RWE: Abschalten oder verkaufen?

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RWE: Abschalten oder verkaufen?

von Angela Hennersdorf

Der Stromkonzern RWE prüft alle Optionen, wie er aus seinen Kraftwerken noch Geld holen kann. Doch der Markt für große Kraftwerke ist klein - und so einfach lassen sich die großen Anlagen nicht abschalten.

Dass die traditionellen Stromkonzerne in Deutschland wegen der Energiewende nicht mehr so weiter machen können wie bisher, ist mittlerweile jedem in der Energiebranche klar. Mit steigendem Anteil von Sonnen- und Windstrom sinkt die Auslastung der konventionellen Kraftwerke. „Der Strompreisverfall ist sehr negativ für uns. Bei diesen Strompreisen können wir nicht mehr wirtschaftlich produzieren“, betonte RWE-Vorstand Martin Schmitz auf der Handelsblatt-Tagung zur Energiewirtschaft in Berlin.

„Wir werden Gas- und Kohlekraftwerke zwar auch noch viele Jahre benötigen, aber sie werden weniger laufen“, so Schmitz. Weil sich der Betrieb aller vorhandenen Anlagen aber nicht mehr lohne, müsse RWE Anlagen schließen. „Wir haben Kraftwerke übrig“, sagte Schmitz. Einen Markt für gebrauchte Anlagen gäbe es sehr wohl, vor allem in Asien sind Gaskraftwerke gefragt. Allerdings existiere kaum ein Markt für große Anlagen. Doch genau die dominieren im Kraftwerksportfolio von RWE.

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Modelle für das Geschäft mit der Versorgungssicherheit beim Ausfall von Wind- und Solarstrom

  • Fokussierter Kapazitätsmarkt

    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

  • Dezentraler Kapazitätsmarkt

    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)

  • Reine Marktlösung ohne bedeutende Reserve

    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

  • Zusätzliche Kraftwerksreserve zu Kapazitätsmärkten und reiner Marktlösung

    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

Für Kohlekraftwerke käme ein Verkauf nicht in Frage. „Jedes Kohlekraftwerk ist ein Unikat“, so Schmitz. Es lasse sich nicht einfach in Deutschland abbauen und irgendwo in Asien wieder aufbauen.

Auch ein Kraftwerk kann nicht einfach abgeschaltet werden. Hier habe auch das Bundeskartellamt ein Wörtchen mitzureden. Nur wenn ein Kraftwerk dauerhaft unwirtschaftlich sei, dürfe es überhaupt abgeschaltet werden, betonte der RWE-Vorstand.

Doch so ganz ohne Kohle- und Gaskraftwerke geht es in Deutschland nicht, um die Versorgung mit Strom zu sichern. Wird mit Sonne und Wind nicht genügend Strom produziert, müssen die traditionellen Kraftwerke einspringen. Doch der Idee die Betreiber dafür zu honorieren, diese Kapazitäten bereitzuhalten, erteilte Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel (SPD) nun eine klare Absage. Mit Kapazitätsmärkten, so Gabriel im Interview mit dem „Handelsblatt“, würde nur ein neues, kompliziertes Umlagesystem in Gang gesetzt.

Neuausrichtung - So steht es um die Energiekonzerne

  • E.On

    Umsatzanteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung: 2,0 %
    Gewinnanteil vor Steuern, Zinsen und Abschreibungen: 15,0%
    Installierte Minikraftwerke in Deutschland: 4000
    Unterstützung des Neugeschäfts durch Vorstandschef¹: *
    Kooperationen mit anderen Unternehmen: 135

    ¹3 Sterne = groß, 1 Stern = gering

    (Stand: Juni 2014)

  • RWE

    Umsatzanteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung: 1,7 %
    Gewinnanteil vor Steuern, Zinsen und Abschreibungen: 4,5%
    Installierte Minikraftwerke in Deutschland: 1300
    Unterstützung des Neugeschäfts durch Vorstandschef¹: **
    Kooperationen mit anderen Unternehmen: 90

    ¹3 Sterne = groß, 1 Stern = gering

  • EnBW

    Umsatzanteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung: 2,3 %
    Gewinnanteil vor Steuern, Zinsen und Abschreibungen: 10,0%
    Installierte Minikraftwerke in Deutschland: 205
    Unterstützung des Neugeschäfts durch Vorstandschef¹: ***
    Kooperationen mit anderen Unternehmen: 50

    ¹3 Sterne = groß, 1 Stern = gering

  • Vattenfall

    Umsatzanteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung: k.A.
    Gewinnanteil vor Steuern, Zinsen und Abschreibungen: k.A.
    Installierte Minikraftwerke in Deutschland: k.A.
    Unterstützung des Neugeschäfts durch Vorstandschef¹: *
    Kooperationen mit anderen Unternehmen: 300

    ¹3 Sterne = groß, 1 Stern = gering

Eine Entscheidung, wie das künftige Strommarktdesign in Deutschland aussehen wird, steht allerdings noch aus. Es sei noch keine Vorentscheidung über Kapazitätsmärkte gefallen, sagte Gabriels Staatssekretär Rainer Baake auf der Energietagung.

Diskutiert werden verschiedene Optionen. Noch in diesem Jahr will die Bundesregierung konkrete Vorschläge für das Stromdesign in einem Weißbuch veröffentlichen. Laut Staatssekretär Baake gebe es derzeit große Überkapazitäten am Markt und Kraftwerke müssten vom Netz genommen werden. Die Konsequenz: In knappen Zeiten von Wind- und Sonnenstrom werde es dann eben hohe Strompreise geben.

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„Bundesminister Gabriel verweigert die von ihm selbst angekündigte ergebnisoffene Debatte“, kritisierte Hildegard Müller, Vorsitzende des Bundesverbandes des Energie- und Wasserwirtschaft. „Ein verantwortungsvoller Umgang mit dem dringlichsten Problem des Energiemarktes sieht anders aus.“

Auch Unionsfraktionsvize Michael Fuchs mahnte eine bessere Verknüpfung von Netzausbau und erneuerbaren Energien an. „Wenn der Netzausbau nicht schnell genug vorankommt, muss auch der rasante Erneuerbaren-Ausbau gebremst werden“, sagte Fuchs dem „Handelsblatt“. Alles andere sei Geldverbrennung.
Wie E.On stellt auch RWE seine gesamte Strategie auf dem Prüfstand. Allerdings sei eine Aufspaltung in zwei Gesellschaften wie es E.On nun vorhat, nicht geplant, so RWE-Vorstand Schmitz. Überlegt werden könne, die konventionelle Stromerzeugung und das Ökostromgeschäft im Konzern zusammenzuführen.

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