrd.) + Dividenden (6,7–7,2 Mrd.)
Investitionsplan 2026–2030 nach Segment (in Mrd. USD)
Werte gerundet auf Basis der veröffentlichten Segmentangaben (>11 Mrd. Electric Distribution, ~7 Mrd. Transmission, ~7 Mrd. Natural Gas Distribution); Summe auf 26,5 Mrd. USD Gesamtplan abgestimmt.
Finanzierung: Gesamtbedarf 34,5–35,0 Mrd. USD
Der Finanzierungsbedarf umfasst nicht nur die 27,8 Mrd. USD CapEx, sondern zusätzlich 6,7–7,2 Mrd. USD Dividendenzahlungen über den Zeitraum. Bemerkenswert ist die geringe geplante Eigenkapitalverwässerung – anders als im Rückblick 2020–2025, wo Kapitalerhöhungen ein wiederkehrender Baustein waren (Aktienzahl-CAGR 1,8 %).
Finanzierungsmix 2026–2030
Eigenkapitalanteil entspricht 800 Mio.–1,1 Mrd. USD über den gesamten Zeitraum 2026–2030, explizit unabhängig vom Ausgang des Aquarion-Verkaufs.
Bereits umgesetzte Finanzierungsbausteine
- 1,5 Mrd. USD Junior Subordinated Notes (Hybridanleihe), im Februar 2026 platziert, über 5-fach überzeichnet – starkes Signal für die Marktakzeptanz.
- Bis zu ~2 Mrd. USD werden innerhalb der nächsten 12–15 Monate aus den Sturmkosten-Securitizations in Connecticut und New Hampshire erwartet.
- FFO/Debt-Quoten liegen aktuell bei 14,2 % (S&P) und 14,5 % (Moody's) – über 100 Basispunkte über den Downgrade-Schwellenwerten; S&P bestätigte am 10.04.2026 Rating und stabilen Ausblick trotz der FERC-ROE-Entscheidung.
Einordnung
Kombiniert mit dem Aquarion-Erlös (1,7 Mrd. USD) und den Sturmkosten-Securitizations (~2 Mrd. USD zusätzlich) zeichnet sich ab, dass Eversource sein Wachstumsprogramm 2026–2030 deutlich fremdkapitalärmer und weniger verwässernd finanzieren will als in der Vorperiode 2020–2025 – ein direkter, quantifizierter Beleg für die im Gesamtfazit skizzierte "Aufholjagd" bei der Kapitalstruktur.
Quelle: Eversource Energy, Year End 2025 Earnings Report (13.02.2026) und Q1 2026 Earnings Call (07.05.2026), SEC-8-K-Filings sowie Branchenberichterstattung. Eigene Darstellung.
Das Management hat diese auch schon im Blickfeld und kommuniziert sie mit folgender Folie
Wo kommt das zukünftige Wachstum her?
Geklärt ist, dass ES v.a. durch die obigen Investitionen mit den freigegebenen ROE´s wachsen kann. Im folgenden der Versuch, hier die Auswirkung der Investitionen auf den Gewinn/Profit zu berechnen.
Von der CapEx zur Rate Base: die Gewinnmechanik
Bei regulierten Versorgern erwirtschaftet nicht der Umsatz direkt den Gewinn, sondern die Rate Base – das von der Behörde als „prudent“ anerkannte investierte Kapital. Die Behörde genehmigt darauf eine Verzinsung (Allowed ROE), die auf den Eigenkapitalanteil der Rate Base angewendet wird. Vereinfacht: Zusätzlicher Gewinn ≈ ΔRate Base × Eigenkapitalanteil × Allowed ROE.
Rate-Base-Zuwachs 2024–2030
+18,7 Mrd. USD
30,6 → 49,3 Mrd. USD · CAGR 8,3 %
Angenommener Eigenkapitalanteil
~50 %
branchenüblich, keine bestätigte ES-Zahl
Aktuell genehmigte ROE (Referenz)
9,5–9,57 %
NHPUC-Distribution 9,5 % · FERC-Transmission 9,57 %
Geschätztes Profit-Potenzial
~800–900 Mio. USD
p.a. zusätzlich bis 2030 (Modellrechnung)
Rate-Base-Brücke 2024 → 2030 (in Mrd. USD)
Rate-Base-Werte gemäß Eversource Year End 2025 Earnings Report; CapEx-Zuwachs entspricht dem 2026–2030-Investitionsplan (26,5 Mrd. USD).
ROE-Sensitivität: warum der FERC-Streit finanziell so bedeutsam ist
Diese Mechanik erklärt, warum der Kampf um 9,57 % vs. 11,39 % ROE kein Nebenschauplatz ist. Die folgende Tabelle zeigt das geschätzte zusätzliche Jahresergebnis-Potenzial aus dem Rate-Base-Zuwachs (18,7 Mrd. USD × 50 % Eigenkapitalanteil) bei unterschiedlichen ROE-Szenarien.
| Szenario | Allowed ROE | Profit-Potenzial p.a. | Delta vs. Status quo |
|---|---|---|---|
| Vor dem FERC-Cut (bis März 2026) | 10,57 % | 988 Mio. USD | +93 Mio. USD |
| Status quo (seit März 2026) | 9,57 % | 895 Mio. USD | — |
| Bear Case (weitere Kürzung) | 8,57 % | 801 Mio. USD | −94 Mio. USD |
| Bull Case (Antrag der Transmission Owners) | 11,39 % | 1.065 Mio. USD | +170 Mio. USD |
Modellrechnung mit blendeter ROE auf den gesamten Rate-Base-Zuwachs; in der Realität gelten unterschiedliche ROEs für Transmission (FERC) und Distribution (CT/MA/NH), sodass nur der Transmission-Anteil (~7 Mrd. USD von 26,5 Mrd. USD) unmittelbar vom FERC-Verfahren betroffen ist.
Wichtige Einschränkungen dieser Rechnung
Kein Sofort-Effekt: Neue Investitionen fließen erst nach Anerkennung im jeweiligen Rate Case in die Rate Base ein (Regulatory Lag). Segment-/Staat-spezifische ROEs: CT, MA und NH verhandeln getrennt; 9,5 % ist nur der NH-Distribution-Wert, CT/MA können abweichen. Eigenkapitalanteil ist eine Schätzung: Die hier verwendeten 50 % sind eine branchenübliche Annahme, keine bestätigte ES-spezifische Zahl aus den Filings.
Datenbasis: Eversource Energy, Year End 2025 Earnings Report (13.02.2026), Q1 2026 Earnings Report (07.05.2026), NHPUC-Genehmigung (9,5 % lt. 2025 Annual Report), FERC-Entscheidung vom 19.03.2026 sowie Antrag der Transmission Owners vom 30.04.2026. Profit-Schätzungen sind eine eigene Modellrechnung, keine Unternehmensangabe.
Bei der genannten Formel ist eigentlich nur noch zu klären, wieso hier einen Equity Ratio von 50% herangezogen werden sollte. Die 50% stammen aus den Vorgaben der Regulatorik, die festlegen, dass die Refinanzierung zu 50% aus EK und zu 50% auf FK bestehen sollte. Es handelt sich um die Allowed Capital Structure.
(Zins-Ersatz)
(ROE Basis)
Die Behörde erlaubt Profit nur auf das Risiko-Kapital (Eigenkapital). Die Schulden werden nur zum Selbstkostenpreis (Zinsen) durchgereicht.
Formel: Invest × 0,50 × ROE %
Zur Schätzung des zukünftigen Gewinns pro Aktie
EPS-Schätzung 2026–2030
Ausgangspunkt ist die eigene Guidance: 2026 non-GAAP EPS von 4,57–4,72 USD (Mittelwert 4,65 USD) und ein langfristiges CAGR-Ziel von 5–7 % bis 2030, wobei das Management eine Beschleunigung Richtung oberes Ende der Spanne bis 2028 in Aussicht gestellt hat. Der Base-Pfad simuliert genau das: die Wachstumsrate steigt schrittweise von 5 % (2027) auf 7 % (2030), was einem effektiven CAGR von rund 6,1 % entspricht.
| Jahr | Bear (konst. 5 %) | Base (Ramp-Pfad) | Bull (konst. 7 %) |
|---|---|---|---|
| 2026 | 4,65 | 4,65 | 4,65 |
| 2027 | 4,88 | 4,88 | 4,98 |
| 2028 | 5,13 | 5,18 | 5,32 |
| 2029 | 5,38 | 5,51 | 5,70 |
| 2030 | 5,65 | 5,90 | 6,10 |
EPS-Szenarien 2026–2030 (non-GAAP, in USD)
Bei einer Payout Ratio nahe dem 2025er-Niveau (66 %) ergibt sich im Base-Fall eine Dividende von ca. 3,10 USD (2026) auf ca. 3,85–3,90 USD (2030) – ein Wachstum leicht unterhalb des EPS-Wachstums, konsistent mit der historischen Dividenden-CAGR von 5,8 % (2020–2025).
Kursziel-Herleitung: drei Methoden im Abgleich
Ein "logisches" Kursziel entsteht nicht aus einer einzelnen Zahl, sondern aus dem Abgleich mehrerer unabhängiger Ansätze. Alle drei stützen sich auf den Base-Fall (EPS-Ramp-Pfad).
Methode 1 – Forward-KGV
2027er-Base-EPS (4,88 USD) × aktuelles KGV (15,5x, entspricht der heutigen Marktbewertung) = 75,64 USD
Methode 2 – Dividendenrendite
2027er-Dividende (ca. 3,22 USD) ÷ aktuell markt-implizierte Zielrendite (4,3 %) = 74,88 USD
Methode 3 – Langfristiges Kurspotenzial 2030 (nominal, nicht abgezinst)
2030er-Base-EPS (5,90 USD) × unverändertes KGV (15,5x) = 91,45 USD als Kursniveau im Jahr 2030 – ohne Diskontierung auf heute, daher kein 12-Monats-Kursziel, sondern eine Wachstumsperspektive.
Blended Kursziel (12–18 Monate)
~75 USD
Methode 1 und 2 konvergieren unabhängig voneinander bei rund 75 USD (Spanne 74,88–75,64 USD) – das erhöht die Verlässlichkeit gegenüber einer Einzelmethode. Ausgehend vom aktuellen Kurs (72,20 USD, Stand 01.07.2026) entspricht das einem Kurspotenzial von ca. +3,9 %, zuzüglich laufender Dividendenrendite von 4,3 % – macht eine erwartete Gesamtrendite von grob 8 % auf Sicht von 12–18 Monaten im Base-Fall.
Wesentliche Unsicherheiten
FERC-ROE-Ausgang (9,57 % vs. beantragte 11,39 %) ist der größte einzelne Swingfaktor. Sturmereignisse (wie der Blizzard Februar 2026) können GAAP-Ergebnisse verzerren. Offene Rate Cases in CT/MA sind noch nicht final entschieden. Dies ist eine eigene Modellrechnung auf Basis der Unternehmens-Guidance, keine Konsensschätzung von Analysten – ein Abgleich mit tatsächlichen Analystenschätzungen (z. B. via Bloomberg/Refinitiv) wird empfohlen.
Datenbasis: Eversource Energy 2026er-Guidance (07.05.2026), Payout-Ratio- und Dividendenhistorie 2020–2025, Kursdaten Stand 01.07.2026. Eigene Modellrechnung, keine Anlageberatung.
Die Verschuldung und der Tilgungsplan
Tilgungsplan Long-Term Debt: eine frontlastige Fälligkeitsstruktur
Ein Cross-Check zuerst: Die 1.400 Mio. USD für 2025 stimmen exakt mit der Position "Retirement of Long-Term Debt" aus dem Cashflow Statement überein (1.400.331 Tsd. USD) – die Zahlen sind konsistent zur bisherigen Analyse. Die Summe (26.816 Mio. USD) liegt sehr nah am bilanzierten Long-Term Debt 2025 (26.872 Mio. USD); die kleine Differenz dürfte auf unamortisierte Emissionskosten/Agio-Disagio-Effekte zurückgehen.
Fällig 2025–2029
9.957 Mio. USD
≈ 37 % der gesamten Long-Term Debt
Fällig 2030–2034
9.143 Mio. USD
≈ 34 % der gesamten Long-Term Debt
Fällig binnen 10 Jahren
≈ 71 %
19.100 von 26.816 Mio. USD (2025–2034)
"2048 ff."-Sammelposten
4.992 Mio. USD
stabiler Bodensatz, sehr lange Laufzeiten
Ungewöhnlich hohe Refinanzierungslast in den nächsten zehn Jahren
Rund 71 % der gesamten Long-Term Debt müssen bis 2034 refinanziert werden – ein deutlich höherer Anteil, als man bei einem Versorger mit typischerweise 20–30-jährigen Anleihelaufzeiten erwarten würde. Die Fälligkeitsstruktur ist ungewöhnlich nach vorne konzentriert, statt gleichmäßig über Jahrzehnte gestreut.
Peak-Jahre mit besonders hohem Refinanzierungsbedarf
- 2027: 2.889 Mio. USD – größtes Einzeljahr im gesamten Plan
- 2034: 2.739 Mio. USD
- 2031: 2.480 Mio. USD
- 2029: 2.300 Mio. USD
In diesen Jahren ist Eversource am stärksten dem dann herrschenden Zinsniveau ausgesetzt – trifft eine dieser Fälligkeiten auf ein Hochzinsumfeld, verstärkt sich die bereits identifizierte Zinslast-Schere (Interest Expense CAGR 18,2 % vs. Umsatz 8,8 %) zusätzlich.
Die "ruhige Phase" 2038–2042
Auffällig ist der fast vollständige Rückgang der Fälligkeiten zwischen 2038 und 2042 (2039: 0, 2040: 300 Mio., 2041: 1 Mio.) – hier besteht praktisch kein Refinanzierungsdruck. Das wirkt wie ein bewusst geschaffenes Zeitfenster, wahrscheinlich das Resultat vergangener Emissionsentscheidungen, die Laufzeiten gezielt in diese Lücke gelegt haben.
Verbindung zur Gesamtanalyse
Zwei Effekte verstärken sich gegenseitig: neue Schulden aus dem 26,5-Mrd.-USD-CapEx-Plan (2026–2030) treffen auf die Refinanzierung von rund 9,7 Mrd. USD bereits fälliger Altschulden im selben Zeitraum. Eversource muss also gleichzeitig für Wachstum und für die Ablösung eines erheblichen Altschuldenbestands am Kapitalmarkt aktiv sein – ein zusätzlicher Grund, warum die Aufrechterhaltung des Investment-Grade-Ratings hier besonders kritisch ist. Die jüngste S&P-Bestätigung (10.04.2026, Rating und Ausblick stabil trotz FERC-Entscheidung) ist vor diesem Hintergrund ein wichtiges positives Signal.
Eine Nuance, die auch positiv zu lesen ist
Die frontlastige Struktur ist nicht nur Risiko: Sollte das Zinsniveau in den kommenden Jahren sinken, kann Eversource schneller von günstigeren Konditionen profitieren als ein Versorger mit backloaded Fälligkeiten, der über Jahrzehnte an hochverzinsten Altanleihen festhängt. Die Struktur ist ein zweischneidiges Schwert – abhängig vom künftigen Zinspfad, nicht per se negativ.
Datenbasis: Eversource Energy, Tilgungsplan Long-Term Debt (bereitgestellt vom Nutzer), Cashflow Statement 2020–2025 (Retirement of Long-Term Debt), Bilanzdaten 2025. Eigene Berechnung und Einordnung.
Zur Bewertung
Bei der Bewertung des Unternehmens tut man sich aufgrund der Vorgaben sehr schwer, da man es mit einem „normalen“ Unternehmen kaum vergleich kann. Im Endeffekt bleibt nur das KGV übrig, um hier eine Annäherung zu finden. Auch der Buchwert pro Aktie könnte heangezogen werden. Am besten beides.
Aktuell liegt der P/B mit 1,67 x unter dem Durchschnitt von 1,79 x. Hier sieht man auch schön, wie der Versorger in eine Bewertungsdelle hineingeraten ist.
Beim KGV wiederum erscheint ES aktuell eher unter den langjährigen Bewertungen zu liegen.
Der Fastgraphs nimmt die Bewertung anhand der adj. EPS vor. Damit zeigt sich dassselbe Bild der obigen Grafiken. ES ist mit 15,60x unter der bisherigen, langjährigen Bewertung von 18,51 x.
Interessant sind die langjährigen hohen Bewertungen v.a. 2019 bis 2023 mit bis zum 27 fachen.
Interessant sind noch die prognosen 2026 – 2028. Für 2026 rechnet man mit – 2% adj EPS, dann solle mit 6 – 7% weitergehen. Mittelfristig orientiert man sich wohl an den Prognosen der Geschäftsleitung.
Kaufen / Halten / Verkaufen
Eversource ist ein Slow Grower, den man bei günstigen Kursen einkaufen sollte. Ich habe daher günstige Gelegenheiten Anfang 2024 genutzt und eine erste Tranche zu $53,54 gekauft. Dann noch eine zweite Tranche im März 2025 zu $58,30.
Damit habe ich aktuell 50 Aktien mit einem øKurs von $54,60 in meinen Portfolio. Mit einer erhöhten 2026er Dividenden von $3,15 ergibt sich für mich eine DivRendite von 5,8%. Nachdem ich hier einen reinen DivPlay spiele, werde ich nachkaufen, wenn die DivRendite zwischen 5 %und 5,5% zu liegen kommt.