Dossier „Ökonomie mit Energie“...Dossier „Ökonomie mit Energie“ vom 20.04.2016 5 Konzern die Kosten noch mehr drücken müsse: ,Bei der schwierigen Marktlage sehe ich nicht,

Dossier „Ökonomie mit Energie“ vom 20.04.2016

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Dossier „Ökonomie mit Energie“

Ausgabe 136, 2016

1. Artikel/Grafik: Kampf gegen Kohlendioxid (05.04.2016)

„Für die einen ist es ein Fluch, für die anderen ein Segen: Die Preise für Emissionszer-

tifikate dümpeln seit Jahren auf niedrigem Niveau. Derzeit kostet die Berechtigung,

eine Tonne Kohlendioxid zu emittieren, rund fünf Euro. In der Spitze waren es 30

Euro, doch das liegt viele Jahre zurück. Frankreich will nun einen Mindestpreis für

Zertifikate verordnen. Die Gelegenheit ist günstig: In diesem Jahr steht ohnehin eine

Reform des Emissionshandels auf der Agenda. Doch Kritiker warnen vor den

Folgen.“

� Verortung v. a. in den Themenbereichen „Energiepolitik“,

„Rahmenbedingungen der Energiewirtschaft“ und „Umweltschutz“

1. Erläutern Sie die grundlegende Funktionsweise des Emissionszertifikatehan-dels. Erörtern Sie, inwieweit dieser einen ökonomischen Ansatz zur Bewälti-gung ökologischer Problemlagen darstellt.

2. Ermitteln Sie die Stellung des Zertifikatehandels im Rahmen der europäischen Klimaschutzpolitik.

3. Fassen Sie die Entwicklung der Zertifikatspreise in den letzten Jahren zusam-men. Legen Sie wesentliche Einflussfaktoren auf die Preisbildung dar.

4. Überprüfen Sie, inwiefern die generellen Zielsetzungen des Zertifikatehandels durch die Preisentwicklung gefährdet werden.

5. Geben Sie vor diesem Hintergrund den aktuellen Vorschlag der französischen Regierung wieder.

6. Benennen Sie Befürworter und Gegner der vorgeschlagenen Systemverände-rungen und erschließen Sie sich deren Interessen und Argumente.

7. Arbeiten Sie die derzeit bestehenden Ausnahmeregelungen heraus und analy-sieren Sie die Diskussion bezüglich ihrer Einschränkung. Erörtern Sie die in diesem Kontext auftretenden Konflikte zwischen ökologischen und ökonomi-schen Zielsetzungen und Interessen.


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2. Artikel: Goldene Zeiten für Stromspeicher (05.04.2016)

„Detlef Neuhaus kann seit fünf Jahren nichts als Verluste vorweisen. Schlimmer noch:

Auch 2016 wird der Chef des Solarmodulherstellers Solarwatt wohl wieder rote

Zahlen melden. Das Siechtum kennt kein Ende. Mehr als 200 Mitarbeiter mussten

bereits gehen. Der Umsatz der Dresdener Firma zerbröselte von einst mehr als 320

Millionen Euro auf 60 Millionen Euro. Dennoch blickt Neuhaus voll Optimismus in

die Zukunft. […] Und dabei genießt er die volle Rückendeckung von einem der

reichsten Deutschen: Stefan Quandt. Der BMW-Erbe hat Solarwatt 2012 gerettet und

finanziert den Wandel des Unternehmens - vom Anbieter austauschbarer Solarmodule

hin zum Entwickler intelligenter Energiesysteme, die im Kern aus Batteriespeichern

und Photovoltaikanlagen bestehen.“

� Verortung v. a. in den Themenbereichen „Wertschöpfung“ und „Energiemix der

Zukunft“

1. Beschreiben Sie die Entwicklung des Unternehmens Solarwatt in eigenen Wor-ten. Legen Sie insbesondere dar, wie sich die Rahmenbedingungen für die un-ternehmerischen Aktivitäten verändert haben und wie sich dies konkret ausge-wirkt hat.

2. Erläutern Sie den derzeit vom Unternehmen angestoßenen Strategiewechsel und benennen Sie die hiermit verfolgten Zielsetzungen.

3. Überprüfen Sie, inwieweit das Unternehmen hiermit eine grundsätzliche Ent-wicklung im energiewirtschaftlichen Bereich aufgreift.

4. Erschließen Sie sich hierzu die Notwendigkeit und Relevanz der Entwicklung von Speicher- und Batterietechnologien. Erörtern Sie deren Bedeutung für die Erreichung energiepolitischer Zielsetzungen.

3. Artikel: EnBW verbummelt Schadensersatz (07.04.2016)

„Der drittgrößte deutsche Energiekonzern EnBW hat mit seiner Atomklage gegen den

Bund und das Land Baden-Württemberg wegen des AKW-Moratoriums 2011 keinen

Erfolg. Das Landgericht Bonn wies die Klage am Dienstag ab. Der Versorger habe

nicht umgehend gegen die Abschaltung von Atomkraftwerken geklagt, begründete das

Gericht sein Urteil. Unter dem damaligen Vorstandschef Hans-Peter Villis hatte die

EnBW noch gezögert, gegen das Moratorium vorzugehen, da das Land den

Energieversorger kurz zuvor zurückgekauft hatte und die EnBW nicht gegen den

neuen Eigentümer klagen wollte.“


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� Verortung v. a. in den Themenbereichen „Wertschöpfung“ und

„Rahmenbedingungen der Energiewirtschaft“

1. Erläutern Sie den Hintergrund und Inhalt der Gerichtsklage des EnBW-Konzerns. Benennen Sie die von EnBW angestrebten Zielsetzungen.

2. Fassen Sie das Urteil des Landegerichts und dessen Begründung zusammen.

3. Erschließen Sie sich mögliche Auswirkungen für die vergleichbaren Prozesse der anderen Atomkraftbetreiber.

4. Artikel: Der Traum vom Elektroflugzeug (08.04.2016)

„Wer zum ersten Mal vom Boden abhebt, der braucht viel Mut. Doch kaum hatten die

ersten Flugpioniere ein Propellerflugzeug in der Luft, war die Welt eine andere. Das

Düsentriebwerk machte das Fliegen dann zu einem Massenphänomen. Und in

Zukunft, davon sind Experten überzeugt, werden Flugzeuge immer öfter elektrisch

betrieben - leiser, effizient und umweltfreundlich. ,Wir glauben, dass elektrisches

Fliegen möglich ist‘, sagt Siemens-Chef Joe Kaeser: ,Und wenn es möglich ist, dann

werden Airbus und Siemens diesen Antrieb entwickeln.‘ Einen ,satten dreistelligen

Millionenbetrag‘ wollen der Flugzeughersteller und der Elektrokonzern in den

kommenden fünf Jahren in den ,Paradigmenwechsel‘ investieren.“

� Verortung v. a. in den Themenbereichen „Wertschöpfung“, „Energiemix der

Zukunft“ und „Umweltschutz“

1. Ermitteln Sie den Anteil des weltweiten Flugverkehrs am CO2-Aufkommen. Überprüfen Sie grob, welche Wirkungen eine Umstellung auf Elektrotechnik im Flugverkehr entsprechend haben könnte.

2. Geben Sie die im Artikel vorgestellten Unternehmenspläne wieder. Benennen Sie die beteiligten Akteure.

3. Erläutern Sie die mit den Forschungsvorhaben verfolgten Zielsetzungen.

4. Setzen Sie sich mit den bestehenden Herausforderungen und Aufgaben ausei-nander.


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5. Artikel: Kleinkraftwerke: Kleine Motoren groß gefragt (08.04.2016)

„Bei allen Klagen über die Schwierigkeiten bei der Energiewende: Es gibt einige

Unternehmen, die davon profitieren. Die Hersteller von Windrädern haben seit Jahren

volle Auftragsbücher. Auch mit dem Ausbau der Stromnetze lässt sich viel Geld

verdienen. In naher Zukunft werden zudem die Anbieter fossiler Kraftwerke

profitieren. Klassische Großkraftwerke sind dabei allerdings out, gefragt sind im

Zeitalter der Dezentralisierung vielmehr kleine Motorenkraftwerke an verschiedenen

Orten. Die Hersteller solcher Anlagen - Firmen wie GE Jenbacher, Wärtsilä und MAN

- rechnen mit guten Geschäften. Der Gesetzgeber schafft den passenden Rahmen.“

� Verortung v. a. in den Themenbereichen „Wertschöpfung“, „Energiepolitik“

und „Energiemix der Zukunft“

1. Erläutern Sie, inwieweit sich in den letzten Jahren die Rolle fossiler Kraftwerke im deutschen Strommarkt verändert hat.

2. Erläutern Sie die derzeit in diesem Zusammenhang geplanten gesetzlichen Ver-änderungen.

3. Überprüfen Sie, welche Unternehmen und Branchen hiervon profitieren wür-den bzw. Nachteile hätten.

4. Analysieren Sie die Veränderungen der gesamten Struktur der Stromgewin-nung, sollten sich die im Artikel dargestellten Unternehmenspläne realisieren.

6. Artikel/Grafiken: Rettungsplan für RWE (13.04.2016) 7. Interview/Grafik: Peter Terium/Rolf Martin Schmitz (RWE): „Wir bleiben Nachbarn - und Partner“ (13.04.2016) 8. Artikel/Grafiken: Bilanzcheck: Den Kraftwerken geht die Kraft aus (19.04.2016) 9. Artikel: RWE findet Langeweile attraktiv (19.04.2016)

„Energieversorger haben jahrzehntelang üppige Gewinne eingefahren. Doch

inzwischen bereiten die Konzerne ihren Eigentümern nur noch Sorgen. Deutschlands

größter Stromproduzent RWE ist besonders schwer betroffen: 2015 musste das

Unternehmen Milliarden abschreiben und rutschte zum zweiten Mal in drei Jahren in

die Verlustzone. Erstmals seit mehr als einem halben Jahrhundert müssen die

Aktionäre auf eine Dividende verzichten. Das Schlimmste steht RWE noch bevor.

,2018/2019 wird es schon arg eng. Wir werden noch mehr sparen müssen‘, sagte der

künftige Chef der RWE AG, Rolf Martin Schmitz, dem Handelsblatt im gemeinsamen

Interview mit dem amtierenden RWE-Chef Peter Terium. Auf die Mitarbeiter kommt

ein weiterer Stellenabbau zu. Details nannte er nicht. Schmitz betonte aber, dass der


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Konzern die Kosten noch mehr drücken müsse: ,Bei der schwierigen Marktlage sehe

ich nicht, dass wir um weitere Einschnitte herumkommen, speziell 2018 und 2019,

wenn es richtig ernst wird.‘ Um langfristig das Überleben des Konzerns zu sichern,

reichen Sparrunden nicht. Zum Jahresende spaltet sich RWE auf. Schmitz übernimmt

die RWE AG, die die Atom-, Kohle- und Gaskraftwerke sowie den Gasgroßhandel

betreibt. Der bisherige Konzernchef Terium führt künftig eine Tochtergesellschaft, in

der RWE die ertragreichen Bereiche Vertrieb, Netze und erneuerbare Energien

bündelt.“

� Verortung v. a. in den Themenbereichen „Wertschöpfung“,

„Rahmenbedingungen der Energiewirtschaft“ und „Energiemix der Zukunft“

1. Erläutern Sie, inwieweit sich die Rahmenbedingungen und das Wettbewerbs-umfeld für die großen deutschen Energieversorger in den vergangenen Jahren verändert haben. Erschließen Sie sich insbesondere die Wirkungen der zentra-len energiepolitischen Entscheidungen.

2. Analysieren Sie anhand des RWE-Konzerns die betriebswirtschaftlichen Fol-gen. Geben Sie hierzu relevante Kennzahlen wieder.

3. Arbeiten Sie die im Konzern als Reaktion auf die Entwicklungen angestoßenen Strategiewechsel und Veränderungen heraus. Analysieren Sie deren konkrete Ansatzpunkte und Zielsetzungen.

4. Erläutern Sie insbesondere Umfang und Vorgehensweise bei der Konzernauf-spaltung. Vergleichen Sie diese mit den Entscheidungen des Eon-Konzerns und ermitteln Sie Gemeinsamkeiten und Unterschiede.

5. Setzen Sie sich mit den Auswirkungen der Veränderungsprozesse für die Stake- und Shareholder des Unternehmens auseinander. Erörtern Sie die diesbezügli-chen Einschätzungen und Zielsetzungen/Hoffnungen der Konzernführung.

6. Überprüfen Sie, welche Risiken und Herausforderungen für das Unternehmen in absehbarer Zukunft bestehen. Diskutieren Sie vor diesem Hintergrund die Notwendigkeit und Perspektiven der Unternehmensentscheidungen und be-gründen Sie Ihre Einschätzungen.


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10. Artikel/Grafiken: Banger Blick aufs Ölkartell (14.04.2016) 11. Artikel: Saudi-Arabien: Große Pläne, leere Kasse (14.04.2016) 12. Artikel/Grafiken: Hartes Ringen um den Ölpreis (18.04.2016) 13. Artikel/Grafik/Karikatur: Opec: Chaos mit Ansage (19.04.2016) 14. Artikel: Förderländer: Milliarden-Einbußen für die Königskinder (19.04.2016)

„Der seit Mitte 2014 von über 110 Dollar auf rund 40 Dollar abgestürzte Ölpreis setzt

einer Reihe von Staaten [z. B. Saudi-Arabien] zu. Sie sehnen sich nach einem Anstieg.

Für das zerstrittene Ölkartell Opec geht es um noch viel mehr. Können sich seine

Mitglieder nicht auf eine Begrenzung der Fördermenge einigen, bedeutet das einen

weiteren Machtverlust für die Opec, die jahrzehntelang den Markt dominiert hat. […]

Auch nach stundenlangen Diskussionen konnten sich die Ölförderländer im

katarischen Doha nicht auf eine Begrenzung der Ölförderung einigen. Saudi-Arabien

pochte darauf, dass auch Iran einen Kompromiss unterschreibt. Doch dessen Vertreter

reisten erst gar nicht an. So mussten 16 Ölminister der Organisation Erdöl

exportierender Staaten (Opec) und Vertreter einiger Nicht-Opec-Länder wie Russland

am Sonntag unverrichteter Dinge wieder heimfliegen - ohne die erhoffte Lösung im

Gepäck. Die Rohstoffmärkte reagierten zunächst geschockt. Der Preis für ein Barrel

(159 Liter) der Sorte Brentöl rauschte am frühen Montag um bis zu sieben Prozent

oder drei Dollar nach unten. Im Verlauf stabilisierte er sich bei 40 Dollar und kletterte

am Abend wieder über die Marke von 42 Dollar. Vor dem Treffen hatten viele

Händler auf einen Kompromiss gesetzt und den Preis je Fass um acht Dollar nach

oben getrieben.“


„Angebot/Nachfrage/Preisbildung“ und „Perspektiven der

Weltenergieversorgung“

1. Ermitteln Sie die Entwicklung des Ölpreises in den vergangenen Monaten. Ar-beiten Sie wesentliche Einflussfaktoren auf die Preisbildung heraus.

2. Erschließen Sie sich am Beispiel Saudi-Arabien die Auswirkungen der Preis-entwicklung auf die Volkswirtschaften der erdölfördernden Golfstaaten.

3. Überprüfen Sie, inwieweit in deren Fall von einer Abhängigkeit vom Ölexport gesprochen werden kann.

4. Erläutern Sie die generelle Stellung und die Zielsetzungen der Organisation Erdöl exportierender Länder (Opec) im internationalen Marktgeschehen.

5. Arbeiten Sie die aktuellen Interessenkonflikte innerhalb der Opec heraus und erklären Sie, wie sich diese auf die Preisentwicklung auswirken.


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6. Überprüfen Sie, inwieweit sich derzeit die zukünftige Positionierung der Opec zu entscheiden scheint. Begründen Sie Ihre Einschätzungen.

15. Artikel/Grafik: Der Kohle-Krimi (15.04.2016) 16. Artikel/Grafiken: Braunkohle zum Spottpreis (19.04.2016) 17. Interview: Jan Sringl (EPH): „Unser Interesse ist langfristig“ (19.04.2016) 18. Artikel: Daniel Kretinsky (EPH): Wetten auf die Kohle (20.04.2016)

„Der tschechische Energiekonzern Energeticky aPrumyslovy Holding, kurz EPH, wird

gemeinsam mit dem Finanzpartner PPF Investments Ltd die fünf Kohlegruben in der

Lausitz übernehmen und dazu noch drei Kohlekraftwerke und eine 50-Prozent-

Beteiligung an einem weiteren Kraftwerk. Vattenfall erhält allenfalls einen

symbolischen Kaufpreis - und muss eine Milliardensumme einbringen, um die

Verbindlichkeiten abzudecken. […] In der Bilanz von Vattenfall wird sich der

Verkauf nach eigenen Angaben mit einem Verlust von bis zu drei Milliarden Euro

niederschlagen. Ein weiteres Engagement in der Braunkohle könnte aber noch teurer

werden, erklärte Vorstandschef Hall: ,Wir sehen erhebliche Risiken bei der

Entwicklung der Großhandelspreise für Strom, und wir müssen politische Risiken

beachten.‘ Die Braunkohle ist schließlich alles andere als attraktiv. Zum einen

übernehmen die Tschechen ein Geschäft mit begrenzter Laufzeit. Es ist klar, dass die

Förderung in den Jahren nach 2030 auslaufen wird. Braunkohle wird langfristig nicht

zur Energiewende passen. Zum anderen hat sich die Rentabilität der

Braunkohlekraftwerke radikal verschlechtert. […] Noch ist der Deal nicht perfekt.

Sachsens Ministerpräsident Stanislaw Tillich kündigte an, bis zum Abschluss auf die

Interessen des Landes zu achten […]“


„Rahmenbedingungen der Energiewirtschaft“ und „Energiemix der Zukunft“

1. Erläutern Sie, inwieweit sich die Rahmenbedingungen für die Betreiber von Kohlekraftwerken in Deutschland in den vergangenen Jahren verändert haben.

2. Geben Sie die wesentlichen Eckdaten des Verkaufs an den tschechischen Ener-giekonzern EPH wieder. Überprüfen Sie, inwieweit dieser bereits vollständig vollzogen ist.

3. Arbeiten Sie die zentralen Zielsetzungen des Vattenfall-Konzerns heraus.

4. Stellen Sie diesen die Überlegungen und Pläne von EPH und seinem Eigentü-mer gegenüber.


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5. Analysieren Sie, inwieweit hier nicht nur unternehmerische, sondern auch (landes-)politische Überlegungen eine wichtige Rolle spielen.

19. Artikel/Grafik: Industrie trauert Einheitsstrompreis nach (18.04.2016)

„Vor wenigen Jahren noch galten die hohen Strompreise als Bedrohung Nummer eins

für den Wirtschaftsstandort Deutschland. Großverbraucher wie die Chemie- und die

Aluminiumindustrie, aber auch Papier- und Glasfabriken, Gießereien und andere

Metallverarbeiter sahen sich im internationalen Wettbewerb benachteiligt und drohten

vielfach mit ihrer Abwanderung. […] Inzwischen befinden sich die Strompreise im

freien Fall - das Überangebot an Wind- und Solarenergie hat den Preis im Großhandel

für eine Megawattstunde binnen fünf Jahren von 60 auf 20 Euro gedrückt. […] Doch

auch die großen Abnehmer sind nicht zufrieden. ,Der Großhandelspreis wird für

Industriekunden immer unwichtiger‘, sagt Michael Niese, Geschäftsführer der

Wirtschaftsvereinigung Metalle. ,Für die Rohstoffindustrie jedenfalls ergeben sich

keine Vorteile.‘ […] Für die Unternehmen ist entscheidend, wie die Mischung

zwischen lang- und mittelfristigen Verträgen mit dem Stromlieferanten aussieht, und

ob sie so viel Energie verbrauchen, dass sie von den Belastungen des Erneuerbare-

Energien-Gesetzes (EEG) in Teilen freigestellt sind. Auch Netznutzung ist nicht mehr

gleich Netznutzung: Die Netzentgelte driften regional immer stärker auseinander. […]

Dass sich die Wettbewerbssituation für die betroffenen Branchen nicht verbessert hat,

liegt auch an der parallelen Entwicklung in den wichtigsten Industriestaaten: Dort

gehen die Strompreise zurück, ganz besonders in den USA, wo billig gefördertes Gas

inzwischen sogar Kohle aus dem Rennen geworfen hat.“

� Verortung v. a. in den Themenbereichen „Angebot/Nachfrage/Preisbildung“,

„Energiepolitik“ und „Energie und Makroökonomie“

1. Fassen Sie die Entwicklung der Strompreise in Deutschland in der jüngsten Vergangenheit zusammen.

2. Überprüfen Sie, inwieweit die großen Industriebranchen von den Preisverän-derungen profitieren.

3. Erschließen Sie sich hierzu die verschiedenen Faktoren, die hierauf Einfluss haben. Setzen Sie sich hierzu u. a. mit den Sonderregelungen innerhalb des Er-neuerbare-Energien-Gesetzes sowie den internationalen Entwicklungen ausei-nander.

4. Geben Sie die diesbezüglichen Bewertungen der Industrievertreter wieder.


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5. Nehmen Sie kritisch Stellung. Erörtern Sie hierzu die Interessenlage und neh-men Sie Bezug auf Stellungnahmen in Zeiten steigender Energiepreise.


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Kampf gegen Kohlendioxid Franzosen fordern einen Mindestpreis für Emissionszertifikate. Für die einen ist es ein Fluch, für die anderen ein Segen: Die Preise für Emissionszer-5

tifikate dümpeln seit Jahren auf niedrigem Niveau. Derzeit kostet die Berechtigung, eine Tonne Kohlendioxid zu emittieren, rund fünf Euro. In der Spitze waren es 30 Euro, doch das liegt viele Jahre zurück. Frankreich will nun einen Mindestpreis für Zertifikate verordnen. Die Gelegenheit ist günstig: In diesem Jahr steht ohnehin eine Reform des Emissionshandels auf der Agenda. Doch Kritiker warnen vor den Folgen. 10

Die französische Regierung regt einen Mindestpreis von zehn Euro an, der bis 2030 auf 30 Euro ansteigen soll. Ihre Argumente: Angesichts der niedrigen Zertifikatepreise sei es nicht attraktiv genug, in mehr Effizienz zu investieren. Ein Mindestpreis würde außerdem die Volatilität aus dem Markt nehmen und Investitionen kalkulierbarer ma-15

chen. Die Franzosen selbst wären von ihrem Vorschlag kaum betroffen: Ihre Energie-versorgung fußt hauptsächlich auf Kernkraft, die keine Kohlendioxidemissionen hat. Der Verfall der Zertifikatepreise hat verschiedene Ursachen. Einerseits haben viele Unternehmen in schlechten Zeiten Zertifikate gehortet. Daher müssen sie heute nur 20

wenige Zertifikate nachkaufen. Das drückt die Preise. Außerdem werden durch den rasanten Ausbau der erneuerbaren Energien fossil befeuerte Kraftwerke aus dem Markt gedrängt. Das senkt den Bedarf an Zertifikaten und lässt die Preise fallen. Der Emissionshandel ist der zentrale Ansatz der EU, um in den Sektoren Industrie und Energie die Kohlendioxidemissionen zu senken. Alle zur Teilnahme verpflichteten 25

Anlagenbetreiber müssen für jede emittierte Tonne Kohlendioxid ein Zertifikat nach-weisen. Die Menge an Zertifikaten wird Jahr für Jahr entsprechend den politisch be-schlossenen Reduktionszielen gekürzt. Das System soll Anreize schaffen, Energie effizient zu verbrauchen. 30

In Deutschland finden die Franzosen Fürsprecher für ihren Vorschlag. Dem Emissi-onshandel komme eine Schlüsselstellung in der europäischen Klimapolitik zu, doch hätten sich auf dem Markt bislang keine langfristigen Knappheitspreise bilden kön-nen, sagte Ottmar Edenhofer, Chefökonom des Potsdam-Instituts für Klimafolgenfor-schung, dem Handelsblatt. Zum einen verfielen die Preise, weil die Erwartungen der 35

Händler durch die Politik enttäuscht worden seien. „Zweitens vermindern die nationa-len Zusatzanstrengungen der Mitgliedstaaten die Emissionen nicht. Sondern sie führen zu weiteren Preissenkungen“, kritisiert Edenhofer. „Diese Effekte können durch einen Mindestpreis verhindert werden.“ Ein „plausibles Szenario“ wäre „ein Einstieg im Jahr 2020 mit einem Mindestpreis von 25 Euro pro Tonne Kohlendioxid und einer 40

starken Erhöhung des Preises nach 2030“. Nach Überzeugung Edenhofers wäre eine Einigung auf einen europäischen Mindestpreis „ein Signal für eine umfassende De-karbonisierung in Europa“.


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Verhaltene Zustimmung kommt auch vom Bundesverband Emissionshandel und Kli-45

maschutz (BVEK). Ein Mindestpreis entspreche zwar nicht der reinen Lehre und sei daher „nur die zweitbeste Lösung“, sagte Jürgen Hacker, Vorsitzender des BVEK, dem Handelsblatt. Es sei aber richtig, „der Industrie die Folterinstrumente zu zeigen“. Die Industrie sieht das natürlich anders. „Das Konzept des Emissionsrechtehandels 50

sieht vor, dass sich die Zertifikatepreise am Markt bilden. Mindestpreise wären daher ein unzulässiger Eingriff“, sagte Hans Jürgen Kerkhoff, Präsident der Wirtschaftsver-einigung Stahl, dem Handelsblatt. Es sei ohnehin für die kommenden Jahre von erheb-lichen Preissteigerungen auszugehen. „Um Milliardenbelastungen zu vermeiden und die internationale Wettbewerbsfähigkeit der Stahlindustrie zu sichern, ist vor allem 55

eine wirtschaftlich und technisch erreichbare Zuteilung entscheidend“, erklärte Kerk-hoff. Die Sorgen der Stahlindustrie haben ihre Ursache in der laufenden Debatte über die Reform des Emissionshandels für die Zeit nach 2020. Derzeit arbeitet Brüssel an ent-60

sprechenden Plänen. Nach den Vorstellungen der EU-Kommission soll die Zuteilung kostenfreier Emissionszertifikate für Branchen, die im internationalen Wettbewerb stehen, deutlich restriktiver werden. So sollen die Benchmarks, an denen sich die Zu-teilung der Zertifikate bemisst, deutlich verschärft werden. Die knapp 60 Benchmarks - individuell zugeschnitten auf bestimmte Produktionsverfahren und Produkte - sind 65

aber schon heute zum Teil so bemessen, dass sie europaweit auch von der modernsten und effizientesten Anlage nicht erreicht werden können. Die Benchmarks sollen jähr-lich mit einem „universellen Kürzungsfaktor“ verschärft werden. Hinzu kommt, dass die Gesamtmenge der Zertifikate jährlich künftig nicht mehr nur um 1,7 Prozent, son-dern um 2,2 Prozent gekürzt werden soll. 70

Aus Sicht der Industrie sind die EU-Pläne eine explosive Mischung. Sie könnten die Zusatzkosten, die der Klimaschutz verursacht, erheblich erhöhen - und die Wettbe-werbsfähigkeit betroffener Branchen weiter verringern. 75

Quelle: Stratmann, K., Handelsblatt, Nr. 065, 05.04.2016, 13


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Goldene Zeiten für Stromspeicher Der Boom von Lithium-Ionen-Akkus erfasst bald auch Unternehmen. Detlef Neuhaus kann seit fünf Jahren nichts als Verluste vorweisen. Schlimmer noch: 5

Auch 2016 wird der Chef des Solarmodulherstellers Solarwatt wohl wieder rote Zah-len melden. Das Siechtum kennt kein Ende. Mehr als 200 Mitarbeiter mussten bereits gehen. Der Umsatz der Dresdener Firma zerbröselte von einst mehr als 320 Millionen Euro auf 60 Millionen Euro. Dennoch blickt Neuhaus voll Optimismus in die Zukunft. 10

Der Manager mit dem grau melierten Haar und dem spitzbübischen Lächeln arbeitet schließlich an der Energie-Revolution. Und dabei genießt er die volle Rückendeckung von einem der reichsten Deutschen: Stefan Quandt. Der BMW-Erbe hat Solarwatt 2012 gerettet und finanziert den Wandel des Unternehmens - vom Anbieter aus-tauschbarer Solarmodule hin zum Entwickler intelligenter Energiesysteme, die im 15

Kern aus Batteriespeichern und Photovoltaikanlagen bestehen. „2017 werden wir eine schwarze Null schreiben“, prophezeit Neuhaus. Denn spätes-tens dann werde sich der Batteriespeichermarkt „vervielfachen“, sagt der Manager. Die desaströse Bilanz der vergangenen Jahre? Wäre schnell vergessen. Abgehackt als 20

Anlaufkosten. Das Kalkül von Neuhaus könnte tatsächlich aufgehen. „Für Ausrüster und Hersteller aus der Speicher- und Photovoltaik-Industrie brechen goldene Zeiten an“, sagt Robert Seiter. Der Energieexperte der Beratungsgesellschaft Ernst & Young hat eine umfassende Studie zum Potenzial von Batteriespeichern zur Stromkostenre-duzierung erstellt, die dem Handelsblatt exklusiv vorliegt. Demnach werden die Preise 25

für Lithium-Ionen-Akkus teils noch schneller fallen als bisher angenommen. Während es 2015 im Schnitt noch rund 600 Dollar kostete, eine Kilowattstunde Strom mit Hilfe von Batteriespeichern zu puffern, werden es 2020 bereits weniger als 300 Dollar sein. Parallel dazu dürften die Strompreise für Verbraucher zumindest temporär 30

steigen. Denn der Umbau der Energieversorgung - weg von fossilen Brennstoffen hin zu Solar- und Windstrom - verschlingt weiterhin Milliarden. Die Folge: Statt Strom wie bisher vom örtlichen Energieversorger zu beziehen, lohnt es sich zunehmend, Sonnenenergie vom Dach zu speichern und selbst zu verbrauchen. 35

„In den kommenden Jahren werden auch immer mehr Unternehmen dazu übergehen, eigene Speicherkapazitäten aufzubauen, um die Stromkosten zu senken“, analysiert Energieexperte Seiter. Bisher war das insbesondere für energieintensive Industriekon-zerne kaum sinnvoll, da sie ohnehin von niedrigen Stromkosten profitieren. Durch den massiven Verfall der Batteriepreise ergeben sich aber plötzlich ganz neue Anwen-40

dungsbereiche. Die größte Chance, eigene Energiekosten zu reduzieren, ist für Firmen künftig das sogenannte „peak shaving“. Dabei wird Strom aus dem Netz in Lithium-Ionen-Akkus gespeichert, wenn Strom billig ist. Das ist häufig am Wochenende oder in der Nacht der Fall, da zu dieser Zeit viele Fabriken stillstehen und die Energienach-frage gering ist. Unter der Woche wird die zuvor gepufferte Energie wieder aus den 45

Batterien entnommen. Die Differenz zum Tarifpreis ergibt den Einspareffekt. Und der ist mitunter gewaltig.


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Ab 2020 können Unternehmen alleine in Deutschland ihre Energiekosten um mehr als 17 Milliarden Dollar (14,9 Milliarden Euro) pro Jahr senken - vorausgesetzt, die Be-50

triebe bauen im großen Stil Photovoltaikanlagen, Batteriespeicher und Blockheiz-kraftwerke zu. Das größte Potenzial ergibt sich dabei für Firmen aus den Sektoren Gewerbe, Dienstleistungen und Handel. In den zehn größten OECD-Ländern und den zehn größten Ländern, die nicht der Or-55

ganisation für wirtschaftliche Zusammenarbeit angehören, beträgt das Energie-Einsparvolumen für die Industrie 439 Milliarden Dollar pro Jahr. Gerade in Schwel-lenländern wie Indien ergeben sich überproportionale Effekte durch die Vermeidung von Stromausfallkosten. 60

Bis jetzt haben sich allerdings nur sehr wenige Firmen und Haushalte Batteriespeicher zugelegt. In Deutschland gibt es aktuell 32 000 Akkus, die zum Strompuffern genutzt werden. Der Durchbruch der Technologie wird mittlerweile aber von Weltkonzernen befeuert. Allen voran Tesla-Chef Elon Musk elektrisiert den Markt mit seiner 3 000-Dollar-Batterie Powerwall. Doch auch die deutschen Automobilhersteller drängen in 65

das Geschäft. Quelle: Hubik, F., Handelsblatt, Nr. 065, 05.04.2016, 21


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EnBW verbummelt Schadensersatz Landgericht Bonn weist Atom-Klage des Energiekonzerns zurück. Der drittgrößte deutsche Energiekonzern EnBW hat mit seiner Atomklage gegen den 5

Bund und das Land Baden-Württemberg wegen des AKW-Moratoriums 2011 keinen Erfolg. Das Landgericht Bonn wies die Klage am Dienstag ab. Der Versorger habe nicht umgehend gegen die Abschaltung von Atomkraftwerken geklagt, begründete das Gericht sein Urteil. Unter dem damaligen Vorstandschef Hans-Peter Villis hatte die EnBW noch gezögert, gegen das Moratorium vorzugehen, da das Land den 10

Energieversorger kurz zuvor zurückgekauft hatte und die EnBW nicht gegen den neuen Eigentümer klagen wollte. Später hatte die EnBW doch noch 261 Millionen Euro Schadensersatz vom Bund und vom Land Baden-Württemberg für die Abschaltung von zwei Atomkraftwerken nach 15

der Atomkatastrophe im japanischen Fukushima im Jahr 2011 durchsetzen wollen. Die Karlsruher können innerhalb eines Monats Berufung gegen die Entscheidung einlegen. „Wir werden die schriftliche Urteilsbegründung abwarten, diese prüfen und dann über das weitere Vorgehen entscheiden“, ließ EnBW-Chef Frank Mastiaux mitteilen. 20

Mit Blick auf den Bund wies das Gericht die Klage nun ab, weil die Einstellungsanordnungen gegen die beiden Meiler nicht durch den Bund erlassen worden seien, sondern durch das Land. Aber auch gegen Baden-Württemberg könne EnBW keine Ansprüche geltend machen, weil der Versorger es „schuldhaft 25

unterlassen hat, den Schaden durch die Einlegung eines Rechtsmittels abzuwenden“. Die EnBW hatte in einer Pressemitteilung im April 2011 lediglich erklärt, dass das Unternehmen zwar an der Rechtmäßigkeit der Anordnungen zweifle, dagegen aber nicht prozessieren wolle. Auch die deutschen AKW-Betreiber Eon und RWE klagen 30

gegen Bund und Länder wegen des nach Fukushima verhängten dreimonatigen Betriebsverbots für die sieben ältesten deutschen AKWs. Das Moratorium lief von März bis Juni 2011 und mündete im endgültigen Atomausstieg. Ursprünglich hatte lediglich RWE geklagt. Nachdem der Energieriese vor dem 35

Verwaltungsgericht in Hessen und dem Bundesverwaltungsgericht recht bekommen hatte, zogen Eon und EnBW nach. Sollte die Einschätzung des Bonner Gerichts Schule machen, könnte es auch für die Schadensersatzforderung von Eon eng werden, über die Ende April vor dem 40

Landgericht Hannover verhandelt wird. Eon-Chef Johannes Teyssen hatte im Gegensatz zu dem damaligen RWE-Chef Jürgen Großmann zunächst nicht gegen das Atommoratorium geklagt. Inzwischen fordert der Energieriese 380 Millionen Euro für die Zwangspause, RWE fordert 235 Millionen Euro.


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Möglich ist, dass sich die Atomklagen in Luft auflösen, wenn die Betreiber mit dem 45

Bund die Modalitäten der Abriss- und Entsorgungskosten aushandeln. Zu den Atomklagen gehören auch Milliardenforderungen von Eon, RWE und Vattenfall wegen des 2011 beschlossenen endgültigen Atomausstiegs. Ein Urteil des Bundesverfassungsgerichts steht dazu noch aus. 50

Quelle: mwb/Reuters, Handelsblatt, Nr. 067, 07.04.2016, 19


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Der Traum vom Elektroflugzeug Airbus und Siemens arbeiten gemeinsam an der nächsten Generation der Antriebstechnik. 5

Wer zum ersten Mal vom Boden abhebt, der braucht viel Mut. Doch kaum hatten die ersten Flugpioniere ein Propellerflugzeug in der Luft, war die Welt eine andere. Das Düsentriebwerk machte das Fliegen dann zu einem Massenphänomen. Und in Zukunft, davon sind Experten überzeugt, werden Flugzeuge immer öfter elektrisch betrieben - leiser, effizient und umweltfreundlich. „Wir glauben, dass elektrisches 10

Fliegen möglich ist“, sagt Siemens-Chef Joe Kaeser: „Und wenn es möglich ist, dann werden Airbus und Siemens diesen Antrieb entwickeln.“ Einen „satten dreistelligen Millionenbetrag“ wollen der Flugzeughersteller und der Elektrokonzern in den kommenden fünf Jahren in den „Paradigmenwechsel“ 15

investieren. 200 Spezialisten werden in Ottobrunn bei München in einem „Systemhaus elektrisches Fliegen“ zusammenarbeiten und die „Machbarkeit“ von E-Antrieben erforschen. „Wir klotzen jetzt richtig ran“, sagt Airbus-Chef Tom Enders bei der Grundsteinlegung des Systemhauses. Sein Ziel: Bis 2030 soll ein Regionalflugzeug mit einem hybridelektrischen Antrieb entwickelt werden, das bis zu 20

100 Passagiere transportieren kann. Der so wortstark verkündete Ehrgeiz der beiden Partner hat einen triftigen Grund. Alle 20 Jahre verdoppelt sich der Flugverkehr. Ein solches Wachstum ist mit den konventionellen Düsenantrieben bei gleichzeitig steigenden Anforderungen an 25

Klimaschutz und Lärmreduzierung schlicht nicht umzusetzen. Seit Jahren forscht die Industrie bereits nach Alternativen. Biosprit aus Algen könnte die Klimabilanz verbessern. Zulieferer wie Safran entwickeln Elektroantriebe, mit denen Flugzeuge ohne den Einsatz von Turbinen auf dem Rollfeld fahren können. Am Frankfurter Flughafen werden seit kurzem Flugzeuge von diesel-elektrischen Schleppern bis zur 30

Startbahn geschleppt. Doch die Königsdisziplin besteht darin, nach und nach auch den Turbinenantrieb für den Flug auf Elektroantriebe umzustellen. Dass so etwas möglich ist, hat Airbus bereits mit dem E-Fan bewiesen. Das 2014 vorgestellte Elektroflugzeug kann bis zu 35

vier Personen transportieren und hat bereits den Ärmelkanal überquert. Zudem zählt Airbus zu den Mitgliedern des 2005 gegründeten Vereins „Bauhaus Luftfahrt“ - mit dabei sind auch der Triebwerkshersteller MTU und Liebherr. Der Verein präsentierte 2012 mit dem Ce-Liner eine Konzeptstudie für einen mit Strom betriebenen Kurzstreckenjet für 190 Passagiere. 40

Doch für den Serieneinsatz in Passagierflugzeugen reicht die Technik noch lange nicht. So muss die Leistungskraft der Elektromotoren um den Faktor fünf erhöht werden, sagt Frank Anton, der bei Siemens das Projekt elektrisches Fliegen leitet. Auch die nötige Speicherfähigkeit der Batterien sei noch unzureichend, um rein 45

elektrisch größere Strecken fliegen zu können. Hinzu kommen die in der Luftfahrt extrem strengen Zertifizierungsprozesse. Die Forscher am „Bauhaus Luftfahrt“ geben als mögliches Datum für einen Marktstart des Ce-Liners die Jahre 2035 bis 2040 an.


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Bis dahin werden die Ingenieure wie beim Auto erst einmal auf den Hybrid setzen: Eine konventionelle Turbine erzeugt den Strom für ein Propellertriebwerk und 50

zahlreiche andere stromgetriebene Anwendungen im Flugzeug. Damit müsse das Bordnetz innerhalb des Flugzeugs von heute 270 Volt möglicherweise auf Spannungen jenseits von mehr als 1 000 Volt hochgefahren werden, sagt Martin Nuesseler von Airbus. Klar ist: Mit den heutigen Konzepten vom Flugzeugbau hat eine solche Maschine dann nicht mehr viel zu tun. 55

Doch Airbus-Chef Enders und Siemens-Chef Kaeser sind entschlossen, dieses Neuland zu erobern. Siemens ist stark bei Elektromotoren für die Industrie und bei Zugantrieben. Doch bei Elektroautos bekommen die Münchener bislang kaum ein Bein auf den Boden. Bei elektrischen Antrieben für Flugzeuge hat Siemens nun 60

langfristig die Chance, eine strategische Lücke gegenüber dem großen Rivalen GE zu schließen. Immerhin sind die Amerikaner einer der größten Anbieter von konventionellen Triebwerken für Passagierjets. Quelle: Höpner, A./Fasse, M., Handelsblatt, Nr. 068, 08.04.2016, 18 65


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Kleinkraftwerke: Kleine Motoren groß gefragt Die Energiewende erfordert flexibel einsetzbare Kleinkraftwerke. Bei allen Klagen über die Schwierigkeiten bei der Energiewende: Es gibt einige 5

Unternehmen, die davon profitieren. Die Hersteller von Windrädern haben seit Jahren volle Auftragsbücher. Auch mit dem Ausbau der Stromnetze lässt sich viel Geld verdienen. In naher Zukunft werden zudem die Anbieter fossiler Kraftwerke profitieren. 10

Klassische Großkraftwerke sind dabei allerdings out, gefragt sind im Zeitalter der Dezentralisierung vielmehr kleine Motorenkraftwerke an verschiedenen Orten. Die Hersteller solcher Anlagen - Firmen wie GE Jenbacher, Wärtsilä und MAN - rechnen mit guten Geschäften. Der Gesetzgeber schafft den passenden Rahmen. 15

Das Strommarktgesetz befindet sich derzeit im parlamentarischen Verfahren. Es soll dafür sorgen, dass der wachsende Anteil erneuerbarer Energien mit der restlichen Stromerzeugung harmoniert. Bislang ist das nicht immer der Fall. Schwerfällige Großkraftwerke lassen sich nur mit großer Mühe mit der volatilen Erzeugung aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen in Einklang bringen. Kleine, schnell regelbare 20

Kraftwerke würden besser mit den Erneuerbaren harmonieren. Das neue Gesetz will Investitionen ankurbeln, indem es Preisspitzen zulässt: Wer schnell auf Preissignale reagieren kann, soll damit Geld verdienen können. „Das deutsche Strommarktgesetz weist in die richtige Richtung“, sagte Kari Hietanen 25

dem Handelsblatt. „Daraus lassen sich neue Geschäftsmodelle entwickeln.“ Hietanen ist Vorstandsmitglied bei Wärtsilä, einem finnischen Hersteller von Motorenkraftwerken. Wärtsilä erzielt mit 18 800 Mitarbeitern einen Umsatz von fünf Milliarden Euro und ist in 70 Ländern aktiv. Die Finnen nehmen nun den deutschen Markt ins Visier. Zugleich ist Hietanen Präsident der European Engine Power Plants 30

Association, in der sich die Hersteller von Motorenkraftwerken zusammengeschlossen haben. Mitglieder sind neben Wärtsilä auch MAN, Caterpillar, GE und Liebherr. „Die Rolle der konventionellen Kraftwerke wird sich komplett ändern. Im Zusammenspiel mit erneuerbaren Energien brauchen wir kleine und effiziente 35

Kraftwerke, die sich blitzschnell zuschalten lassen. Diese Anlagen können wir anbieten“, sagt Hietanen. Eine Megawattstunde Strom, die man innerhalb von fünf Minuten liefern könne, sei wesentlich wertvoller als die Megawattstunde, die erst nach einer Stunde abrufbar sei. Tatsächlich braucht eine klassische Gasturbine leicht bis zu einer halben Stunde, ehe sie die volle Leistung bringt. Ein kleiner Gasmotor liefert 40

bereits nach einer Minute den ersten Strom und entfaltet nach fünf Minuten die volle Leistung. Hersteller wie Wärtsilä setzen zudem auf Modularität: Mehrere kleine Motoren von zehn oder 20 Megawatt Leistung, die man separat warten kann, bilden ein größeres Kraftwerk von zum Beispiel 400 Megawatt.


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Von dem Trend zur Dezentralisierung profitiert auch Jenbacher. Seit der Übernahme 45

durch General Electric 2003 hat sich der Umsatz des Gasmotorenherstellers vervierfacht. Mehr als 36 000 Gasmotoren wurden in mehr als 100 Länder geliefert. „Stromversorgungsunternehmen beginnen zu erkennen, dass dezentrale Energieerzeugungslösungen schneller in das Netz zu bringen sind als traditionelle Kraftwerke“, sagt Carlos Lange, Chef der Sparte „Distributed Power“ von GE dem 50

Handelsblatt. Als Beispiel nennt er das geplante Gasheizkraftwerk in Kiel. Durch den Einsatz hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung sei dieses ein „zukunftsweisendes Beispiel für Flexibilität an der Strombörse gepaart mit günstigen Wärmeerzeugungskosten“. 55

Ab Oktober 2018 sollen dann in dem neuen Kraftwerk 20 Jenbacher-Gasmotoren eine Gesamtleistung von 190 Megawatt elektrischer und 192 Megawatt thermischer Energie erbringen. Den Trend haben viele erkannt. Siemens etwa hatte lange vor allem auf die großen 60

Gaskraftwerke gesetzt. In Europa lassen sich die großen Turbinen aber kaum noch verkaufen. Da andere Anbieter zudem innovationsstärker waren, sank die Profitabilität der Energieerzeugungssparte, lange Ertragsperle des Konzerns. Vorstandschef Joe Kaeser steuerte um und erweiterte die Produktpalette durch milliardenschwere Übernahmen nach unten. 65

Quelle: Höpner, A./Stratmann, K., Handelsblatt, Nr. 068, 08.04.2016, 30


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Rettungsplan für RWE Der Energieriese kämpft ums Überleben: Im Handelsblatt-Interview kündigen die beiden Chefs, Peter Terium und Rolf Martin Schmitz, eine neue Sparrunde und eine Charmeoffensive bei Investoren an. 5

Energieversorger haben jahrzehntelang üppige Gewinne eingefahren. Doch inzwischen bereiten die Konzerne ihren Eigentümern nur noch Sorgen. Deutschlands größter Stromproduzent RWE ist besonders schwer betroffen: 2015 musste das Unternehmen Milliarden abschreiben und rutschte zum zweiten Mal in drei Jahren in 10

die Verlustzone. Erstmals seit mehr als einem halben Jahrhundert müssen die Aktionäre auf eine Dividende verzichten. Das Schlimmste steht RWE noch bevor. „2018 2019 wird es schon arg eng. Wir werden noch mehr sparen müssen“, sagte der künftige Chef der RWE AG, Rolf 15

Martin Schmitz, dem Handelsblatt im gemeinsamen Interview mit dem amtierenden RWE-Chef Peter Terium. Auf die Mitarbeiter kommt ein weiterer Stellenabbau zu. Details nannte er nicht. Schmitz betonte aber, dass der Konzern die Kosten noch mehr drücken müsse: „Bei der schwierigen Marktlage sehe ich nicht, dass wir um weitere Einschnitte herumkommen, speziell 2018 und 2019, wenn es richtig ernst wird.“Um 20

langfristig das Überleben des Konzerns zu sichern, reichen Sparrunden nicht. Zum Jahresende spaltet sich RWE auf. Schmitz übernimmt die RWE AG, die die Atom-, Kohle- und Gaskraftwerke sowie den Gasgroßhandel betreibt. Der bisherige Konzernchef Terium führt künftig eine Tochtergesellschaft, in der RWE die ertragreichen Bereiche Vertrieb, Netze und erneuerbare Energien bündelt. Der 25

Verkauf von Aktien an dieser Tochter soll die RWE AG finanziell zur Not retten. Mit der neuen Gesellschaft schaffe der Konzern „eine finanzielle Reserve, um die RWE AG durch die Durststrecke zu bringen“, sagte Konzernchef Terium. Die Energiewende zwingt RWE zum Handeln. Wind- und Solarenergie drängen die 30

großen Kraftwerke aus dem Markt. Innerhalb von fünf Jahren ist der Strompreis wegen des Überangebots im Großhandel von 60 Euro auf rund 20 Euro je Megawattstunde abgestürzt. Zu dem Preis lässt sich aber kein konventionelles Kraftwerk kostendeckend betreiben. Ende des Jahres beschloss RWE deshalb die Abspaltung der ertragreichen Bereiche. Ein Jahr zuvor hatte Eon-Chef Johannes 35

Teyssen einen ähnlichen Schnitt gemacht. Der Konkurrent spaltet aber die alten Kraftwerke ab und konzentriert Eon auf das neue Geschäft.Nach Einschätzung von Terium und Schmitz ist das ein entscheidender Fehler. Eon müsse Investoren für den Problem-Teil finden, RWE für den Teil, der Geld verdiene: „Ich denke, dass unsere Strategie die bessere ist“, sagte Schmitz. Den Beweis müssen er und Terium noch 40

erbringen.Am Mittwoch kommender Woche wird RWE-Chef Peter Terium einen schwierigen Gang antreten. Auf der Hauptversammlung in der Essener Grugahalle muss sich der Manager, der noch die alte RWE und die neue „grüne“ Tochtergesellschaft in Personalunion leitet, auf viele kritische Fragen gefasst machen - und auch auf viel Unmut. 45

Es ist weniger die spektakuläre Aufspaltung des Traditionskonzerns, die die Aktionäre umtreibt. Es ist vielmehr der Schock, den Terium den Anlegern am 17. Februar versetzt hat. RWE berichtete in einer Ad-hoc-Mitteilung nicht nur über hohe


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Abschreibungen und einen Nettoverlust. Der Energiekonzern teilte den Stammaktionären gleichzeitig und völlig überraschend mit, dass sie in diesem Jahr 50

keinen Cent ausgeschüttet bekommen. Im Vorjahr hatte RWE noch einen Euro je Aktie bezahlt. Das sind die Aktionäre von „ihrer RWE“ nicht gewohnt. Seit mehr als einem halben Jahrhundert lockte der Energiekonzern die Anleger vor allem mit seiner verlässlichen Ausschüttung. Selbst in den vergangenen Jahren, als der Konzern schon in der Krise steckte, zahlte RWE das maximal Mögliche aus.Für Hunderttausende 55

Kleinanleger und Hunderte Fonds ist das eine Enttäuschung, für die kommunalen Aktionäre ist es eine Katastrophe. Die ohnehin klammen Kommunen an Rhein und Ruhr, die seit der Gründung bei RWE engagiert sind und noch immer knapp 24 Prozent der Anteile halten, müssen, verglichen mit dem vergangenen Jahr, auf rund 150 Millionen Euro verzichten. Die vier Vertreter im Aufsichtsrat mussten den Schritt 60

zwar akzeptieren, auf Regionalkonferenzen gingen die Bürgermeister und Landräte aber auf die Barrikaden. Nach Informationen des Handelsblatts aus Kreisen der kommunalen Aktionäre prüfen die Kommunen noch immer, ob sie Terium auf der Hauptversammlung die Entlastung verweigern. Dafür müssen sie beantragen, dass nicht über den Vorstand insgesamt, sondern einzeln abgestimmt wird. Ein 65

entsprechender Antrag könnte noch auf der Hauptversammlung gestellt werden. Das RWE-Management versucht, die Wogen zu glätten. Am Mittwoch vergangener Woche stellten sich Peter Terium, Vize-Chef Rolf Martin Schmitz und die anderen Vorstände in der Konzernzentrale den Fragen der Bürgermeister. Die Atmosphäre sei 70

friedlich gewesen, berichtete ein Teilnehmer. Terium und Schmitz versuchten, die Alternativlosigkeit der Maßnahme zu erklären. Ein handfestes Kompromissangebot hatten sie aber nicht dabei: Die kommunalen Aktionäre wären gern im Aufsichtsrat der neuen Tochter vertreten - damit sie weiter Einfluss auf die ertragreichen Bereiche Vertrieb, Netze und erneuerbare Energien haben. Das lehnten Terium und Schmitz im 75

Interview mit dem Handelsblatt aber strikt ab. Ende der Woche soll es noch einmal ein Treffen von Spitzenvertretern beider Parteien geben. „Noch ist offen, wie wir uns auf der Hauptversammlung verhalten“, erklärte ein Vertreter der kommunalen Aktionäre. Beide Seiten sind aber wohl an einer Entspannung interessiert. Ärger mit dem Ankeraktionär können Terium und Schmitz auf Dauer nicht gebrauchen. Der 80

Konzern steckt schließlich in der größten Krise seiner Geschichte. Im bisherigen Kerngeschäft, der konventionellen Stromerzeugung, brechen im Rekordtempo die Gewinne weg. Die Kohle-, Gas- und Atomkraftwerke warfen im vergangenen Jahr nur noch eine Rendite auf das eingesetzte Kapital (Roce) von 2,9 Prozent ab. Das ist viel zu wenig, um die Kapitalkosten zu verdienen. Vor fünf Jahren, ehe die Energiewende 85

nach der Reaktorkatastrophe von Fukushima verschärft wurde, lieferte die Sparte noch eine Roce von deutlich mehr als 20 Prozent ab. Inzwischen wurden aber viele Kraftwerke durch den Boom der erneuerbaren Energien aus dem Markt gedrängt. Es ist nur eine Frage der Zeit, bis die Sparte in die Verlustzone rutscht. 90

Die Aufspaltung soll nun Kräfte freisetzen, damit RWE durch die Krise kommt - und in den kommenden Jahren vielleicht auch wieder eine Dividende bezahlt. Das Management werde sich „alle Mühe geben“, versprach Terium: „Aber es wird kein Selbstläufer.“ Jürgen Flauger 95

Quelle: Brors, P./Flauger, J., Handelsblatt, Nr. 071, 13.04.2016, 1/4


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Peter Terium/Rolf Martin Schmitz (RWE): „Wir bleiben Nachbarn - und Partner“ Der amtierende und der künftige Vorstandschef erklären, wie ernst die Lage des Energiekonzerns ist und warum die Aufspaltung neue Kräfte freisetzen wird. 5

Als sich die beiden RWE-Vorstände Peter Terium und Rolf Martin Schmitz in der obersten Etage der Konzernzentrale für den Fotografen in Position bringen, zieht der eine, Schmitz, den anderen, Terium, ein Stück vom Emporengeländer weg. „Fall mir da nicht runter, Peter, ich brauche dich noch“, sagt Schmitz. Worauf Terium 10

entgegnet: „Danke, das ist ja schon mal gut zu wissen.“ Zwei Persönlichkeiten, die in einer durchaus heiklen Beziehung zueinander stecken - spannender Stoff für ein ausführliches Interview. […] Herr Schmitz, jetzt werden Sie also doch RWE-Chef. Allerdings übernehmen Sie 15

einen Rumpfkonzern, der in der schwersten Krise seiner Geschichte steckt. So haben Sie sich das nicht vorgestellt, oder? Schmitz: Ach, ich bin da Kölner und denke mir: Et kütt, wie et kütt. Ich lebe immer im Moment und denke ungern zurück, sondern nach vorne. Natürlich steckt RWE in einer ernsten Krise. Bei einem Strompreis von 20 Euro je Megawattstunde, der im 20

Großhandel bezahlt wird, kann kein Kraftwerk überleben - vor fünf Jahren waren es noch rund 60 Euro. Die RWE AG steht aber auf drei Standbeinen, der konventionellen Stromerzeugung, dem profitablen Energiehandel und der neuen Tochtergesellschaft. Wie ernst ist die Lage? Würden Sie Ihr Gehalt darauf verwetten, dass es die RWE AG 25

noch gibt, wenn Ihr Vertrag 2021 ausläuft? Schmitz: Ja. Terium: Und meines dazu. Was wäre Ihr Einsatz? Da können wir nicht mithalten. In der Branche werden Eon und RWE schon mal als 30

Pleitekandidaten bezeichnet. Ist das Hysterie oder ein denkbares Szenario? Schmitz: Denkbar ist alles. Ich halte es aber für absolut unwahrscheinlich. Der niedrige Strompreis kann so nicht bleiben, sonst bricht der Markt zusammen. Wir sind zuversichtlich: Die Politik wird da rechtzeitig gegensteuern. 35

Aber eine Besserung ist doch nicht in Sicht. Am Terminmarkt kostet Strom derzeit auch für 2018, 2019 nicht mehr. Terium: Es gibt doch zwei mögliche Szenarien: Entweder macht der Staat nichts, dann werden Kraftwerke im großen Stil aus dem Markt gedrückt. Es gibt dann einen Engpass, und der Preis wird durch die Decke schießen. Das ist nicht wünschenswert, 40

weil der Strompreis erstens zu hoch und zweitens unkalkulierbar wäre. Deshalb halte ich das zweite Szenario für realistischer, dass der Staat eingreift und mit einem sogenannten Kapazitätsmarkt die Kraftwerksbetreiber für das Bereithalten von Reserven entlohnt, damit die Versorgungssicherheit gewährleistet ist. Wir können mit beiden Szenarien leben.45


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Tatsächlich? Ihnen läuft doch angesichts der schlechten Zahlen die Zeit davon. Terium: Stimmt, es gibt eine Durststrecke. Insofern mussten wir reagieren. Mit der NewCo schaffen wir nun ja aber eine finanzielle Reserve, die uns hilft, die RWE AG durch die Durststrecke zu bringen. Wir hätten stattdessen auch Teile verkaufen können, zuerst das Gasnetz in Tschechien, dann die Netze in Deutschland. Das wäre 50

aber die freiwillige Selbstauflösung gewesen. Wir halten jetzt alle Perlen zusammen und kreieren ein modernes Energiewende-Unternehmen. Wann werden die Kohle-, Gas- und Atomkraftwerke in die Verlustzone rutschen? Schmitz: Noch profitieren wir davon, dass wir Strom im Voraus verkauft haben. 2018 55

19 wird es aber schon arg eng. Erst im Januar haben Sie Ihr Sparziel aufgestockt. Selbst das wird nicht ausreichen? Muss sich die Belegschaft auf einen weiteren Stellenabbau einstellen? Schmitz: Wir werden noch mehr sparen müssen. Details kann ich jetzt noch nicht 60

nennen. Wir werden aber die Kosten noch mehr drücken müssen. Bei der schwierigen Marktlage sehe ich nicht, dass wir um weitere Einschnitte herumkommen, speziell 2018 und 2019, wenn es richtig ernst wird. Und die Aktionäre? Die müssen auf eine Dividende verzichten. Die lässt sich auch in 65

den nächsten Jahren nicht darstellen. Terium: Zur Dividende können wir keine konkrete Aussage machen. Ich kann nur versprechen, dass wir uns alle Mühe geben werden, wieder eine Dividende zu zahlen. Dafür ist unter anderem der Erfolg der NewCo entscheidend. Aber es wird kein Selbstläufer. 70

Schmitz: Wir verstehen, dass die Aktionäre enttäuscht sind. Der Markt hat fest mit einer Dividende gerechnet. Aber seit Dezember und Januar haben sich die Rahmenbedingungen für uns noch einmal so dramatisch verschlechtert, dass wir reagieren und das Geld zusammenhalten mussten. 75

Bei allen betriebswirtschaftlichen Überlegungen: Was bedeutet die Spaltung denn kulturell für das Unternehmen? Terium: Uns wurde manchmal vorgeworfen, dass wir zu spät reagieren. Das stimmt nicht. Wir haben nicht spät reagiert, das Unternehmen war einfach noch nicht so weit. Wir haben lange gebraucht, bis in jeder Ecke des Unternehmens klar war, dass dieser 80

Schnitt nicht nur notwendig ist, sondern auch gut - und zwar gut für beide Teile. Aber die Mitarbeiter in den Kraftwerken müssen das Gefühl haben, dass sie mit ihren Problemen alleingelassen werden. Schmitz: Nein, der Status quo ist doch das Problem. Da sind die stolzen Kraftwerker 85

und Tagebau-Mitarbeiter, die über viele Jahre die Hälfte des Ergebnisses gebracht haben und jetzt zusehen müssen, wie der Markt zerbröselt. Umgekehrt gab es im Netz und Vertrieb viele, die dachten: „Verdammt noch mal, jetzt werden wir geopfert, nur weil die Erzeuger Probleme haben.“ Insofern ist der Schritt für beide Mitarbeitergruppen ein Befreiungsschlag. Die einen sehen, dass mit einem Verkauf 90

von NewCo-Aktien ihr Überleben gesichert werden kann. Und die anderen können weiter in einem voll funktionsfähigen und ertragreichen Unternehmen arbeiten.


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Also, für die NewCo leuchtet uns das ein. Die Mitarbeiter werden sich freuen, wenn sie dort landen. Aber bei der alten RWE gibt es doch keine rosarote Zukunft. 95

Terium: Die Kraftwerker sind doch auch stolz auf ihr Geschäft. Die wissen, dass unser Energiesystem nicht ohne die großen Kraftwerke funktionieren wird und dass sie gebraucht werden. Schmitz: Auch die RWE AG hat eine eigene Zukunftsstory. Aus der NewCo wird ja vermutlich mehr Geld zurückfließen, als die RWE AG für ihre Verpflichtungen 100

braucht. Experten sehen den NewCo-Börsenwert bei 15 bis 20 Milliarden Euro. Da scheinen verborgene Werte zu schlummern. Schmitz: Ich kenne solche Schätzungen auch, aber ich werde sie im Vorfeld des 105

Börsengangs nicht bewerten. Richtig ist aber, dass der Wert unserer Zukunftsgeschäfte derzeit sicherlich von den Belastungen in der konventionellen Stromerzeugung und den politischen Unsicherheiten überschattet wird. Herr Terium, Sie wollen ein Baumeister sein. Aber was sind Sie, Herr Schmitz? Mehr 110

als ein bloßer Sanierer? Oder Abwickler? Schmitz: Wir haben auch die Chance, mit unserem Know-how und mit Geldzufluss, den ich steuern kann, neue Geschäfte zu entwickeln. Warum sollte die RWE AG nicht irgendwann von einer Konsolidierung der Branche profitieren? Da gibt es keine konkreten Pläne. Natürlich müssen wir intelligent vorgehen. Aber lassen Sie mich klar 115

festhalten: Ich trete an, weil ich an die Zukunft der RWE AG glaube. Die RWE AG wird ihre eigene Story haben. Und wie sieht es bei Ihnen aus, Herr Terium? Wie erleichtert sind Sie, dass Sie sich demnächst nicht mehr mit Atomenergie und Braunkohle herumschlagen müssen? 120

Terium: Überhaupt nicht. Das Einzige, was ich als Befreiung empfinde, ist, dass ich RWE wieder eine Zukunftsperspektive gegeben habe. Das war ja das Schwierige in den vergangenen Jahren. Wir haben gekämpft wie Löwen, kamen mit dem Sparen aber einfach nicht hinterher. 125

Wie wollen Sie denn das Geld mit der neuen Gesellschaft verdienen, das Ihnen im bisherigen Kerngeschäft wegbricht? Netze und Vertrieb mögen ertragreich sein, die Margen sind aber gering. Terium: Das regulierte Geschäft bietet aber ein hohes Maß an Sicherheit - und genau das suchen die Anleger derzeit. Eine angemessene Rendite auf die NewCo-Aktie ist 130

doch besser als Strafzinsen auf dem Sparbuch. Und mit rund 40 Milliarden Euro Umsatz und ca. 40 000 Mitarbeitern ist die neue Gesellschaft auch keine Start-up-Bude, sondern ein gestandenes, stabiles Unternehmen, das zusätzlich zum Kerngeschäft noch Wachstumschancen bietet. 135

Mit Verlaub, aber bei den erneuerbaren Energien ist RWE noch immer ein Zwerg. Der Anteil an der Stromerzeugung lag 2015 bei gerade einmal fünf Prozent. Terium: RWE ist aber auch insgesamt der größte Stromproduzent in Deutschland. In absoluten Zahlen gemessen ist unsere alternative Stromerzeugung schon ordentlich. Bei Onshore-Wind sind wir in Deutschland, gemessen in Megawatt, derzeit 140

Marktführer. Bei Offshore-Wind in Europa liegen wir unter den Top fünf.


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Sie wollen neue Energiedienstleistungen entwickeln, kooperieren mit Start-ups im Silicon Valley. Das ist ja schön und gut. Aber wie wollen Sie denn damit die Verluste der Kraftwerke wettmachen? 145

Terium: Das müssen wir doch gar nicht. Der Wert des Unternehmens besteht erst mal darin, was es schon hat: Vertrieb und Netz bieten eine attraktive Anlage in einem stabilen Geschäft, das im hohen Maße reguliert ist und grundsätzlich eine vorhersehbare Rendite bietet. Das wird Anleger anlocken. Und oben drauf wachsen wir bei den erneuerbaren Energien und treiben Innovationen voran, damit wir auch in 150

fünf oder zehn Jahren noch zukunftsfähiges Geschäft haben. Schmitz: Mit der NewCo befreien wir das stabile Geschäft von den Risiken in der konventionellen Stromproduktion. Das wird dem Börsenkurs der NewCo guttun. Und von einem hohen Börsenkurs der NewCo würde wiederum die RWE AG profitieren. Wir verkaufen gar nicht die große Wachstumsstory im Erneuerbaren-Bereich. Die 155

Devise heißt kontrolliertes Wachstum. Die NewCo-Aktie wird keine Google- oder Apple-Aktie. Letztlich wollen Sie aber das Tafelservice verkaufen, um RWE zu retten. Terium: Wir verkaufen aber nicht Teller für Teller, sondern halten das Service 160

zusammen und geben es in Gänze an die neue Gesellschaft ab, an der sich dann auch andere Aktionäre beteiligen können. Ende des Jahres soll die neue Gesellschaft an die Börse. Wie realistisch ist das beim derzeit volatilen Umfeld? 165

Terium: Volatilität allein ist kein Problem. Gerade in Zeiten, in denen die Märkte volatil sind, suchen die Anleger Sicherheit. Für regulierte Geschäfte sind die Bewertungen hoch. Im vergangenen Sommer haben Sie noch über die Strategie von Eon-Chef Johannes 170

Teyssen, der seinen Konzern auch aufspaltet, gelästert, ein halbes Jahr später haben Sie ihn kopiert. Wie kam es eigentlich zu dem Sinneswandel? Terium: Ich bin nach wie vor überzeugt, dass das Konzept des integrierten Energiekonzerns, der sich um alles kümmert, richtig ist. Das klappt aber nur, wenn der Markt funktioniert. Das war Ende vergangenen Jahres nicht mehr der Fall. Bei einem 175

Strompreis von knapp unter 30 Euro, bei dem er im Sommer war, geht es noch. Bei 25 Euro nicht mehr. Sie müssen anerkennen, dass das, was Teyssen gemacht, doch nicht so dumm war. Schmitz: Ich denke, dass unsere Strategie die bessere ist. Wir haben uns überlegt, wie 180

der Energieversorger der Zukunft aussehen soll. Das will Eon nach Abspaltung der Kraftwerke ja auch sein ... Schmitz: Da ist jetzt aber auch die Kernkraft noch mit drin. Und Eon will Uniper an den Markt bringen, also das konventionelle Geschäft. Das Problem haben wir nicht. 185

Wir verkaufen Aktien an dem Teil, der heute gutes Geld verdient. Deshalb stinkt mir der ständige Vergleich mit Eon gewaltig - und das sage ich, obwohl ich selbst 18 Jahre für Eon gearbeitet habe. Das ist ein völlig anderes Konzept.


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In der kommenden Woche werden Sie Ihre Pläne der Hauptversammlung 190

präsentieren. Rechnen Sie mit viel Widerstand? Terium: Natürlich ist der Ausfall der Dividende für die Aktionäre nicht angenehm. Das wird immer zugespitzt auf die kommunalen Aktionäre. Aber das tut beispielsweise auch unseren Mitarbeiter-Aktionären weh. Oder auch dem Ontario Teachers Pension Funds. Die bezahlen aus den Dividenden die Pensionen der Lehrer. 195

Und von derartigen Aktionären gibt es bei RWE viele. Und wie haben die reagiert? Terium: Das Beste, was wir erreichen konnten, haben wir erreicht: Keiner hat es gemocht, aber alle haben es verstanden. 200

Naja, die Kommunen sind nachhaltig verstimmt. Terium: Aber auch die vier Vertreter der kommunalen Aktionäre haben im Aufsichtsrat zugestimmt. Schmitz: Die Dividendenentscheidung ist mittlerweile akzeptiert. Die Kommunen 205

waren mehr über die Kommunikation verstimmt. Aber da blieb uns keine andere Möglichkeit. Wenn wir eine Entscheidung treffen, die der Markt so nicht erwartet, müssen wir das nach dem Kapitalmarktrecht direkt veröffentlichen. Da durften wir vorher nicht die Kämmerer anrufen. 210

Sie haben also in der Disziplin Kommunikation keine Fehler gemacht? Terium: Ich kann ja nachvollziehen, dass die Kommunen verstimmt sind. Wir arbeiten aber daran, das Verhältnis wieder geradezurücken. Die Kommunen sind ja nicht nur unsere Aktionäre, sondern auch unsere Geschäftspartner. Und das schätzen wir. 215

Die Kommunen fürchten durch die Abspaltung der NewCo an Einfluss auf die ertragreichen Geschäfte zu verlieren. Warum geben Sie dem Ankeraktionär nicht einen Sitz im Aufsichtsrat der NewCo? Schmitz: Sitze in Aufsichtsräten werden ja nicht zugeteilt, die stehen den Anteilseignern zu. Das würden sonst die Aktionäre, die wir für die NewCo gewinnen 220

wollen, nicht verstehen. Eben hieß es noch, die Kommunen wären auch wichtige Partner. Schmitz: Wir haben in der NewCo drei Beratergremien eingeführt, sogenannte International Business Councils, für Vertrieb, Netze und erneuerbare Energien. Da 225

wird konkret über das Geschäft geredet, da sitzen Experten drin, und da werden auch die Kommunen zu Wort kommen. Warum sind Sie beim Thema Sitz im Aufsichtsrat so hartleibig? Das wäre doch ein Schritt auf die Kommunen zu? 230

Terium: Ich kann doch nicht um des lieben Friedens willen das Aktionärsrecht aushebeln. Wir haben zudem letzte Woche mit den Kommunen gesprochen, wir haben viele Fragen beantwortet und konnten, denke ich, vieles klären. Zum Schluss noch ein anderer eher emotionaler Aspekt: Haben Sie eigentlich schon 235

geklärt, wer künftig hier im prächtigen RWE-Turm bleiben wird?


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Schmitz: Den Turm wird Peter mit seiner Gesellschaft behalten. Die RWE AG zieht aus. Wir bleiben aber ganz in der Nähe. Terium: Ja. Auch wenn wir beide uns trennen, bleiben wir Nachbarn - und Partner. 240

Vita Rolf Martin Schmitz Karriere Der 58-Jährige wäre vor fünf Jahren schon einmal fast RWE-Chef geworden. Er war der erklärte Wunschkandidat der kommunalen Aktionäre für die Nachfolge von Jürgen Großmann. Nachdem die Wahl auf Terium fiel, blieb Schmitz 245

aber im Vorstand weiter als Chief Operating Officer und ist seit 2012 Teriums Vizechef. Der Rheinländer hat lange für Eon gearbeitet, leitete den Kölner Regionalversorger Rheinenergie und war Präsident des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft. 250

Aufgabe Wenn der Börsengang der Tochter klappt, wird Schmitz den Vorstandsvorsitz der RWE AG übernehmen. Der bestens in der Politik verdrahtete Manager muss sich nicht nur um die Sanierung des Konzerns kümmern, sondern in Berlin auch bessere Rahmenbedingungen aushandeln. Aktuell verhandelt er über die Verteilung der Lasten beim Atomausstieg. 255

Vita Peter Terium Karriere Keiner hatte den Niederländer auf der Rechnung, als er 2011 von Aufsichtsratschef Manfred Schneider als Kandidat für die Nachfolge von Jürgen 260

Großmann präsentiert wurde. Ein Jahr lang stand er Großmann als Vize zur Seite, seit Sommer 2012 ist er Vorstandschef von RWE. Der 52-jährige ist seit 2003 im Konzern und leitete unter anderem die neue Tochter in den Niederlanden, Essent, und den Großhandel. 265

Aufgabe Terium führt aktuell die RWE AG und die neue Gesellschaft, in die RWE zum 1. April das Geschäft mit Netz, Vertrieb und erneuerbaren Energien abgespaltet hat, in Personalunion. Teriums Auftrag: Er soll die neue Gesellschaft an die Börse bringen. Ende des Jahres will RWE die ersten zehn Prozent platzieren, dann will Terium sich auf die neue Aufgabe komplett 270

konzentrieren - und seinen Posten bei der RWE AG räumen. Quelle: Brors, P./Flauger, J., Handelsblatt, Nr. 071, 13.04.2016, 5


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Bilanzcheck: Den Kraftwerken geht die Kraft aus Deutschlands größter Stromproduzent RWE verdient im Kerngeschäft kaum noch Geld. 5

Was haben die Kämmerer von Essen, Mülheim und vielen anderen Städten an Rhein und Ruhr mit Tausenden Lehrern in der kanadischen Provinz Ontario gemein? Sie alle leiden unter der Krise der RWE AG und haben seit dem 17. Februar allen Grund, verärgert zu sein. An diesem Tag versetzte der Chef des Energiekonzerns Peter Terium seinen Anlegern einen regelrechten Schock. Völlig überraschend teilte RWE 10

mit, den Stammaktionären in diesem Jahr keinen einzigen Cent Dividende zu bezahlen. Der Markt hatte zwar mit einer Kürzung gerechnet - nicht aber mit einer Streichung. Das hat es bei RWE seit mehr als einem halben Jahrhundert nicht gegeben. 15

Jahrzehntelang hatte RWE die Anleger vielmehr mit hohen Dividenden umworben. Selbst in den vergangenen Jahren, als es dem Konzern schon immer schlechter ging, versuchte das Management, noch das maximal Mögliche auszuschütten. Vor einem Jahr, als die Aktionäre einen Euro je Aktie bekamen, lag die Dividendenrendite mit 3,9 Prozent noch über dem Durchschnitt aller Dax-Unternehmen. Die Dividenden von 20

RWE hatten die Kämmerer der Kommunen, die noch immer rund 24 Prozent der Anteile halten, auch in diesem Jahr fest im Haushalt eingeplant. Hunderttausende Kleinanleger haben auf sie gewartet. Und wegen der Dividende ist auch der Ontario Teachers Pension Fund engagiert. Die Ausschüttung von RWE sollte mithelfen, die Pensionen Tausender Lehrer zu finanzieren. 25

Terium weiß, dass ihn am Mittwoch auf der Hauptversammlung in der Essener Grugahalle viel Unmut erwartet. Der Schritt war nach seinen Worten aber alternativlos. RWE ist 2015 in die Verlustzone gerutscht. Unter dem Strich verbuchte der Konzern einen Fehlbetrag von 170 Millionen Euro. Ein Jahr zuvor hatte er noch 30

einen Gewinn von 1,7 Milliarden Euro ausgewiesen. Das liegt vor allem an Wertberichtigungen in Höhe von 2,1 Milliarden Euro, die RWE auf Kraftwerke in Deutschland und Großbritannien vornahm. Zum wiederholten Mal schrieb der Energiekonzern einen Milliardenbetrag auf sein bisheriges Kerngeschäft ab, die Stromerzeugung mit großen Atom-, Kohle- und Gaskraftwerken. Das schlug sich im 35

neutralen Ergebnis mit einem Minus von 2,9 Milliarden Euro nieder. RWEs große Kraftwerke leiden unter der Energiewende. Im selben Maße wie der Markt mit Wind- und Solarstrom geflutet wird, werden die konventionellen Kraftwerke aus dem Markt gedrängt. Der Strompreis ist im Großhandel dramatisch 40

abgestürzt. Anfang des Jahres kostete eine Megawattstunde kaum mehr als 20 Euro. Bei diesen Strompreisen verdiene „kein einziges Kraftwerk Geld“, hielt Terium bei der Bilanzpressekonferenz nüchtern fest. RWE spürt nach eigenen Angaben eine regelrechte „Erosion der Kraftwerksmargen“. Vor fünf Jahren, als die Energiewende nach der Reaktorkatastrophe von Fukushima verschärft wurde, kostete die 45

Megawattstunde noch gut 60 Euro.


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Damals erwirtschaftete RWE in der konventionellen Stromerzeugung noch mehr als die Hälfte des Betriebsergebnisses und auf dem Heimatmarkt Deutschland mit den Kraftwerken eine traumhafte Rendite auf das eingesetzte Kapital (Roce) von fast 30 50

Prozent. Im vergangenen Jahr erreichte RWE in der konventionellen Stromerzeugung nur noch ein Betriebsergebnis von 543 Millionen Euro. Das waren 45 Prozent weniger als im Jahr zuvor - und gerade noch 14 Prozent des Konzernbetriebsergebnisses von 3,8 Milliarden Euro. Der Roce der Sparte ist in den vergangenen Jahren auf 2,9 Prozent zusammengeschrumpft. Damit liegt die konventionelle Stromerzeugung 55

deutlich unter dem Konzernschnitt von acht Prozent. Vor allem aber kann die Sparte die Kapitalkosten nicht mehr verdienen. Sie liegen bei 9,25 Prozent. Unter dem Strich war der Wertbeitrag mit 1,2 Milliarden Euro negativ. Der Margenverfall in der Stromproduktion schlägt sich auch im Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit nieder. Er verringerte sich um 40 Prozent auf 3,3 Milliarden Euro. 60

Die Lage in der konventionellen Stromerzeugung hat sich 2015 weiter verschärft, und es wird wohl noch schlimmer. Am Terminmarkt wird Strom auch für die Jahre 2018 und 2019 für kaum mehr als 20 Euro je Megawattstunde gehandelt. Die Margen bei RWE dürften damit noch stärker unter Druck geraten. Denn aktuell profitiert der 65

Konzern noch davon, dass er sich zum Teil noch vor zwei, drei Jahren am Terminmarkt höhere Notierungen gesichert hat. Der Effekt läuft aber allmählich aus. Der Preisverfall im Großhandel war allein im zweiten Halbjahr so dramatisch, dass sich Terium zu einer radikalen Maßnahme gezwungen sah, die er zuvor noch kritisierte. Anders als Eon-Chef Johannes Teyssen, der schon Ende 2014 die 70

Abspaltung der defizitären Kraftwerke beschlossen hatte, wollte Terium noch im Sommer am integrierten Versorger festhalten, der sich um alle Stufen von der Stromerzeugung bis zum Vertrieb kümmert. Damals kostete Strom aber auch noch knapp 30 Euro je Megawattstunde. 75

Anfang Dezember - der Strompreis war unter 25 Euro gefallen - überraschte Terium dann seinerseits mit einem radikalen Strategiewechsel. Im Gegensatz zu Teyssen will er aber gerade das ertragreiche Geschäft abspalten, die Netze, den Vertrieb und die erneuerbaren Energien. Die RWE AG soll die neue Tochter als Finanzbeteiligung führen und selbst nur noch für die konventionellen Kraftwerke und den Großhandel 80

operativ verantwortlich sein. Bis Ende des Jahres will Terium das neue Unternehmen an der Börse platzieren und zehn Prozent der Aktien verkauft haben. Bis dahin führt Terium beide Teile, dann will er sich auf die Führung der neuen Gesellschaft beschränken. Sein Nachfolger als RWE-Chef, der bisherige Vize Rolf Martin Schmitz muss sich um die Sanierung der Kraftwerke kümmern. Und er muss mit dem Verkauf 85

weiterer Anteile der neuen Gesellschaft die Lasten tragen, die Terium ihm hinterlässt, und die sind gewaltig. Im vergangenen Jahr konnte RWE zwar die Schulden um 5,8 Milliarden Euro senken - vor allem durch den erfolgreichen Verkauf des Öl- und Gasproduzenten Dea. Trotzdem drücken den Konzern noch Nettoschulden von 25,1 Milliarden Euro. Die Schuldenquote, die Nettoschulden zum Ergebnis vor Zinsen, 90

Steuern und Abschreibungen (Ebitda) ins Verhältnis setzt, sank zwar leicht von 3,8 auf 3,6 Prozent, liegt aber damit immer noch auf einem für Ratingagenturen kritischen Wert. Eine weitere Abstufung kann sich die RWE AG kaum noch leisten. Aktuell wird sie von Moody's mit „Baa2“ und bei Standard & Poor's mit „BBB“ beurteilt.


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Kritisch bewerten die Ratingagenturen vor allem die hohen Folgekosten, die der 95

Konzern für die Nutzung der Kernenergie und für die Braunkohleförderung tragen muss. 10,5 Milliarden Euro hat RWE allein für die Abwicklung der Kernenergie zurückgestellt. Und in Berlin wird gerade darüber verhandelt, ob diese Summe überhaupt ausreicht. 100

Für RWE steht viel auf dem Spiel - in Berlin und beim Konzernumbau. Die Anleger müssen sich weiter Sorgen machen - egal, ob sie in Essen oder Ontario sitzen. „Ich kann nur versprechen, dass wir uns alle Mühe geben werden, wieder eine Dividende zu zahlen“, sagte Terium in der vergangenen Woche im Interview mit dem Handelsblatt: „Aber es wird kein Selbstläufer.“ 105

Stärke 1: Erneuerbare Energien Keine Frage: RWE hat die Energiewende verschlafen. Noch 2005, als Deutschland längst den Umstieg auf erneuerbare Energien eingeleitet hatte, startete Deutschlands 110

größter Stromproduzent das größte Investitionsprogramm im Bereich seiner fossilen Kraftwerke. Mehr als zwölf Milliarden Euro investierte RWE in Bau und Modernisierung von Kohle- und Gasanlagen. Erst 2008 setzte RWE zur Aufholjagd an mit der Gründung der Tochter RWE Innogy, die sich auf das Geschäft mit erneuerbaren Energien konzentrieren sollte. 115

Nach einer langen Anlaufphase trägt das Engagement inzwischen aber Früchte. Im vergangenen Jahr fiel das Betriebsergebnis der Sparte mit 493 (2014: 186) Millionen Euro schon fast so hoch aus wie in der konventionellen Stromerzeugung. Die Rendite auf das eingesetzte Kapital (Roce) lag mit 8,4 (3,8) Prozent erstmals über den 120

Kapitalkosten von 8,0 Prozent. Damit konnte die Tochter einen positiven Wertbeitrag liefern, auch wenn er mit 23 Millionen Euro noch bescheiden war. 2014 war der Wertbeitrag aber mit minus 240 Millionen Euro noch deutlich negativ. RWE Innogy hatte in den vergangenen Jahren Milliarden in den Aufbau von 125

regenerativer Erzeugung investiert - vor allem in teure Offshore-Windparks. 2015 gingen aber zwei große Projekte, Gwynt yMor in Großbritannien und Nordsee Ost in Deutschland, ans Netz und liefern endlich auch Erträge. Die Sparte, die mit Netz- und Vertriebsgeschäft die neue Gesellschaft bildet, soll von 130

der Aufspaltung des Konzerns direkt profitieren. In den vergangenen Jahren fiel selbst das Zukunftsgeschäft von RWE Innogy dem radikalen Sparkurs zum Opfer. Selbst die Investitionen in neue Windparks wurden gedrosselt, weil dem Konzern schlicht das Geld fehlte. Die Einnahmen, die RWE mit der Platzierung der ersten zehn Prozent an der Börse einnimmt, sollen komplett dem Wachstum der neuen Gesellschaft 135

zugutekommen - ein Großteil dürfte in die erneuerbaren Energien fließen. Ungeachtet der bisherigen Erfolge hat der Konzern aber auch noch einen großen Nachholbedarf. Gerade einmal fünf Prozent des 2015 insgesamt produzierten Stromes war grün. juf.


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Stärke 2: Erfolgreicher Dea-Verkauf 140

Anfang März vergangenen Jahres besiegelte RWE den Verkauf seiner Öl- und Gastochter Dea an die Investmentgesellschaft Letter One aus Luxemburg. Die Transaktion hatte - inklusive Schulden - ein Volumen von 5,1 Milliarden Euro. RWE machte damit einen großen Schritt beim Abbau der hohen Verschuldung. Die Nettoschulden lagen Ende 2015 mit 25,1 Milliarden Euro um rund 5,8 Milliarden 145

Euro niedriger als noch ein Jahr zuvor. Im Wesentlichen lag das am Verkauf der Dea. Zwar verliert RWE mit dem Verkauf der Dea auch die Gewinne, die das Unternehmen regelmäßig ablieferte. Vor zwei Jahren hatte die Tochtergesellschaft noch fast ein Zehntel des Betriebsergebnisses erzielt und eine Rendite auf das eingesetzte Kapital 150

(Roce) von 15,7 Prozent erreicht. Allerdings haben sich die Bedingungen im Ölgeschäft und damit auch die Aussichten für Dea seither radikal verschlechtert. Der Verkauf war deshalb bestens getimt. Als RWE und Letter One im März 2014 den Kaufvertrag abschlossen, kostete ein Barrel Öl noch mehr als 100 Dollar. Als der Verkauf vollzogen wurde, war der Preis schon auf unter 70 Dollar gestürzt und aktuell 155

schwankt er um 40 Dollar. Zudem war das Geschäft von Dea auch sehr kapitalintensiv. Die Kapitalkosten lagen damals bei 12,75 Prozent. Die klamme RWE AG hätte die anstehenden Investitionen in neue Felder kaum finanzieren können. Dabei musste Konzernchef Peter Terium lange um den Verkauf bangen. Seine Pläne 160

wurden durch die Spannungen zwischen Europa und Russland wegen der Ukraine-Krise gefährdet. Hinter Letter One steht schließlich der russische Oligarch Michail Fridman. Insbesondere in Großbritannien, wo Dea viel Gas förderte, stieß der Deal deswegen auf Kritik. Die britische Regierung drohte mit einem Veto. Beim Verkauf verpflichtete sich RWE deshalb auch, die britischen Aktivitäten wieder 165

zurückzunehmen, sollte Dea innerhalb eines Jahres von Sanktionen betroffen sein. Die Regelung ist aber inzwischen gegenstandslos, weil Dea die britischen Aktivitäten im Dezember 2015 an die Chemiegruppe Ineos aus der Schweiz verkauft hat. juf. Schwäche 1: Konfliktträchtige Aktionärsstruktur 170

Seit die Rheinisch-Westfälische Elektrizitätswerk AG im Jahr 1898 gegründet wurde, bestimmen die Kommunen und Landkreise an Rhein und Ruhr die Geschicke des Unternehmens mit. Schon in den ersten Jahren übernahmen sie Anteile, und noch heute halten die Kommunen 24 Prozent der RWE AG. Gleichzeitig sitzen sie im Aufsichtsrat - aktuell mit vier Vertretern. 175

Die enge Partnerschaft mit den Kommunen hat für RWE traditionell viele Vorteile. Der Konzern ist wie kein zweiter in der Region verwurzelt, und die Kommunen sind nicht nur Aktionäre, sondern auch Kunden und Partner. RWE hat in vielen Gemeinden und Städten die Konzession, die den Betrieb der Netze gestatten, beliefert Stadtwerke 180

und ist an vielen selbst beteiligt. Die Kommunen sehen sich mit ihrer Beteiligung als Schutz gegen feindliche Übernahmen.Die einzigartige Aktionärsstruktur sorgte in der Vergangenheit aber auch immer wieder für Konflikte mit dem Management. Die kommunalen Vertreter pochten im Aufsichtsrat auf Standortinteressen und verbündeten sich dabei hin und wieder mit der Arbeitnehmerseite. 185


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In den vergangenen Monaten ist der Streit wieder eskaliert. Vor allem die Streichung der Dividende war für die Kommunen ein regelrechter Schock. Viele hatten zwar mit einer Kürzung gerechnet, nicht aber mit einem Totalausfall. Für die Kämmerer ist das ein echtes Problem. In den ohnehin klammen Haushalten hatten sie die Dividenden 190

fest eingeplant. Verglichen mit dem vergangenen Jahr, müssen die kommunalen Aktionäre auf rund 150 Millionen Euro verzichten. Die Aufspaltung des Konzerns tragen die Kommunen zwar prinzipiell mit, sie fürchten aber um ihren Einfluss. Die RWE AG, deren Aktien sie halten, ist schließlich nur noch am Problembereich, den konventionellen Kraftwerken, und dem Großhandel direkt beteiligt. Das attraktive 195

Zukunftsgeschäft wird abgespalten. Die Kommunen fordern deshalb auch eine Vertretung im Aufsichtsrat der neuen Gesellschaft. RWE-Chef Peter Terium lehnt das zwar strikt ab. Doch die kommunalen Aktionäre wollen den Druck offenbar noch verstärken. So haben sie in den vergangenen Wochen geprüft, Terium in der Hauptversammlung die Entlastung zu verweigern. juf. 200

Schwäche 2: Hoher Braunkohle-Anteil Sie war Jahrzehnte lang die große Stärke der RWE AG: Die Braunkohleförderung im rheinischen Revier. Der Konzern konnte den Energieträger im Versorgungsgebiet selbst fördern und in den benachbarten Braunkohlekraftwerken günstig verfeuern. 205

Braunkohlekraftwerke sind so günstig wie sonst nur Atomkraftwerke. In beiden Kraftwerken liegen die Grenzkosten, also die Preise, ab denen sich die Produktion lohnt, im Schnitt bei 20 bis 25 Euro je Megawattstunde. Bei Steinkohle reicht die Spanne von 25 bis 35 Euro und bei Gas sogar von 45 bis 55 Euro. Im vergangenen Jahr produzierte RWE mit seinen Braunkohlekraftwerken 37 Prozent seines Stromes - 210

so viel wie mit keinem anderen Energieträger. Bei den aktuellen Strompreisen von knapp über 22 Euro je Megawattstunde rechnen sich aber selbst Braunkohlekraftwerke kaum noch. Und auch die letzten Margen könnten schnell aufgezehrt sein, wenn endlich - wie von der Politik gewünscht - der 215

Emissionshandel anzieht. Aktuell dümpeln die Preise für Zertifikate, die ein Stromproduzent für den Ausstoß einer Tonne CO 2 vorweisen muss, bei kaum mehr als fünf Euro. Spätestens seitdem auf dem Weltklimagipfel in Paris eine Verschärfung des Klimaschutzes beschlossen wurde ist die EU-Kommission entschlossen, CO 2 - Zertifikate zu verteuern. Bei der Verstromung mit Braunkohle fällt so viel CO 2 an 220

wie mit keinem anderen Energieträger. RWE stößt deshalb so viel CO 2 aus wie kein zweites Unternehmen in Europa. Im vergangenen Jahr waren es 150,8 Millionen Tonnen. Das waren zwar fast fünf Millionen Tonnen weniger als vor einem Jahr, für 144 Millionen Tonnen musste RWE aber Zertifikate kaufen. Bei einem Preis je Tonne von fünf Euro sind 720 Millionen Euro fällig. Steigt der Preis auf 20 Euro - was 225

Experten fordern - wären es 2,9 Milliarden Euro. Gleichzeitig steigt der Druck, die Braunkohleförderung schneller zurückzufahren als bisher genehmigt. Nach der Kernenergie steht nun die Braunkohle im Fokus der Umweltschützer. Sie fordern einen zügigen Ausstieg. Je schneller RWE die Tagebau-Flächen rekultivieren muss, desto teurer wird es für den Energiekonzern. juf 230

Vorstandsvorsitzender der RWE AG Quelle: Flauger, J., Handelsblatt, Nr. 075, 19.04.2016, 18


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RWE findet Langeweile attraktiv Die neue Tochter wirbt mit dem Netzgeschäft um Investoren. Das liefert solide Gewinne, läuft aber nicht überall rund. 5

Es ist nicht lang her, da empfanden die Energieriesen die Strom- und Gasnetze nur noch als Last. Während sie mit den großen Kraftwerken üppige zweistellige Renditen erwirtschafteten, mussten sie im Netzgeschäft mit den Regulierungsbehörden um jedes Prozent feilschen. Auf dem Heimatmarkt achtet die Bundesnetzagentur penibel darauf, dass auch Konkurrenten zu fairen Preisen Zugang zu den Leitungen haben. In 10

den anderen Märkten ist die Aufsicht nicht weniger streng. Die Energiekonzerne zogen die logische Konsequenz und stellten reihenweise Netzgesellschaften zum Verkauf. RWE veräußerte 75 Prozent am deutschen Höchstspannungsnetz und das Ferngasnetz - also jeweils den überregionalen Transport. 15

Mit dem dramatischen Margenverfall in der Stromproduktion haben sich die Verhältnisse radikal geändert. De Renditen, die die Regulierungsbehörden gestatten, sind zwar nicht üppig - aber immerhin verlässlich. Und auch die Margen, die RWE im Vertrieb verbucht, helfen, die Bilanz zu retten. Während die Rendite auf das eingesetzte Kapital (Roce) in der konventionellen Stromerzeugung im vergangenen 20

Jahr nur noch bei 2,9 Prozent lag und damit deutlich unter den Kapitalkosten von 9,25 Prozent, erzielte RWE auf dem Heimatmarkt in der Sparte Vertrieb Verteilnetze eine stolze Marge von 11,1 Prozent - bei Kapitalkosten von 7,75 Prozent. Noch besser sieht es in Ost- und Südosteuropa aus. Dort erreichte RWE bei identischen Kapitalkosten eine Rendite von 20 Prozent. 25

Plötzlich gelten das langweilige regulierte Netz- und das umkämpfte Vertriebsgeschäft als „sexy“. Sie sind jedenfalls die Hauptargumente, mit denen Peter Terium Investoren für die neue „grüne“Tochtergesellschaft anlocken will: „Das regulierte Geschäft bietet ein hohes Maß an Sicherheit - und genau das suchen die 30

Anleger derzeit“, sagte der RWE-Chef im Interview mit dem Handelsblatt. „Eine angemessene Rendite auf die NewCo-Aktie ist doch besser als Strafzinsen auf dem Sparbuch.“ RWE mag zwar einzelne Netzgesellschaften verkauft haben, der Konzern betreibt 35

aber insbesondere in Deutschland noch ein weitverzweigtes regionales Verteilnetz. Das Unternehmen besitzt hier Stromleitungen mit einer Länge von 330 000 Kilometern - etwa ein Fünftel des gesamten deutschen Netzes. Dazu kommen Gasleitungen von knapp 50 000 Kilometern - fast ein Zehntel des deutschen Gasnetzes. Europaweit hat RWE 16,4 Millionen Stromkunden und sieben Millionen 40

Gaskunden. Bei Strom sieht sich RWE in Deutschland und den Niederlanden als Marktführer und im umkämpften britischen Markt auf Position drei.


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In Großbritannien muss RWE aber erleben, dass auch der Vertrieb kein Selbstläufer 45

ist. Dort ist die Tochter N-Power durch Missmanagement in Turbulenzen geraten. Probleme mit Abrechnung und Service haben Kunden verprellt und hohe Kosten verursacht. Beim Betriebsergebnis stand zum Jahresende ein Fehlbetrag von 137 Millionen Euro. Im Jahr zuvor war es noch ein Gewinn von 227 Millionen Euro. Der Roce von 9,5 Prozent, den N-Power 2014, noch geliefert hatte, schmolz komplett ab. 50

Der britische Vertrieb war 2015 der einzige Bereich mit einer negativen Kapitalrendite von 5,9 Prozent. Nicht ganz so schlimm sieht es in Belgien und den Niederlanden aus, aber auch dort laufen die Geschäfte nicht wie gewünscht. Die Tochter lieferte einen Roce von 8,0 55

Prozent ab - und verfehlte damit knapp die Kapitalkosten von 8,25 Prozent. Ende des Jahres will sich Terium komplett auf die Führung des neuen Unternehmens konzentrieren. Auch auf ihn wartet viel Arbeit. Jürgen Flauger. 60

Quelle: Flauger, J., Handelsblatt, Nr. 075, 19.04.2016, 20


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Banger Blick aufs Ölkartell Die Hoffnung auf eine gebremste Ölproduktion hat den Preis des Rohstoffs zuletzt nach oben getrieben. Doch das Treffen der Opec-Länder könnte den Aufwärtstrend stoppen. 5

Unter der prachtvollen Jugendstil-Glasdecke im Salon „Sandoz“ des Lausanner Luxushotels Beau Rivage reichten die Sitzplätze nicht aus. Denn es kommt nicht oft vor, dass Igor Setschin, Chef des russischen Ölkonzerns Rosneft, sich öffentlich zum Ölpreis äußert. Doch an diesem Dienstag tut er genau das auf einer Rohstofftagung 10

der „Financial Times“ - wenn auch zurückhaltend. „Der Ölpreis kann nicht lange auf dem aktuellen Niveau verharren, denn er ist zu tief, als dass die Ölförderer ihre Kosten decken könnten“, erklärte er. Der Rosneft-Chef rechnet damit, dass das Überangebot binnen zwei Jahren verschwindet. 15

Der seit Mitte 2014 von über 110 Dollar auf rund 40 Dollar abgestürzte Ölpreis setzt einer Reihe von Staaten zu. Sie sehnen sich nach einem Anstieg. Für das zerstrittene Ölkartell Opec geht es um noch viel mehr. Können sich seine Mitglieder nicht auf eine Begrenzung der Fördermenge einigen, bedeutet das einen weiteren Machtverlust für die Opec, die jahrzehntelang den Markt dominiert hat. Ein bevorstehendes Treffen 20

der Wiener Organisation mit Russland an diesem Sonntag in Doha hat in den vergangenen Wochen zwar wieder Hoffnung aufkeimen und den Ölpreis recht kräftig nach oben schießen lassen. Doch mittlerweile überwiegt schon wieder die Skepsis im Markt. Das liegt nicht zuletzt an den Fundamentaldaten. Staaten wie der Irak oder Russland fördern auf Rekordniveau und haben die Produktion zuletzt sogar 25

ausgeweitet. Für Staaten wie Russland spitzt sich die Lage immer mehr zu. Wegen des klaffenden Haushaltsdefizits will sich das Land von 19,5 Prozent der Rosneft-Anteile trennen. Der Kreml will einen möglichst hohen Preis erzielen. Doch das wird schwer - 30

einerseits wegen des niedrigen Ölpreises, andererseits wegen der dringenden Bitte von Rosneft-Chef Setschin, keine weiteren Anteile an BP zu veräußern, damit die Briten keine Sperrminorität bekommen. Bisher hält BP 19,75 Prozent an Rosneft. Einen ähnlichen Stunt plant Saudi-Arabien mit dem Börsengang seines Staatskonzerns Saudi Aramco. Erst am Dienstag hat die Ratingagentur Fitch sein Rating für das Land auf 35

AA- und den Ausblick auf „negativ“ gesenkt. Grund ist das 98 Milliarden Dollar schwere Haushaltsdefizit. Mit einer Einigung in Doha, so die Hoffnung, könnte der Ölpreis endlich nachhaltig steigen und damit die klammen Staaten entlasten. Doch einen Durchbruch erwartet 40

kaum jemand. „Ein reines Festschreiben der Produktion wäre keine Überraschung. Denn im Moment rechnet niemand damit, dass die Saudis in diesem Jahr die Förderung noch ausweiten“, sagt Steffen Bukold, Energieexperte des Hamburger Forschungs- und Beratungsbüros Energycomment. „Iran und Libyen werden mit sehr, sehr hoher Wahrscheinlichkeit nicht mitmachen“, erklärt der Energieanalyst der 45

Raiffeisen Bank International, Hannes Loacker.


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Derzeit präsentiert sich die Organisation Erdöl fördernder Staaten alles andere als geeint. Einige Mitglieder misstrauen Saudi-Arabien, dem größten Förderer innerhalb der Opec. Die Befürchtung: Riad geht es vor allem um die weitere Schwächung der 50

iranischen und russischen Wirtschaft, um nach wie vor die Rolle einer Hegemonialmacht im Nahen Osten spielen zu können. „Saudi-Arabien könnte den Ölhahn auch noch weiter aufdrehen, wenn eine Einigung auf eine Obergrenze ausbleiben sollte. Die Motive dafür könnten politisch motiviert oder wirtschaftlich getrieben sein“, spekuliert Raiffeisen-Rohstoff-Experte Loacker. 55

Indes ist unklar, ob Irans Ölminister am Sonntag persönlich nach Doha kommt - oder nur einen Stellvertreter schickt. „Iran wird seine Linie durchziehen und die Produktion wie geplant ausweiten. Das wird mittlerweile auch in der Opec akzeptiert“, ist sich Experte Bukold sicher. Das kürzlich erst langjährigen Wirtschaftssanktionen 60

entronnene Land fördert derzeit 3,2 Millionen Barrel (159 Liter) und will die Produktion um weitere 800 000 Barrel ausweiten. Damit wird der Druck auf den Markt weiter steigen. Laut ihrem am Mittwoch veröffentlichten Monatsbericht erwartet die Opec einen Anstieg der globalen 65

Nachfrage im laufenden Jahr um 1,2 Millionen Barrel pro Tag. Das liegt um etwa 50 000 unter vorherigen Prognosen. Die Zurückhaltung ist in erster Linie dem langsameren Wachstum in China und Lateinamerika geschuldet. Die Opec schätzt, dass bei einer weltweiten Nachfrage von knapp 93 Millionen Fass pro Tag 31,5 Millionen aus ihrer Förderung gebraucht werden. Das Problem: Die Mitgliedstaaten 70

der Organisation produzieren aktuell 32,25 Millionen Fass. Einen rasch steigenden Ölpreis sieht auch der russische Wirtschaftsminister, Alexej Uljukajew, nicht: „Ich glaube, dass er zwar kurzfristig etwas anzieht, auf 40 bis 50 Dollar. Aber danach wird er nicht weiter steigen“, sagte er dem Handelsblatt. So werde etwa die Nachfrage aus China und anderen Schwellenländern niedriger bleiben als früher, weil sie ihre 75

Wirtschaft auf Dienstleistungen umbauen. „Dazu kommt das Wachstum der erneuerbaren Energien.“ Rohstoffhändler hingegen glauben mittelfristig an eine Ausbalancierung des Markts. „Die Frage ist nicht, ob dieser Ausgleich stattfindet, sondern wann. In diesem 80

Anpassungsprozess wird der Preis aber stark schwanken“, sagte Torbjörn Törnqvist, Vorstandschef des Genfer Ölhändlers Gunvor auf dem Branchentreff in Lausanne. Seiner Ansicht nach würde der Anpassungsprozess noch „einige Zeit“ in Anspruch nehmen. Alex Beard, Chefölhändler bei Glencore, und Trafigura-Chef Jeremy Weir rechnen bereits für die zweite Jahreshälfte damit, dass sich Angebot und Nachfrage 85

ausgleichen werden. Beard schränkte zugleich ein: Noch würden riesige Lager auf dem Markt lasten. „Um eine durchgreifende Preisrally zu bekommen, müssen diese erst abgearbeitet werden“, sagte er. Um die Ausbalancierung voranzutreiben, bräuchte es statt der nun diskutierten Deckelung der Fördergrenze vielmehr eine Kürzung. Doch die steht nicht zur Debatte. Auf die Frage nach einer möglichen Kürzung blaffte 90

der saudische Ölminister Ali al-Naimi einen saudischen Reporter an: „Vergessen Sie das Thema.“


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Erst vor wenigen Tagen hatte der stellvertretende Kronprinz von Saudi-Arabien gesagt, dass sein Land zum Einfrieren der Ölproduktion nur dann bereit sei, wenn sich 95

auch Iran - als traditioneller Gegenspieler der Saudis in der Opec - beteiligt. Selbst wenn es zu einer Einigung am Sonntag in Doha kommt, bleibt der Ölpreis eine Variable mit vielen Unbekannten. Nicht nur Iran gilt als unberechenbar. Auch Libyen, Irak, Kanada oder Brasilien könnten ihre Förderung ausweiten. Das größte 100

Fragezeichen steht aber hinter den USA. Die immer wieder von Experten totgesagte Schieferölproduktion hat sich erstaunlich gut gehalten. Nach Schätzungen der amerikanischen Energiebehörde zur Schieferölproduktion soll im Mai die Förderung lediglich um 114 000 Fass auf 4,84 Millionen Barrel pro Tag sinken. Noch ist der Trend rückläufig. „Bei Preisen oberhalb von 50 Dollar könnte sich dies allerdings 105

ändern“, kommentiert der Rohstoff-Analyst Carsten Fritsch von der Commerzbank. Quelle: Siebenhaar, H.-P./Alich, H./Brüggmann, M./Streit, M., Handelsblatt, Nr. 072, 14.04.2016, 26


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Saudi-Arabien: Große Pläne, leere Kasse Das Öl-Land soll modernisiert werden - doch im Haushalt klafft eine Lücke. Einen 23 Milliarden Dollar schweren Deal konnte Saudi-Arabien gerade abschließen: 5

Fünf Jahre lang wird das ölreiche Königreich an Ägypten 700 000 Tonnen Ölprodukte pro Monat liefern. Positive Nachrichten wie diese braucht das Land derzeit händeringend. Denn sonst gibt es fast nur Rückschläge zu vermelden: So hat inmitten der angelaufenen Welle großer Kreditaufnahmen die Ratingagentur Fitch die Bonität Saudi-Arabiens herabgesetzt und glaubt offenbar auch nicht an schnelle Besserung: 10

Der Ausblick wurde auf „negativ“ gesetzt. Der Grund dafür ist im saudischen Haushalt zu finden: Wegen des stark gefallenen Ölpreises klaffte nach Jahren großer Überschüsse 2015 ein Loch von 14,8 Prozent des Bruttoinlandprodukts. Und, so die Fitch-Analysten, dies werde sich in diesem Jahr 15

kaum ändern. Das Wirtschaftswachstum - 2015 noch 3,4 Prozent - werde sich dieses Jahr auf 1,5 Prozent verlangsamen. Um den im Zuge des „arabischen Frühlings“ angeschobenen gigantischen Ausbau der Infrastruktur in einem Umfang von fast einer Billion Dollar finanzieren zu können, hat das Königreich bereits begonnen, Milliarden bei heimischen Banken aufzunehmen. Außerdem plant es große Anleihe-Emissionen 20

an den internationalen Finanzmärkten. Der Grund: Der neue König Salman hat als einziger Herrscher eines arabischen Petrostaats eine große und junge Bevölkerung von 30 Millionen Menschen zu versorgen. Viele davon suchen Jobs. Zwar produziert Saudi Aramco, der weltgrößte 25

Ölförderer, nach Angaben eines hochrangigen saudischen Offiziellen, „auch bei einem Ölpreis von zehn Dollar profitabel“. Für einen ausgeglichenen Haushalt benötigt Riad allerdings Einnahmen von ungefähr 96 Dollar pro Fass Rohöl (159 Liter). Die Öleinnahmen machen laut der Ratingagentur Standard & Poor's (S & P) 2015 nur 30

noch 28 Prozent des Bruttoinlandsprodukts aus, im Jahr zuvor waren es noch 42 Prozent. S & P bewertet die Lage Saudi-Arabiens zwar etwas positiver als Konkurrent Fitch, sieht aber „genauso Risiken wie Chancen“: Wachstumspotenzial durch Reformen, aber auch eine Verschärfung der Haushaltslage oder noch mehr regionale politische Instabilität. 35

Derweil plant Vizekronprinz Mohammed Bin Salman den großen Umbau des Königreichs am Golf: Tiefgreifende Reformen sind angestrebt, sogar ein erster kleiner Börsengang mit etwa fünf Prozent der Aktien von Saudi Aramco und der geplante Aufbau des mit zwei Billionen Dollar gefüllten größten Staatsfonds der Welt - für die 40

Zeit nach der Öl-Ära. Die Privatisierung von 146 Staatsfirmen ist bereits beschlossene Sache. Auch die Unternehmensberatung McKinsey sieht für Riad die Chance, mit Hilfe konsequenter Reformen bis 2030 die Wirtschaftskraft zu verdoppeln.In Saudi-Arabien liege die Chance in der „kompletten Neuordnung der Wirtschaft“, sagte Fahd Al-Rasheed, Managing Director der King Abdullah Economic City bei Dschidda, dem 45

Handelsblatt. Der drastische Abbau von Subventionen, die Diversifizierung der Ökonomie weg von der Ölabhängigkeit und eine Privatisierungswelle führten „zu einem deutlich gestiegenen globalen Interesse an Saudi-Arabien“.


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Dabei tobt ein Preiskampf mit dem Rivalen Iran: National Iranian Oil Company (NIOC) verkauft gerade seine Ölsorte Forozan Blend nach Asien deutlich unter dem 50

Preis, den der weltgrößte Ölförderer Saudi Aramco für sein Arab Medium verlangt. Während Riad mittlerweile für eine Preisstabilisierung zur Fördermengenbegrenzung bereit scheint, verkündet Irans Ölminister Bijan Namdar Zanganeh: „Wir werden bis Ende 2017 vier Millionen Barrel täglich produzieren.“ Das sei Irans „gutes Recht“. Denn die Sanktionen hätten zum Einbruch der Förderung von 3,9 auf 2,7 Millionen 55

Fass Rohöl täglich geführt. Im Februar und März hat der zweitgrößte Opec-Förderstaat seine Produktion bereits um 0,3 auf 3,2 Millionen Barrel am Tag erhöhen können. Iran und Saudi-Arabien liefern sich einen heftigen Machtkampf um die Vorherrschaft in der in Schiiten und 60

Sunniten gespaltenen islamischen Welt. Quelle: Brüggmann, M., Handelsblatt, Nr. 072, 14.04.2016, 27


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Hartes Ringen um den Ölpreis Mächtige Produzenten verhandeln in Doha, um eine weitere Verbilligung des Rohstoffs zu verhindern. 5

So viel Aufmerksamkeit hat das Ölkartell Opec schon lange nicht mehr auf sich gezogen. Mit Spannung hat die gesamte Finanzwelt das Treffen wichtiger Opec-Mitglieder mit anderen Öl-Förderländern am gestrigen Sonntag im katarischen Doha verfolgt. Bis Redaktionsschluss konnten sich die Länder nicht auf eine gemeinsame Linie einigen. Das liegt auch daran, dass ein wichtiger Ölproduzent dem Treffen 10

ferngeblieben ist: das Opec-Land Iran. Diese Gemengelage dürfte den Ölpreis nicht gerade stützen. Insgesamt 16 ölfördernde Staaten, darunter Schwergewichte wie das Opec-Land Saudi-Arabien und Nichtmitglied Russland, haben sich in Doha getroffen - um den 15

Rückgang des Rohölpreises endlich zu stoppen, unter dem die Ölproduzenten seit 2014 leiden. Vor allem die Saudis sollen aber die Latte für eine Einigung immer höher gelegt haben, sagen Informierte. Der Streit offenbart, wie tief gespalten die Opec ist. „Schon seit Monaten ist die Opec zerstritten“, betont Eugen Weinberg, Chef des 20

Rohstoffresearchs der Commerzbank. „Es ist ein fehlgeschlagenes Kartell.“ Alle wollten zwar höhere Preise, aber keiner sei bereit, etwas dafür zu tun. Um die Preise stabilisieren zu können, hätten alle 13 Mitglieder der Organisation Erdöl exportierender Länder, Opec, an einem Strang ziehen müssen. 25

Seit fast zwei Jahren steht der Rohölpreis weltweit unter Druck. In Europa hat sich Öl der Nordseesorte Brent von rund 115 Dollar je Barrel (159 Liter) um rund zwei Drittel verbilligt auf gut 40 Dollar. Zeitweise rutschte der Preis sogar unter 30 Dollar - auf den tiefsten Stand seit mehr als sechs Jahren. Doch vor dem Treffen in Doha war Hoffnung auf eine Drosselung der Produktion geweckt worden. Spekulationen trieben 30

den Preis um acht Dollar. Schon im Februar hatten sich wichtige Ölproduzenten wie Saudi-Arabien, Venezuela und Russland darauf verständigt, die Ölförderung auf dem Niveau vom Januar einzufrieren. Allerdings machte vor allem Saudi-Arabien, der weltweit größte 35

Ölexporteur, den Beschluss davon abhängig, dass sich weitere Exporteure anschließen würden. Das schmälert den Wert eines Abkommens von vornherein. Die Saudis zielen damit insbesondere auf den Erzrivalen Iran. Kronprinz Mohammed bin Salman, offizieller Vertreter der Saudis in Doha, hatte betont, dass sein Land die 40

Förderung nur dann deckeln werde, wenn alle großen Länder mitzögen, auch Iran. Saudi Arabien als weltgrößter Ölproduzent könne sein Volumen bei 10,3 bis 10,4 Millionen Barrel pro Tag einfrieren. Zugleich drohte der Kronprinz aber, dass das Königreich die Kapazität auch schnell bis auf 11,5 Millionen Barrel pro Tag hochfahren könne: „Ich sage nicht, dass wir mehr produzieren sollten, aber wir 45

könnten mehr produzieren.“


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„Schon dass Iran nicht dabei ist, lässt tief blicken“, erklärt Frank Schallenberger, Chef des Rohstoffresearchs der Landesbank Baden-Württemberg. Er hält eine Annäherung zwischen den Saudis und Iran für nahezu ausgeschlossen. Iran hatte von vornherein 50

eine Deckelung der Produktion abgelehnt, da es von der Aufhebung der Sanktionen nach dem Atomabkommen profitieren wolle. Das Land fördert täglich immer noch eine Million Barrel Öl weniger als vor den Sanktionen. Den Ausfall der iranischen Förderung hatten vor allem die Saudis aufgefangen. 55

Diskrepanzen in der Opec sind nicht neu. Schon in der Vergangenheit wollten Länder wie Venezuela, Iran oder Irak vor allem ihre Staatskassen durch möglichst hohe Mineralöleinnahmen auffüllen. Die Saudis hatten dagegen eine gemäßigtere Haltung vertreten. Dahinter steckte die Sorge, dass zu hohe Preise die Nachfrage bremsen könnten. Wegen des Preisverfalls stehen aber inzwischen alle Länder unter Druck. 60

Zumindest kurzfristig dürften also die Ölpreise niedrig bleiben. „Das Überangebot von etwa 1,5 Millionen Barrel am Tag bleibt bestehen“, sagt Stratege Schallenberger, „zumal die Saudis ihr Ziel, die amerikanische Schieferölförderung zu verdrängen, nicht erreicht haben.“ Saudi-Arabien hatte die Produktion stetig erhöht, um die US-65

Schieferölförderer unrentabel zu machen. Strategen rechnen daher mit einem Rückgang des Ölpreises unter 40 Dollar. Bis Ende 2016 hält aber Weinberg wieder gut 50 Dollar für möglich. Quelle: Palm, R., Handelsblatt, Nr. 074, 18.04.2016, 28 70


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Opec: Chaos mit Ansage Das zerstrittene Ölkartell kann sich nicht auf eine Deckelung der Produktion einigen. Der Verhandlungsmarathon brachte kein Ergebnis und wurde zur großen 5

Enttäuschung. Auch nach stundenlangen Diskussionen konnten sich die Ölförderländer im katarischen Doha nicht auf eine Begrenzung der Ölförderung einigen. Saudi-Arabien pochte darauf, dass auch Iran einen Kompromiss unterschreibt. Doch dessen Vertreter reisten erst gar nicht an. So mussten 16 Ölminister der Organisation Erdöl exportierender Staaten (Opec) und Vertreter einiger 10

Nicht-Opec-Länder wie Russland am Sonntag unverrichteter Dinge wieder heimfliegen - ohne die erhoffte Lösung im Gepäck. Die Rohstoffmärkte reagierten zunächst geschockt. Der Preis für ein Barrel (159 Liter) der Sorte Brentöl rauschte am frühen Montag um bis zu sieben Prozent oder drei 15

Dollar nach unten. Im Verlauf stabilisierte er sich bei 40 Dollar und kletterte am Abend wieder über die Marke von 42 Dollar. Vor dem Treffen hatten viele Händler auf einen Kompromiss gesetzt und den Preis je Fass um acht Dollar nach oben getrieben. 20

Was bedeutet die geplatzte Konferenz für die Opec? „Das Scheitern ist nicht gut für die Glaubwürdigkeit der Ölproduzenten“, sagt Christof Rühl, Chef der Research-Abteilung der Abu Dhabi Investment Authority (ADIA), einem der größten Staatsfonds der Welt, dem Handelsblatt. Bereits vor dem Treffen hatte der Ölhistoriker und Vizepräsident des Energieberatungsunternehmens IHS, 25

Daniel Yergin, das Ende der Opec als wirtschaftliche Weltmacht angekündigt. Er sollte recht behalten. Die Opec ist zerstritten. Das gilt besonders für die völlig zerstrittenen Länder Saudi-Arabien und Iran. „Die Fronten scheinen verhärtet“, sagt Rühl, der bis Mitte 2014 Chefvolkswirt des britischen Ölkonzerns BP war. Ohnehin pocht Iran darauf, nach dem Ende der Sanktionen durch den Westen in diesem Jahr 30

seine Ölförderquote wieder zu steigern. Dies war allen Teilnehmern bekannt. „Saudi-Arabien hat somit eine Einigung bewusst torpediert und ein Scheitern billigend in Kauf genommen“, sagt Eugen Weinberg, Chef-Rohstoffanalyst der Commerzbank. Das Scheitern in Doha bezeichnet er als „Fiasko“. 35

Was bedeutet das Scheitern für die Staatshaushalte? In der Opec rumort es nicht nur zwischen Saudi-Arabien und Iran. „Venezuela und Nigeria befinden sich in einer Krise“, sagt Per Magnus Nysveen, Seniorpartner der norwegischen Ölberatungsfirma Rystad, dem Handelsblatt. Die Länder sind stark von den Öleinnahmen abhängig - und drängen auf eine Begrenzung des Angebots, um den 40

Preis zu treiben. Aktuell übersteigen ihre Produktionskosten den Marktpreis. Venezuela etwa benötigt 110 bis 120 Dollar je Barrel, um seinen Staatshaushalt auszugleichen. „Hinzu kommt, dass diese Staaten kaum Vermögenswerte haben, um die anhaltende Baisse abzufedern“, sagt Josef Auer, Analyst der Deutschen Bank.


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Wie geht es jetzt weiter? 45

Der Oman, das größte Nicht-Opec-Förderland am Persischen Golf, bietet im Konflikt zwischen Iran und Saudi-Arabien seine Vermittlungsdienste an. „Wir müssen schauen, was gut für uns alle ist“, sagte der omanische Öl- und Gasminister Mohammed Al Rumhy der Nachrichtenagentur Bloomberg. Das Angebot ist alles andere als uneigennützig: Nach Berechnungen der Deutschen Bank braucht der 50

Golfstaat einen Ölpreis von knapp 90 Dollar für einen ausgeglichenen Haushalt. Wie wahrscheinlich ist eine spätere Einigung? Russland hat bereits angekündigt, weiter mit Saudi-Arabien verhandeln zu wollen. Seit Februar dieses Jahres kommen immer wieder Gerüchte über mögliche 55

Fördergrenzen auf. Passiert ist nichts. Allein Russland fördert so viel wie seit Zeiten der Sowjetunion nicht mehr. Das nächste Opec-Treffen findet im Juni statt. Eine vorherige Einigung gilt als unwahrscheinlich. „Selbst wenn es dann zu einer Begrenzung kommen sollte, wird das kaum einen Effekt haben“, sagt Rystad-Partner Nysveen. Schon Ende des Jahres könnten sich Angebot und Nachfrage 60

ausbalancieren, schätzt er. Von großen Mitgliedern wie Saudi-Arabien oder den Vereinigten Arabischen Emiraten einmal abgesehen könne die Opec ohnehin kaum noch ihre Förderung steigern. „Selbst bei Russland, das erst im März mit 10,9 Millionen Barrel pro Tag einen neuen Förderrekord meldete, flacht die Steigerungskurve ab“, erklärt Nysveen. 65

Was heißt das für die Verbraucher? In der Theorie anhaltend billiges Öl. In der Praxis wird diese Hoffnung den Verbrauchern im Moment aber durch Streiks von Ölarbeitern in Kuwait genommen: Sie sorgen für einen erheblichen Rückgang der Förderung. Nach Schätzungen eines 70

Sprechers der Kuwait Oil Company fiel die Produktion von täglich 2,8 Millionen auf 1,1 Millionen Barrel. Das dürfte den Einbruch des Ölpreises bereits direkt nach dem Scheitern der Gespräche zusätzlich gemildert haben. Ein großer Preisrückgang an den Tankstellen ist deshalb kaum zu erwarten. Mittelfristig erwarten Experten sogar anziehende Preise. „Es gibt deutliche Signale, dass der Boden erreicht worden ist“, 75

sagte Energieexperte Rühl. Mit seiner Einschätzung steht er nicht allein da. „Bis Ende dieses Jahres könnte der Preis wieder auf 50 Dollar steigen. 2018 könnte es bis auf 70 Dollar nach oben gehen“, erwartet etwa Deutsche-Bank-Analyst Auer. Quelle: Streit, M./Palm, R., Handelsblatt, Nr. 075, 19.04.2016, 3480


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Förderländer: Milliarden-Einbußen für die Königskinder Die Golfstaaten stehen vor gewaltigen Haushaltslöchern. Ratingagenturen senken ihre Bonitätsbewertung deutlich. 5

Zu einem kleinen Schnitt bei der globalen Ölförderung kam es am Montag nach der gescheiterten Sitzung des Opec-Ölkartells über eine Produktions-Mengenbegrenzung doch noch: Kuwait fuhr seine Förderung von den normalen drei Millionen Barrel pro Tag auf 1,1 Millionen Fass herunter. Aber nicht, um doch noch eine gemeinsame Lösung für den Konflikt zu finden - sondern, weil ein Großteil der kuwaitischen 10

Ölarbeiter in einen Streik getreten ist aus Protest gegen geplante Kürzungen bei Staatsfirmen und im öffentlichen Dienst. Dazu ist Kuwait wie die meisten Golf-Staaten gezwungen wegen des massiven Wegbrechens der Staatseinnahmen infolge des eingebrochenen Ölpreises. Zudem haben die Regenten dort und in den Vereinigten Arabischen Emiraten, in Saudi-Arabien und anderen Staaten bereits die massiven 15

Benzin-, Wasser- und Stromsubventionen gekürzt. Das führte zu negativen Reaktionen in der Bevölkerung. Hinzu kamen Enttäuschungen über großen Arbeitsplatzabbau erstmals seit vielen Jahren und Lohnkürzungen. Ungeachtet der gescheiterten Ölförderbremse will Saudi-Arabien nun am 25. April 20

sein „Programm für die Zeit nach dem Öl“ vorstellen und damit den größten Umbauplan in der Geschichte des Landes. Dabei sollen 146 Staatsfirmen privatisiert werden - darunter sogar die Börse Tadawul. Saudi Aramco, der weltgrößte Ölförderer, soll teilprivatisiert und in ein Industriekonglomerat umgewandelt werden. Hinzu kommt der Aufbau des mit zwei Billionen Dollar gefüllten weltgrößten Staatsfonds. 25

„Wir wollen nicht mehr abhängig vom Ölpreis sein“, begründete Vize-Kronprinz Mohammed bin Salman den Plan. So solle das Königreich jährlich Wachstumsraten von drei bis fünf Prozent erreichen. Derzeit sieht die Lage deutlich trüber aus: 2015 kam das Land auf ein Haushaltsdefizit 30

von 98 Milliarden Dollar - 14,8 Prozent des Bruttoinlandsprodukts. Dabei war Riads Wirtschaft 2015 noch um 3,4 Prozent gewachsen. Für dieses Jahr rechnet der Internationale Währungsfonds mit nur noch 1,2 Prozent Wachstum und 1,9 Prozent 2017. Diese Lage verschärft den Druck, an internationale Finanzmärkte zu gehen und dort Anleihen zu platzieren. 35

Doch dies dürften sich Investoren teuer bezahlen lassen, da die Ratingagenturen die Bonität der meisten Golf-Staaten deutlich herabgestuft haben. Denn Analysten erwarten einen Anstieg des Haushaltsdefizits der sechs Staaten des Golf-Kooperationsrates (GCC) auf durchschnittlich 12,5 Prozent. Schlusslicht ist dabei 40

Bahrain, wo das Haushaltsloch auf 35 Prozent steigen könnte. Die Ratingagentur Moody's hat Bahrains Bonität bereits auf „Ramschniveau“ herabgesetzt.2016 und 2017 müssen die GCC-Staaten Kredite im Umfang von 94 Milliarden Dollar zurückzahlen oder refinanzieren laut Analysten von HSBC. Für dieses Jahr rechnet die Ratingagentur Standard & Poor's mit Kreditaufnahmen der Golfstaaten und 45

Nordafrikas in Höhe von 134 Milliarden Dollar. Mathias Brüggmann Quelle: Brüggmann, M., Handelsblatt, Nr. 075, 19.04.2016, 34


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Der Kohle-Krimi Der tschechische Konzern EPH greift nach dem ostdeutschen Revier von Vattenfall. Es ist alles angerichtet. Am Sonntag kommt in Schweden der Aufsichtsrat von 5

Vattenfall zusammen, um über den geplanten Verkauf der Braunkohle-Aktivitäten in Ostdeutschland zu beraten. Am Montag muss dann der Aufsichtsrat der deutschen Tochter den Plänen zustimmen. Wenn sich der Energiekonzern tatsächlich für einen Verkauf entscheidet, wird dann der neue Eigentümer verkündet: Die angebotene Braunkohleförderung und mehrere Kraftwerke werden aller Wahrscheinlichkeit nach 10

von der tschechischen Energeticky aPrumyslovy Holding (EPH) übernommen. Die Beteiligten lehnen zwar einen Kommentar ab, in mit der Transaktion vertrauten Kreisen wird davon aber fest ausgegangen. Es gab ohnehin nicht viele Interessenten. Die Braunkohleförderung von Vattenfall ist die zweitgrößte in Deutschland. EPH 15

gehört bereits das drittgrößte Unternehmen, Mibrag, das ebenfalls in Ostdeutschland ansässig ist. Während in Westdeutschland, im rheinischen Revier, RWE baggert, wird der Abbau im Osten also - wenn die Aufsichtsräte zustimmen - künftig komplett EPH gehören. Noch ist der Deal nicht besiegelt - schon wird er zum Politikum. Im Hintergrund werden Zweifel gestreut, ob EPH in der Lage ist, die Braunkohle auch 20

über Jahrzehnte hinweg zu betreiben - und vor allem den absehbaren geordneten Ausstieg aus der Förderung zu gewährleisten. Die Frage werde sehr ernst genommen, erfuhr das Handelsblatt aus Kreisen der Landesregierung von Sachsen, wo neben Brandenburg ein Großteil der 25

Braunkohlefelder liegen. Die Länder haben vor allem die Interessen der rund 8 000 Mitarbeiter in teilweise strukturschwachen Regionen im Blick. Gleichzeitig pochen sie darauf, dass der neue Eigentümer den Rückbau und die Rekultivierung der fünf Kohlefelder finanzieren kann. Das Ende der Förderung ist schließlich absehbar. Wegen des Klimaschutzes dürfte die Förderung in den Jahren nach 2030 auslaufen. 30

Dafür sind Milliarden notwendig, wobei die Belastungen mit der Zeit steigen - je näher das endgültige Aus rückt. In mit der Transaktion vertrauten Kreisen wird die Summe, die über die Jahre fällig werden könnte, auf 3,5 Milliarden Euro beziffert. Vattenfall habe dafür in der Bilanz 1,5 Milliarden Euro zurückgestellt. Diese Summe 35

werden die Schweden dem Käufer überweisen müssen. Das Problem: Noch Ende 2014, als Vattenfall den Prozess gestartet hat, war davon auszugehen, dass die Aktivitäten noch einige Jahre ordentliche Gewinne abwerfen. Braunkohle ist schließlich ein vergleichsweise günstiger Energieträger. Damals 40

kostete Strom im Großhandel noch mehr als 30 Euro je Megawattstunde. In der Zwischenzeit ist der Preis im Terminmarkt der Energiebörse EEX aber abgestürzt. Für die Jahre 2017 bis 2021 kostet die Megawattstunde nur noch gut 22 Euro. Bei diesen Preisen dürften die drei Braunkohlekraftwerke, die Vattenfall mit verkauft, in die Verlustzone rutschen. 45


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Ab 2022, wenn das letzte Kernkraftwerk vom Netz geht, könnten die Preise zwar wieder anziehen. Bis dahin ist aber eine Durststrecke zu überwinden - und ob dann tatsächlich solide Erträge anfallen, bleibt abzuwarten. EPH ist wohl bereit, einen kleinen Preis für die Aktivitäten zu bezahlen. Da Vattenfall im Gegenzug die 50

Rückstellungen einbringen muss, wird es für die Schweden vermutlich so oder so ein Zuschussgeschäft werden. „Aber lieber ein Ende mit Schrecken als ein Schrecken ohne Ende“, sagt der Manager eines Konkurrenten. Je nachdem wie schlecht sich der Markt entwickle, könnte das Geld, das Vattenfall für die Rückbau-Verpflichtungen einbringe, aber durch die Defizite im laufenden Betrieb aufgezehrt werden. 55

Die Schweden hatten eine Alternative auf dem Tisch, die dieses Problem gelöst hätte: Der Stromproduzent Steag und der Finanzinvestor Macquarie hatten eine Stiftung vorgeschlagen, die die Mittel für den Rückbau gesichert hätte. Die Variante wäre für Vattenfall aber noch einmal teuer geworden: Der Konzern sollte wegen der niedrigen 60

Strompreise noch einmal 1,5 Milliarden Euro einbringen, hieß es in den mit der Transaktion vertrauten Kreisen. Weder Vattenfall noch EPH wollten sich zu der Problematik äußern. In Kreisen von Vattenfall wurde aber betont, dass der Konzern natürlich auf verbindliche Zusagen des 65

Käufers dringe. Die Politik ist aufgeschreckt. Es müsse sichergestellt sein, dass die Zusagen von Vattenfall mit Blick auf die Renaturierung der Braunkohle-Tagebaue und mit Blick auf den Erhalt von Jobs „eins zu eins“ auch für den neuen Betreiber gelten, hieß es in sächsischen Regierungskreisen. „Sollten die Rückstellungen am Ende nicht sicher zur Verfügung stehen, blieben die Lasten am Ende womöglich bei 70

den Ländern hängen. Es müssen verlässliche Vorkehrungen getroffen werden, damit das nicht passieren kann“, hieß es in den Kreisen weiter. An diesem Punkt werde man keinerlei Abstriche machen und notfalls den Finger in die Wunde legen. Quelle: Siebenhaar, H.-P./Stratmann, K./Flauger, J., Handelsblatt, Nr. 073, 15.04.2016, 2475


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Braunkohle zum Spottpreis Der Energiekonzern Vattenfall bekommt für seine Aktivitäten in Ostdeutschland nur einen symbolischen Preis. 5

Das Gebot von Greenpeace war für Vattenfall-Chef Magnus Hall eine reine Provokation. Im vergangenen Oktober mischten sich die Umweltschützer ungebeten in den Verkaufsprozess für die Braunkohlesparte des schwedischen Energiekonzerns in Ostdeutschland ein. Greenpeace bot aber nichts anderes an, als die Aktivitäten abzuwickeln - und verlangte dafür auch noch Geld. Denn wert, so Greenpeace, sei der 10

Klimakiller Nummer eins nichts mehr. Jetzt hat Hall doch noch einen Käufer gefunden, wie das Unternehmen am Montag mitteilte: Der tschechische Energiekonzern Energeticky aPrumyslovy Holding, kurz EPH, wird gemeinsam mit dem Finanzpartner PPF Investments Ltd die fünf 15

Kohlegruben in der Lausitz übernehmen und dazu noch drei Kohlekraftwerke und eine 50-Prozent-Beteiligung an einem weiteren Kraftwerk. Die finanziellen Bedingungen sind aber nicht wirklich besser als bei der Greenpeace-Offerte. Vattenfall erhält allenfalls einen symbolischen Kaufpreis - und muss eine 20

Milliardensumme einbringen, um die Verbindlichkeiten abzudecken. Die Sparte wird mit Barmitteln von 1,7 Milliarden Euro ausgestattet, wie EPH und PPF betonten. In der Bilanz von Vattenfall wird sich der Verkauf nach eigenen Angaben mit einem Verlust von bis zu drei Milliarden Euro niederschlagen. Ein weiteres Engagement in der Braunkohle könnte aber noch teurer werden, erklärte Hall: „Wir sehen erhebliche 25

Risiken bei der Entwicklung der Großhandelspreise für Strom, und wir müssen politische Risiken beachten.“ Die Braunkohle ist schließlich alles andere als attraktiv. Zum einen übernehmen die Tschechen ein Geschäft mit begrenzter Laufzeit. Es ist klar, dass die Förderung in den 30

Jahren nach 2030 auslaufen wird. Braunkohle wird langfristig nicht zur Energiewende passen. Zum anderen hat sich die Rentabilität der Braunkohlekraftwerke radikal verschlechtert. Noch Ende 2014, als Vattenfall den Verkaufsprozess startete, war davon auszugehen, dass sie noch einige Jahre ordentliche Gewinne abwerfen. Damals kostete Strom im Großhandel noch mehr als 30 Euro je Megawattstunde. In der 35

Zwischenzeit ist der Preis im Terminmarkt abgestürzt. Für die Jahre 2017 bis 2021 kostet die Megawattstunde nur noch 22 Euro. Vattenfall-Chef Hall wird deshalb froh sein, überhaupt einen Käufer gefunden zu haben. Neben EPH hatte nur die ebenfalls aus Tschechien stammende 40

Kohlegesellschaft Czech Coal öffentlich ein Gebot bestätigt. Auf dem Tisch hatte das Vattenfall-Management bis zuletzt aber auch das Angebot des deutschen Stromproduzenten Steag und des Finanzinvestors Macquarie liegen, die Vattenfalls Aktivitäten in eine Stiftung einbringen wollten.


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EPH setzt darauf, dass die Strompreise ab 2022, nach dem Atomausstieg, wieder 45

anziehen werden. In mit der Transaktion vertrauten Kreisen wird dies jedoch bezweifelt. Es wird stattdessen vor Risiken für die 7 500 betroffenen Mitarbeiter und den Steuerzahler gewarnt. EPH übernimmt schließlich die Verantwortung für den geordneten Ausstieg aus dem 50

Braunkohletagebau. Die Felder müssen zurückgebaut und rekultiviert werden. EPH beziffert die Verbindlichkeiten insgesamt - für Rekultivierung, Pensionen und andere Verpflichtungen - mit zwei Milliarden Euro. „Wegen der derzeit schwierigen Marktbedingungen war es eine Kernfrage in den 55

Verhandlungen, dass das Unternehmen mit ausreichend Cash-Reserven ausgestattet wird“, betonte EPH-Vorstand Jan Springl. Das Konsortium will in den kommenden Jahren auf Dividenden verzichten. EPH gehört schon die Mitteldeutsche Braunkohlegesellschaft (Mibrag). Damit werden die Tschechen künftig im Osten komplett für den Abbau des Energieträgers verantwortlich sein, im Westen fördert 60

RWE Braunkohle. Noch ist der Deal nicht perfekt. Sachsens Ministerpräsident Stanislaw Tillich kündigte an, bis zum Abschluss auf die Interessen des Landes zu achten: „Ich erwarte von Vattenfall im weiteren Verkaufsverfahren, dass nicht nur der Erlös im Blickpunkt 65

steht, sondern auch die Verpflichtungen und Bekenntnisse des Neuerwerbers für die Region Berücksichtigung finden.“ Auch die schwedische Regierung muss noch zustimmen: Schwedens Wirtschaftsminister Mikael Damberg erklärte, dass er und die rot-grüne Regierung den vorgeschlagenen Verkauf prüfen werden. „Das wird einige Monate dauern“, sagte er auf einer Pressekonferenz in Stockholm. „Das ist eine 70

komplizierte Transaktion, die auch finanzielle Effekte kurz- und langfristig hat.“ Quelle: Flauger, J./Hubik, F./Siebenhaar, H.-P./Steuer, H., Handelsblatt, Nr. 075, 19.04.2016, 14


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Jan Sringl (EPH): „Unser Interesse ist langfristig“ Die Nummer zwei von EPH erklärt, warum der Konzern in Braunkohle investiert. Herr Springl, warum investieren Sie denn noch in Braunkohle? 5

Weil wir an die Zukunft von Braunkohle glauben. Aktuell hat Braunkohle einen Anteil von 25 Prozent an der Stromproduktion in Deutschland, und wir glauben, dass der Anteil auch noch für lange Zeit hoch sein wird. Deutschland kann es sich nicht leisten, nach der Kernenergie auch auf Kohle zu verzichten. Wenn in ein paar Jahren das letzte Kernkraftwerk vom Netz ist, benötigen wir Kohlekraftwerke, um die 10

Stromversorgung abzusichern. Das Angebot der erneuerbaren Energien schwankt zu stark. Wie lange wird EPH in Ostdeutschland noch Kohle fördern? Wir gehen von mindestens 20 Jahren aus. Das hängt aber letztlich von den politischen 15

Rahmenbedingungen ab. Wir sind natürlich zu Gesprächen bereit. Und Sie sehen in der Braunkohle auch ein lohnendes Geschäft? Natürlich. Sonst würden wir das nicht machen. 20

Aktuell sind die Strompreise im Großhandel aber so niedrig, dass sich selbst Braunkohlekraftwerke nicht lohnen? Ja, die Situation ist für alle Stromproduzenten schwierig. Aber die Anlagen, die wir von Vattenfall übernehmen, gehören zu den modernsten und effizientesten in Deutschland. Wenn sich Kraftwerke lohnen, dann diese. Und wir glauben auch, dass 25

die Preise mittelfristig wieder anziehen. Wie lange wird die Durststrecke dauern? Zwischen zwei und vier Jahren. 30

Wie wollen Sie das durchstehen? Vattenfall wird das Unternehmen mit Barmitteln in Höhe von 1,7 Milliarden Euro ausstatten. Die dürften schnell aufgezehrt sein. Wie wollen Sie denn dann den Rückbau der 35

Tagebaue gewährleisten, der in den kommenden Jahrzehnten ansteht. Wenn wir nicht überzeugt wären, dass die Aktivitäten mit genügend Mittel ausgestattet sind, hätten wir uns nicht auf das Geschäft eingelassen. Wir sind aber auch überzeugt, dass die Sparte mittelfristig wieder profitabel arbeiten wird. 40

EPH wird also langfristig für die Verpflichtungen einstehen? Unser Interesse ist langfristig und strategisch. Das sehen Sie auch daran, dass wir in den kommenden Jahren auf Dividenden verzichten. Quelle: Flauger, J., Handelsblatt, Nr. 075, 19.04.2016, 14 45


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Daniel Kretinsky (EPH): Wetten auf die Kohle (20.04.2016) Tschechiens Jung-Milliardär ist ein schillernder Unternehmer. Eine feinere Adresse lässt sich in Tschechien nicht finden: Der Einkaufsboulevard 5

Parizká im Herzen von Prag dient dem tschechischen Energiekonzern EPH als Firmensitz. Zwischen den Luxustempeln von Hermes, Dior, und Gucci lenkt Daniel Kretinsky mit rund drei Dutzend Mitarbeitern auf mehreren Büroetagen sein mittel- und osteuropäisches Strom- und Gasimperium. 10

Gemeinsam mit einem Finanzinvestor hat der 40-Jährige nun fünf Kohlegruben in der Lausitz, drei Kohlekraftwerke sowie eine 50-Prozent-Beteiligung an einem weiteren Kraftwerk vom schwedischen Energiekonzern Vattenfall übernommen. Für Kretinsky ein gutes Geschäft. Denn der Milliardär aus Brünn zahlt dafür nur einen symbolischen Kaufpreis von einem Euro. Vattenfall wiederum stattet die Tochter mit Barmitteln von 15

1,7 Milliarden Euro aus. Im Gegenzug übernimmt EPH die Verantwortung für Rekultivierung, Pensionen und andere Verpflichtungen - ein Volumen, das mit zwei Milliarden Euro beziffert wird. Mit dem Geschäft sind Kretinsky und sein Konzern, der mehr als 12 000 Menschen beschäftigt, endgültig zu einem wichtigen Spieler auf dem europäischen Strommarkt aufgestiegen. Den Sieg im Bieterwettbewerb um die 20

Braunkohlesparte hat der Unternehmer unterdessen im Stillen ausgekostet: keine Pressekonferenz, keine Fotos, keine Interviews. Die Scheu vor Medien hat durchaus System. Kretinsky sucht nicht den großen Auftritt. Er spinnt lieber im Hintergrund seine Fäden. 25

Die öffentliche Zurückhaltung hat gute Gründe. In Prag wird der Jurist mit dem bubenhaften Gesicht von manchen als Oligarch bezeichnet. Tatsächlich mischt Kretinsky längst nicht mehr nur im Energiegeschäft, sondern auch in der Sportwelt kräftig mit. Der Vorstandschef und EPH-Mitgesellschafter ist Präsident und Mitbesitzer von Sparta Prag. Auf dem Fußballfeld und beim Golfen pflegt er seine 30

Kontakte. Zudem ist der Sohn eines Informatik-Professors in der Medienbranche investiert. Er ist einer der Eigentümer der meistgelesenen Boulevardzeitung "Blesk". Zuletzt hatte Kretinsky aber keine gute Presse: Sein Name tauchte in den "Panama Papers" auf. Ihm gehört die Briefkastenfirma "Wonderful Yacht Holdings" auf den Britischen Jungferninseln. Einziger Geschäftszweck: der Besitz eines Katamarans. 35

Kretinskys Geschäftsmodell in Deutschland ist hingegen eine Wette: Er glaubt an die Braunkohle als zeitlich begrenzte Energiequelle im internationalen Stromgeschäft, sieht sie als "ideale Brückentechnologie". Er setzt darauf, dass die Strompreise ab 2022, nach dem Atomausstieg, wieder steigen. 40

Mit dem jüngsten Zukauf ist der Ehrgeiz des Investors indes noch nicht gestillt. Er nimmt offenbar weitere Länder wie Polen ins Visier. An finanziellen Mitteln mangelt es offenbar nicht. "Noch nie ist eine unserer Transaktionen am Geld gescheitert", sagte Kretinsky selbstbewusst vor dem Vattenfall-Deal. 45

Quelle: Flauger, J./Siebenhaar, H.-P., Handelsblatt, Nr. 076, 20.04.2016, 47


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Industrie trauert Einheitsstrompreis nach Staatliche Abgaben: Großkunden profitieren kaum von sinkenden Energiepreisen. Wie sehr sich doch die Zeiten ändern: Vor wenigen Jahren noch galten die hohen 5

Strompreise als Bedrohung Nummer eins für den Wirtschaftsstandort Deutschland. Großverbraucher wie die Chemie- und die Aluminiumindustrie, aber auch Papier- und Glasfabriken, Gießereien und andere Metallverarbeiter sahen sich im internationalen Wettbewerb benachteiligt und drohten vielfach mit ihrer Abwanderung. Immerhin beschäftigen die energieintensiven Industrien mehr als 800 000 Mitarbeiter. 10

Inzwischen befinden sich die Strompreise im freien Fall - das Überangebot an Wind- und Solarenergie hat den Preis im Großhandel für eine Megawattstunde binnen fünf Jahren von 60 auf 20 Euro gedrückt. Für die großen Stromproduzenten ist das wirtschaftlich gesehen eine Katastrophe - zu diesen Preisen lässt sich kein Kraftwerk 15

mehr kostendeckend betreiben. Doch auch die großen Abnehmer sind nicht zufrieden. „Der Großhandelspreis wird für Industriekunden immer unwichtiger“, sagt Michael Niese, Geschäftsführer der Wirtschaftsvereinigung Metalle. „Für die Rohstoffindustrie jedenfalls ergeben sich keine Vorteile.“ 20

Zwar sind die Preise auch für die Großverbraucher gesunken - wenn auch nicht im gleichen Maßstab wie an der Strombörse in Leipzig. „Die machen häufig nur noch ein Viertel des Gesamtstrompreises für die Firmen aus“, sagt Christian Schimansky vom Umwelt- und Energiereferat des Bundesverbandes der Deutschen Gießerei-Industrie. 25

Denn der Strompreis ist schon lange nicht mehr ein Strompreis für alle: Für die Unternehmen ist entscheidend, wie die Mischung zwischen lang- und mittelfristigen Verträgen mit dem Stromlieferanten aussieht, und ob sie so viel Energie verbrauchen, dass sie von den Belastungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in Teilen freigestellt sind. Auch Netznutzung ist nicht mehr gleich Netznutzung: Die 30

Netzentgelte driften regional immer stärker auseinander. Im Norden und Nordosten Deutschlands müssen neue Windparks ans Netz angeschlossen werden. Das treibt in den Regionen die Netzentgelte in die Höhe. „Da bietet sich inzwischen ein sehr differenziertes Bild“, sagt Schimansky. „Mit dem Einheitsstrompreis hat das kaum noch was zu tun.“ 35

Dass sich die Wettbewerbssituation für die betroffenen Branchen nicht verbessert hat, liegt auch an der parallelen Entwicklung in den wichtigsten Industriestaaten: Dort gehen die Strompreise zurück, ganz besonders in den USA, wo billig gefördertes Gas inzwischen sogar Kohle aus dem Rennen geworfen hat. Das spiegelt sich auch in den 40

Preisen für Metalle wider: So liegt der Preis für eine Tonne Aluminium inzwischen bei 1 350 Euro - vor fünf Jahren kassierten Produzenten wie Trimet noch gut 1 900 Euro. „Die Aluminiumpreise sind schon extrem niedrig“, heißt es dort. „Das Leben mit geringen Margen hat bei uns schon Tradition.“


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Da stört es dann, wenn der Staat weiter an der Abgabenschraube dreht: KWK-45

Aufschlag, Konzessionsabgabe, Netznutzung, Stromsteuer und natürlich die EEG-Umlage - um nur einige zu nennen. „Der gesamtstaatliche Anteil macht inzwischen schon 70 Prozent des Strompreises für die Industrie aus“, sagt Schimansky. So beklagt ein ostdeutscher Elektrostahlproduzent die seit Jahresanfang deutlich gestiegenen Netzentgelte um ein Drittel durch den Netzbetreiber 50 Hertz. „Dies wird zunehmend 50

zu einem Standortnachteil für energieintensive Unternehmen in den neuen Bundesländern“, heißt es. Für manchen Betrieb ist schon entscheidend, ob er bei der EEG-Umlage privilegiert wird oder nicht. Den Ausschlag gibt die „Besondere Ausgleichsregelung“ des EEG. 55

Gut 2 000 Unternehmen des produzierenden Gewerbes profitieren davon. Ab einer bestimmten Stromkostenintensität greifen gestaffelte Privilegierungen, in keinem Fall allerdings gibt es eine komplette Freistellung von der EEG-Umlage. Beispiel Chemieindustrie: In Deutschland befinden sich rund 2 000 Chemiestandorte, 60

an 140 greift die Ausgleichsregelung. Insgesamt zahlen die Unternehmen der Branche nach Angaben des Verbandes VCI zwischen einer bis 1,3 Milliarden Euro an EEG-Umlage. Bei den deutschen Gießereien kommen lediglich 140 von insgesamt 600 in den 65

Genuss verringerter Zahlungen. Bei den anderen macht die inzwischen auf 6,35 Cent je Kilowattstunde gestiegene Umlage den Unterschied zwischen wirtschaftlichem Überleben und Sterben aus. Immerhin entfällt inzwischen mehr als die Hälfte des Strompreises allein auf die EEG-Umlage. Bei einer familiengeführten Eisengießerei mit 260 Mitarbeitern, so rechnet Schimansky vor, entspreche die EEG-Umlage in 70

dieser Höhe fast drei Prozent des Umsatzes. Das Problem: Die durchschnittliche Umsatzrendite liege bei der harten internationalen Konkurrenz zwischen einem und drei Prozent. „Die EEG-Begrenzung ist überlebenswichtig, sonst ist dieser Betrieb bald pleite.“ 75

Quelle: Wocher, M./Stratmann, K., Handelsblatt, Nr. 074, 18.04.2016, 23


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Dossier „Ökonomie mit Energie“...Dossier „Ökonomie mit Energie“ vom 20.04.2016 5 Konzern die Kosten noch mehr drücken müsse: ,Bei der schwierigen Marktlage sehe ich nicht,