Die vier Energieriesen in Deutschland, E.On, RWE, Vattenfall und EnBW sind seit dem Atomausstieg nur noch ein Schatten ihrer selbst. Während E.On sein Heil in der Aufspaltung sucht, fehlt es RWE-Chef Peter Terium am Rückhalt der Kommunen für eine Wende; Vattenfall musste trotz eines intensiven Sparprogramms einen Verlust von mehreren hundert Millionen hinnehmen; und auch bei EnBW sieht es nicht besser aus.
Das Problem der Konzerne: mit der konventionellen Energieerzeugung aus Kohle- und Atomkraft ist kein Geld mehr zu verdienen. „Die Hütte brennt“, sagte E.On-Chef Johannes Teyssen. Schuld an allem aus Sicht der Energieriesen: Die Bundesregierung und ihre Energiewende.
Die künftige E.On-Struktur
E.On will das Geschäft mit der Stromerzeugung aus Atom-, Kohle- und Gaskraftwerken sowie der Energiehandel 2016 mehrheitlich an die eigenen Aktionäre verschenk und an die Börse bringen. Die übrigen Anteile will E.On danach in kleineren Schritten über die Börse verkaufen. Der verbleibende Konzern besteht dann eigenen Angaben zufolge mit insgesamt 40.000 Mitarbeitern und 33 Millionen Kunden aus den drei Säulen: Erneuerbare Energien, Energienetze und Kundenlösungen.
Quelle: Nachrichtenagentur Reuters (Stand: Dezember 2014)
Im Bereich Erneuerbare Energien steht E.On nach eigener Einschätzung weltweit auf Platz drei der Offshore-Windkraftbetreiber. In europäischen Gewässern betreibt E.On Anlagen mit einer Kapazität von 0,7 Gigawatt (GW). An Land betreibt der Versorger derzeit Windparks mit einer installierten Kapazität von 3,6 GW, davon 1,1 GW in Europa und 2,5 GW in den USA. Vorstandschef Johannes Teyssen kündigte an, im Zuge der Neuausrichtung das Solargeschäft auszubauen. Die Wasserkraftwerke sollen dagegen mit den Atom- und Kohlekraftwerken in die neue Gesellschaft ausgegliedert werden. 2013 setzte E.On im Bereich Erneuerbare Energien mit rund 1700 Mitarbeitern 2,436 Milliarden Euro um, das Ebitda belief sich auf 1,431 Milliarden Euro.
E.On verfügt über mehr als eine Million Kilometer Stromnetze, davon 411.000 Kilometer in Deutschland, 136.000 in Schweden, 314.000 im übrigen Europa und 200.000 Kilometer in der Türkei. Neben Investitionen ins Netz plant Teyssen Zukäufe in ausgewählten Regionen.
Der Geschäftsbereich Kundenlösungen umfasst rund 33 Millionen Kunden, 7,7 Millionen in Großbritannien, 6,1 Millionen in Deutschland, 10,4 Millionen im übrigen Europa und neun Millionen in der Türkei. E.On will durch die Modernisierung seiner Netze den Kunden künftig neue Produkte und Dienstleistungen rund um das Thema Energieeffizienz und dezentrale Erzeugung liefern.
Bei den ausgegliederten Geschäftsteilen - Stromerzeugung aus Atom-, Kohle- und Gaskraftwerken sowie der Energiehandel - werden künftig noch 20.000 Mitarbeiter beschäftigt sein. Das Ebitda auf Basis von 2013 beträgt gut vier Milliarden Euro.
Laut einer ausführlichen Analyse der Professoren Heinz Bontrup und Ralf Marquardt von der Westfälischen Hochschule Recklinghausen im Auftrag von Greenpeace ist aber nicht die Energiewende die Ursache für die Misere der Energiekonzerne – sondern „gravierende und anhaltende“ Managementfehler.
In ihrer Studie „Die Zukunft der großen Energieversorger“ analysieren Bontrup und Marquardt, wie sich die Marktbedingungen durch die Liberalisierung der Energiemärkte sowie durch die Energiewende verändert haben und wie die großen Konzerne auf die neuen Umstände reagierten.
Problem 1: Die Liberalisierung des Markts
Bis 1998 wurde der Energiemarkt durch staatlich regulierte Gebietsmonopole gesteuert. Auf Anstoß der EU-Kommission wurden die Märkte geöffnet. Seitdem können sowohl Großkunden als auch private und gewerbliche Kleinkunden ihren Energieversorger frei auswählen. Anstatt den von der EU-Kommission und der Bundesregierung avisierten Wettbewerb anzunehmen, bildeten sich aus den damals neun Verbundmonopolisten die vier Energieriesen, die den Markt bis heute dominieren.
Um den Wettbewerb von sich fernzuhalten, stiegen die Riesen laut den Autoren in zahlreiche Regionalversorger und Stadtwerke ein, um so ihre Absatzmärkte zu sichern und Beteiligungsrendite abzuschöpfen.
Deutsche Energieversorger im Vergleich
Umsatz im Jahr 2013: 36,8 Milliarden Euro
Kraftwerkskapazität im Jahr 2013: 18.518 Megawatt
Stromabsatz im Jahr 2013: 704 Terawattstunden
Anteil Erneuerbaren Energien: 11 Prozent
Quelle: Statista, Unternehmen
Umsatz im Jahr 2013: 28,1 Milliarden Euro
Kraftwerkskapazität im Jahr 2013: 28.257 Megawatt
Stromabsatz im Jahr 2013: 271 Terawattstunden
Anteil Erneuerbaren Energien: 6 Prozent
Quelle: Statista, Unternehmen
Umsatz im Jahr 2013:20,5 Milliarden Euro
Kraftwerkskapazität im Jahr 2013: 13.802 Megawatt
Stromabsatz im Jahr 2013: 128 Terawattstunden
Anteil Erneuerbaren Energien: 13 Prozent
Quelle: Statista, Unternehmen
Umsatz im Jahr 2013: 15,3 Milliarden Euro
Kraftwerkskapazität im Jahr 2013: 18.352 Megawatt
Stromabsatz im Jahr 2013: 86 Terawattstunden
Anteil Erneuerbaren Energien: 23 Prozent
Quelle: Statista, Unternehmen
Die Liberalisierung zeigte zwar Wirkung, wie das Bundeskartellamt im Januar 2011 feststellte: Der Anteil von E.On, RWE, Vattenfall und EnBW habe gemessen an Stromeinspeisung und Erzeugungskapazitäten abgenommen. Trotzdem: Sie befänden sich nach wie vor in einer Position, „die es ihnen ermöglicht, sich in einem nennenswerten Umfang unabhängig von ihren Wettbewerbern (...) und Verbrauchern zu verhalten und dadurch den Wettbewerb auf dem Erstabsatzmarkt zu beeinträchtigen.“
Die Gewinne waren nach wie vor hoch, sodass das Management keinen Bedarf sah, die Konzerne für die Zukunft auszurichten und verstärkt in Erneuerbare Energien zu investieren.
Problem 2: Die Energiewende
Die Liberalisierung alleine konnte das Monopol der Energieversorger nicht aufbrechen. Hinzukommen musste die Energiewende. Allerdings kam sie 2011 nicht ganz unerwartet – auch, wenn niemand die Reaktorkatastrophe in Fukushima hervorsehen konnte.
Die Energiewende zeichnete sich schon 1999 mit der Einführung der Ökosteuer und einer Stromsteuer ab. Ab dem Jahr 2000 galt das Erneuerbare-Energien-Gesetz, 2005 hatte Deutschland sich am EU-weiten Emissionshandel beteiligt.
Welche deutschen Atomkraftwerke demnächst vom Netz gehen
Philippsburg II (Baden-Württemberg, EnBW)
Bruttoleistung: 1468 MWe
Inbetriebnahme: 13.12.1984
Grohnde II (Niedersachsen, EnBW)
Bruttoleistung: 1430 MWe
Inbetriebnahme: 01.09.1984
Brokdorf (Schleswig-Holstein, E.On/Vattenfall)
Bruttoleistung: 1480 MWe
Inbetriebnahme: 08.10.1986
Gundremmingen C (Bayern, RWE/E.On)
Bruttoleistung: 1344 MWe
Inbetriebnahme: 26.10.1984
Isar II (Bayern, E.On/Stadtwerke München)
Bruttoleistung: 1485 MWe
Inbetriebnahme: 15.01.1988
Emsland (Niedersachsen, RWE/E.On)
Bruttoleistung: 1400 MWe
Inbetriebnahme: 14.04.1988
Neckarwestheim II (Baden-Württemberg, EnBW)
Bruttoleistung: 1400 MWe
Inbetriebnahme: 29.12.1988
Diese Neuorientierung Deutschlands wurde 2011 lediglich beschleunigt. Wenige Wochen vor der Katastrophe hatte die schwarz-gelbe Bundesregierung die Verlängerung der Laufzeiten einiger Atomkraftwerke beschlossen – das führte dazu, dass die Energieriesen sich darin bestätigt fühlten, weiterhin primär auf Atomkraftwerke zu setzen.
Nachdem die schwarz-gelbe Bundesregierung aufgrund der Katastrophe die Verlängerung der Laufzeiten einiger Meiler wieder einkassierte und weitere Kraftwerke, die als unsicher galten, sofort abschaltete, standen die E.On und Co. vor einem völlig neuen Energiemarkt. Und auf den waren sie nicht vorbereitet.
Der neue Markt
Laut der Studie ist der Anteil der Erneuerbaren Energien bei der Stromerzeugung der großen vier immer noch sehr schwach. Bei Vattenfall beträgt er gerade 1,8 Prozent, bei RWE 3,5 – etwas besser sind E.On (11,2 Prozent) und EnBW (19,1 Prozent) aufgestellt.
Durch die Bevorzugung der Erneuerbaren Energien gegenüber der konventionellen Stromerzeugung haben Auslastung und Rentabilität von fossilen Kraftwerken stark abgenommen. Da Ende 2013 immer noch rund zwei Drittel des fossilen Stroms aus den Kraftwerken der großen vier stammte, waren sie besonders von der abnehmenden Rentabilität betroffen.
Die Suche nach Antworten
Im Kern versuchen sich E.On, Vattenfall, RWE und EnBW mit drei Strategien zu retten. Die erste ist der Rechtsweg.
Allesamt klagen vor verschiedenen deutschen Gerichten auf Schadenersatz sowie Aufhebung des Atomausstiegs. So fordert E.On etwa 380 Millionen Euro wegen der dreimonatigen Stilllegung zweier Meiler im Frühjahr 2011. RWE klagt auf einen zweistelligen Milliardenbetrag.
Der schwedische Energieriese Vattenfall zieht zusätzlich auf Basis der Energiecharta vor ein Schiedsgericht und verlangt 4,7 Milliarden Euro als Entschädigung für die Stilllegung der Meiler.
Zudem fordern die Energieriesen mehrheitlich die Einführung von Kapazitätsmärkten, um so die konventionellen Kraftwerke wieder rentabel zu machen. Allerdings gibt es bis dato wenig Hoffnung, dass die Bundesregierung diesen Forderungen nachkommt.
Rationalisierung
Neben dem rechtlichen Vorgehen gegen die Schritte der Bundesregierung, versuchen die Konzerne sich zu verschlanken. Als erstes muss dafür die Belegschaft gekürzt werden. So hatte RWE Ende 2013 verkündet, bis Ende 2016 6750 Stellen zu streichen. Auch EnBW, E.On und Vattenfall kürzten beim Personal.
Dazu sollen unrentable Unternehmenszweige abgespalten oder verkauft werden. Während E.On etwa die Atom-Sparte samt konventionellen Kraftwerken abspaltet, versucht Vattenfall seine Braunkohlekraftwerke zu veräußern.
Ein weiterer Schritt ist die Neuausrichtung der Geschäftsschwerpunkte. So versuchen alle vier Energieriesen, stärker Erneuerbare Energien zu produzieren, die dazugehörige Infrastruktur auszubauen und auf das Geschäftsfeld der Energiedienstleistungen vorzudringen.
Schlechte Aussichten
Dass die Energiewende noch einmal revidierbar ist, erscheint aktuell ausgeschlossen. Im Gegenteil: Sie wird weiter vorangetrieben. Bis 2022 sollen die restlichen neun Atomreaktoren, die noch am Netz sind, abgeschaltet werden.
Zudem ist es das Ziel der Bundesregierung, bis 2025 bis zu 45 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Quellen zu beziehen – bis 2050 sollen es sogar 80 Prozent sein. Damit wird die Rentabilität der konventionellen Kraftwerke weiter abnehmen, bilanziert die Studie.
Modelle für das Geschäft mit der Versorgungssicherheit beim Ausfall von Wind- und Solarstrom
Verfechter: Bundeswirtschaftsministerium
Funktionsweise: Bundesnetzagentur ersteigert regional gestaffelt eine politisch festlegte Menge Kraftwerkskapazitäten. Dabei legt der Staat fest, welche alten oder künftigen Kraftwerke infrage kommen und welche Großverbraucher bei Knappheit gegen Entschädigung vom Netz dürfen.
Vorteile: Staat kann Kriterien anpassen und damit den Strukturwandel etwa zu umweltfreundlicheren Anlagen steuern; mögliches Instrument der Klimapolitik
Nachteile: Staat lenkt die Investitionen der Kraftwerksbetreiber und entwertet alte, aber wirtschaftliche Anlagen
Gewinner/Verlierer: Die Betreiber der politisch favorisierten Anlagen gewinnen, die anderen verlieren; Braunkohle-Kraftwerke drohen wegen ihrer hohen CO2-Emissionen leer auszugehen
Kosten: schätzungsweise vier bis sechs Milliarden Euro
Aussichten: Reizvoll insbesondere für Grüne; interessant für Politiker, die das Risiko scheuen, für Versorgungsengpässe verantwortlich gemacht zu werden
Modell/Verfechter: Dezentraler Kapazitätsmarkt für Zertifikate, die ein bestimmtes Maß Versorgungssicherheit bieten (Bundesverband der Elektrizitäts- und Wasserwirtschaft, Energiekonzerne, große Regionalversorger)
Funktionsweise: Stromvertriebe (z. B. Stadtwerke) und Unternehmen müssen ihre Nachfrage nach Strom im Vorhinein durch Erwerb von Zertifikaten absichern, die eine Versorgung zu einem gewünschten Prozentsatz garantieren. Die Zertifikate werden von den Kraftwerksbetreibern verkauft und können an der Strombörse gehandelt werden
Vorteile: Angebot und Nachfrage bestimmen den Preis der Versorgungssicherheit; kostengünstigste Anbieter kommen zum Zuge
Nachteile: Höherer Verwaltungsaufwand; schmutzige, aber abgeschriebene Anlagen werden einbezogen. Hoher Regulierungs- und Kontrollaufwand, um die Vertriebe (z. B. Stadtwerke) und Lieferanten daran zu hindern, dass sie mehr Strom als abgesichert verkaufen
Gewinner/Verlierer: Altanlagenbetreiber profitieren ebenso wie umweltfreundliche Neuanlagen
Kosten: Niedrigere Kosten als die vier bis sechs Milliarden Euro beim fokussierten Kapazitätsmarkt
Aussichten: Starke Lobby der regionalen kommunalen Versorger sowie von Versorgern wie RWE mit kostengünstigen Anlagen (z. B. Braunkohle)
Verfechter: bisher EU-Kommission
Funktionsweise: Stadtwerke, Stromhändler und Unternehmen kaufen/bestellen erwartete Strommenge und hoffen, bei Mehrbedarf sich kurzfristig eindecken zu können, und nehmen dann extrem hohe Preise in Kauf. Stromproduzenten rechnen damit und halten entsprechende Angebote bereit
Vorteile: Angebot und Nachfrage bestimmen Preis der Versorgungssicherheit; kein politisch erzwungenes Sicherheitsniveau; kostengünstigste Anbieter kommen zum Zuge; möglich exorbitante Preisspitzen sind Anreize für Investoren
Nachteile: Schmutzige, aber abgeschriebene Anlagen kommen zum Zuge. Gefahr kurzzeitig exorbitanter Strompreissteigerung wegen temporärer Stromknappheit; deswegen erhöhtes Risiko der Unterversorgung
Gewinner/Verlierer: Betreiber hochflexibler, schnell hoch fahrbarer Anlagen gewinnen; Lieferanten, die für ihre Industriekunden nicht ausreichend Strom beschafft haben, drohen wirtschaftlich schwer geschädigt zu werden
Kosten: Minimale Kosten im Vergleich zu allen anderen Modellen; Gefahr, dass exorbitante Preissteigerungen diesen Vorteil zunichtemachen
Aussichten: Ordnungspolitisch eleganteste Lösung. Politiker dürften aber exorbitante Preisspitzen fürchten und zu intervenieren drohen, was wieder das Vertrauen der Investoren zerstören würde
Funktionsweise: Kurzfristig zur Regelung des Netzes; mittelfristig auch zur Vorhaltung von Kraftwerken, die erst bei Bedarf anspringen; von Bundesnetzagentur oder Netzbetreibern ausgeschrieben, drei Gigawatt 2014, sieben 2017/18
Vorteile: Erhalt benötigter Notfallkraftwerke
Nachteile: Keine wettbewerbliche Lösung; kein Beitrag zur Umstellung auf erneuerbare Energien
Gewinner/Verlierer: Betreiber von Kraftwerken, die stillgelegt werden sollen, erhalten eine gewisse Kostenerstattung
Kosten: Relativ gering
Aussichten: Umfang hängt davon ab, wie groß der Kapazitäts- oder der reine Strommarkt wird
Weiter soll eine Reduktion der Treibhausgasemission erreicht werden – geplant ist eine Reduktion der CO2-Emission in der Energiewirtschaft um 25 Prozent in den kommenden sechs Jahren. Hierfür müssten fossile Kraftwerke stillgelegt werden – ein weiteres Problem für die Energieriesen.
Und das sind nur einige der Probleme, die in den nächsten Jahren auf E.On und Co. zukommen. Denn zahlreiche Konzessionsverträge im Netzbetrieb laufen aus. Die Autoren der Studie erwarten, dass das zu einer stärkeren Rekommunalisierung der Energieversorgung führt.
Die Perspektiven
Einen schnellen Wandel erwarten die Autoren nicht, denn dafür fehlt es an Geld. Große Teile des Kapitals der Unternehmen sind in fossilen Kraftwerken und in Beteiligungen im In- und Ausland gebunden. RWE leidet zudem unter der Herabstufung zu einem B-Rating 2012, was es erschwert, sich am Kapitalmarkt zu finanzieren.
Auch die Lobbymacht sehen die Autoren als geschwächt an. Nach der gescheiterten Laufzeitverlängerung sei das Vertrauen zwischen Politikern und Energielobbyisten gebrochen. Für die Autoren spiegele sich das an dem Strategiewechsel der Energieriesen wieder, ihre Ziele juristisch durchzusetzen und nicht mehr politisch.
Letztendlich bleibe den Unternehmen nur. weiter Geschäftszweige zu veräußern und die Unternehmen zu verschlanken, um so das nötige Kapital für eine Wende zu generieren. Allerdings seien bei den Verkäufen von Kraftwerksanteilen Verluste zu erwarten, aufgrund der aktuellen Lage der Branche.
