Potenziale beim Energieverbrauch

Energieeffizienz – seit Monaten verblasst das Interesse am „Atomausstieg“ und dem Ausbau der erneuerbaren Energien. In den Vordergrund tritt stattdessen die effiziente Nutzung von Energie. Dabei fördern nicht nur steigende Strompreise das Interesse daran, Steuervergünstigungen und Imagegewinn befeuern das Thema zusätzlich. In den Medien inszenieren sich derzeit insbesondere große und energieintensive Unternehmen als "Einsparweltmeister". Doch wo steht der Mittelstand in Sachen Energieeffizienz fast zwei Jahre nach der Energiewende?

Generell aber gilt: Je höher der Anteil der Energie an den Gesamtkosten, desto stärker das Bewusstsein.

Energiepreise werden zum Sorgenkind

Wie das „Mittelstandsbarometer“ der Wirtschaftsprüfungsgesellschaft Ernst & Young in seiner jüngsten Ausgabe berichtet, bereiten die hohen Energiepreise bereits 47% der 3.000 befragten Unternehmen Sorgen und belegen damit den Platz als Sorgenkind Nummer eins. Wie der Bundesverband mittelständische Wirtschaft (BVMW) anlässlich einer aktuellen Umfrage berichtet, rechnen 89% der Unternehmen mit steigenden Energiekosten. Hinzu kommen noch kräftige Preissprünge bei Fernwärme, Heizöl, Gas und Benzin – sollten diese im laufenden Jahr 10% übersteigen, sähen sich 57% der Unternehmen gezwungen, die Preise zu erhöhen. Kein Wunder, dass bereits rund zwei Drittel der Klein- und Mittelbetriebe Maßnahmen zur Senkung der Energiekosten in Angriff genommen haben. „Dabei wird die Resonanz in den Unternehmen umso größer, je mehr Informationen über Fördermöglichkeiten und Einsparungen geflossen sind“, sagt Kristiana Balzer, Leiterin Betriebswirtschaft und Energiekonzepte beim Mittelstandsverbund. Bei Verbänden und Behörden haben Informationskampagnen derzeit Hochkonjunktur.

Mittelstand hinkt hinterher

„Für das Förderprogramm der KfW Bankengruppe ‚Energieberatung Mittelstand‘ gehen jährlich rund 5.000 Anträge ein. Bei den über drei Millionen Unternehmen in Deutschland zeigt diese Zahl, welche Potenziale es noch zu heben gibt“, sagt Dr. Alexander Witthohn von der IHK Hannover. Doch bei aller Liebe zur Umwelt: „Viele Mittelständler, die nicht als energieintensive Unternehmen gelten, schrecken bisher wegen des großen Aufwands vor Umweltzertifizierungen wie EMAS oder der Einführung eines Energiemanagementsystems nach der DIN EN ISO 50001 zurück.“ Vor diesem Hintergrund scheint der Mittelstand den größten Teil der Energiewende noch vor sich zu haben. Generell aber gilt: Je höher der Anteil der Energiekosten an den Gesamtkosten, desto stärker das Bewusstsein.

Ähnlich hohen Nachholbedarf sieht der Mittelstandsverbund auch bei den vielen kleinen Handels- und Handwerksunternehmen. „Der Energieberatungsmarkt ist sehr unübersichtlich. Vertrauenswürdige Informationen und fachkundige Unterstützung sind daher der Schlüssel für mehr Akzeptanz“, sagt Kristiana Balzer. Deshalb hat der Verbund ein Beratungsprojekt für die 230.000 angeschlossenen Unternehmen initiiert. „Die KfW-gelisteten Berater bieten unseren Mitgliedern zunächst eine kostenlose Potenzialerhebung an und klären anschließend über alle Fördermöglichkeiten auf“, erklärt Balzer.

Eigenerzeugung im Kommen

Besonders proaktive und innovative Mittelständler sehen die Energiewende mittlerweile aber auch als Chance für sich: „Schließlich können sich die Unternehmen auch langfristig unabhängiger von den Stromkonzernen machen“, sagt Mario Ohoven, Präsident des Bundesverbandes mittelständische Wirtschaft in Berlin. Eine wachsende Zahl an Mittelständlern interessiert sich nicht nur für Energieeffizienz, sondern auch für die Energieerzeugung auf dem eigenen Gelände. Firmen mit eigenem Blockheizkraftwerk machen sich unabhängiger von den Strompreisen und sie sparen als Eigenerzeuger Netzentgelte und EEG-Umlage.

Glaubt man einer aktuellen Umfrage der Deutschen Bank, bewegt sich derzeit in Sachen Investitionsbereitschaft tatsächlich etwas: 23% von 400 befragten Mittelständlern wollen in diesem Jahr über 1 Million Euro in Energieeffizienzmaßnahmen investieren. Fast jeder zweite Unternehmer erhofft sich dadurch eine bessere Wettbewerbsfähigkeit, 70% versprechen sich ein positiveres Firmenimage.

Die größten Einsparpotenziale

Doch wo lässt sich noch sparen? Die Deutsche Energie-Agentur (dena) sieht die größten Potenziale bei der Gebäudesanierung sowie der Nutzung von Abwärme. Dabei setzen viele Unternehmen bei ihren Maßnahmen in erster Linie auf Technik. Das ist jedoch nur die halbe Miete. „Mindestens genauso wichtig ist die Schulung des Bewusstseins der Mitarbeiter“, sagt Andrea Grahl, zuständig bei der dena für Energiesysteme und Energiedienstleistungen. „In Handelsunternehmen hingegen bestehen die größten Einsparpotenziale fast immer bei der Beleuchtung, im Lebensmitteleinzelhandel kommt auch noch die Kühltechnik hinzu“, so Kristiana Balzer. So muss jede Branche für sich die eigenen Energiefresser identifizieren, die von Mitarbeitern gesteuert werden.

„Insgesamt sind Maßnahmen zur Energieeffizienz im vergangenen Jahr selbstverständlicher geworden“, sagt Andrea Grahl. Als Einstieg empfiehlt sie kleinen und mittleren Unternehmen die Teilnahme an einem der regionalen Netzwerke: Hier treffen sich Unternehmen aller Branchen und präsentieren ihre Erfahrungen mit energiesparenden Querschnittstechnologien wie Pumpen, Motoren und Druckluft. Andrea Grahl: „In den Netzwerken erfahren die Teilnehmer, wie schnell sich die energiesparenden Investitionen tatsächlich amortisieren – das fördert das Interesse ungemein.“

„Das Marktmodell steht zur Disposition“

Ewald Woste, Vorstandsvorsitzender der Thüga und Vorsitzender des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft, im Gespräch mit der Redaktion von 52°LIVE über die Energiewende, die Renaissance der Stadtwerke und das Marktmodell.

Herr Woste, die Thüga ist mit 100 Stadtwerken das größte Netzwerk kommunaler Energie- und Wasserversorger. Der Umbau der Energieversorgung in Deutschland läuft auf Hochtouren – wie sehen Sie diese Entwicklung für produzierende Unternehmen und Mittelständler?

WosteIch glaube, es geht den Unternehmen – unabhängig von der Branche – und den Kunden in Deutschland ähnlich. Ich spüre eine große Bereitschaft, sich auf die Herausforderung Energiewende einzustellen, aber leider wissen wir nicht so recht, worauf wir uns einstellen sollen. Die Informationen und Einschätzungen zur Energiewende stehen sich zum Teil diametral gegenüber. Woran liegt das? Vereinfacht ausgedrückt ist die Energiewende zwischen zwei Welten gefangen: dem alten Energiemarktdesign und dem noch nicht existierenden Marktdesign, das für eine langfristige Ausgestaltung der Energiewende erforderlich wäre. Die Menschen spüren zunehmend, dass viele Dinge noch nicht zusammenpassen, dass die Energiewende noch ein Stückwerk ist. Insofern bestehen aus unternehmerischer Sicht viele Risiken und Unklarheiten. Dies war für uns auch einer der Gründe, einen Schritt weiterzugehen und ein Strommarktdesign 2.0 zu entwickeln und in die Diskussion zu bringen. Wir brauchen wieder Klarheit, um in die Energiewende investieren zu können.

Vor welchen Problemen stehen insbesondere produzierende Unternehmen akut? Welche Sorgen und Nöte dieser Betriebe sehen Sie hier?

WosteAuf Seiten der stromerzeugenden Unternehmen stehen die getätigten Investitionen in die Erzeugungskapazitäten unter Stress, die Unternehmen haben ein erhebliches Rentabilitätsproblem. Einige Kraftwerke sind bereits unwirtschaftlich geworden und zum Teil daher auch nur noch eingeschränkt verfügbar. Das liegt zum einen daran, dass die Einsatzzeiten von Kraftwerken zunehmend kürzer werden, zum anderen wird die Spanne zwischen dem Einkaufspreis des Brennstoffs und dem Stromverkaufspreis immer kleiner. Einhergehend mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien (EE) werden wir bis zum Jahr 2021 wegen des so genannten Merit-Order-Effektes immer seltener Strompreise sehen, bei denen sich das Einschalten konventioneller Kraftwerke rechnet. Das Problem dabei ist, dass wir für die Stunden, in denen Sonne und Wind nicht zur Verfügung stehen, eine Speicher- bzw. Erzeugungsstruktur benötigen, die dann die Versorgungssicherheit übernimmt. Auf der Verbraucherseite stellt sich besonders bei den Kunden des produzierenden Gewerbes, bei denen die Energiekosten einen hohen Anteil an der Gesamtkostenstruktur ausmachen, die Frage, wie sich die eigene Wettbewerbsfähigkeit entwickelt. Solange nicht klar ist, in welchem Maße die Energiewende die Kostenstruktur des Unternehmens verändern wird, ist es für die Unternehmen schwierig, geeignete Maßnahmen zu ergreifen.

Informationen und Einschätzungen zur Energiewende stehen sich zum Teil diametral gegenüber.
Ewald Woste

In Gesprächen mit Vertretern der Wirtschaft hört man häufig, dass das derzeitige System keine Anreize schaffe, Projekte zur Energieeffizienz umzusetzen. Wie sehen Sie dies und was sind aus Ihrer Sicht die Gründe dafür?

WosteWenn Sie in ein Projekt zur Steigerung Ihrer Energieeffizienz investieren wollen und feststellen, dass sich der Aufwand nicht lohnt, dann kann das an zwei Ursachen liegen: Entweder ist der Wert des einzusparenden Gutes, also der Strompreis, zu niedrig oder die Investition in die Effizienz, also die Technologie, ist zu teuer. Eine klare Zuweisung der Ursachen ist mir nicht möglich, das hängt auch immer vom Einzelfall ab. Im Ergebnis sehen wir ein hohes theoretisches Einsparpotenzial, welches unter den derzeitigen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen die Investitionskriterien der Unternehmen, wie zum Beispiel Amortisation der Investition innerhalb von höchstens drei Jahren, nicht erfüllt und deshalb nicht erschlossen wird.

Stichwort Versorgungssicherheit: Sehen Sie die Gefahr, dass Betrieben der Strom ausgeht, wenn wir jetzt nicht die richtigen Entscheidungen treffen?

WosteAuf der Seite der Kraftwerke haben wir kein akutes Kapazitätsproblem. Wir haben aber auf der Seite der konventionellen Kraftwerke ein Rentabilitätsproblem. Denn das bestehende Marktdesign harmoniert nicht mit den Zielen der Energiewende. Der Herbst dieses Jahres wird von einer intensiven energiepolitischen Diskussion über das langfristige Energiemarktdesign geprägt sein. Und diese Diskussion ist keine isolierte Branchendiskussion, wir sollten in diese Diskussion alle relevanten Gesellschaftsgruppen einbinden. Die Frage, die zu diskutieren ist, lautet: Wie muss das Marktdesign gestaltet sein, damit wir die Ziele der Energiewende kosteneffizient erreichen können? Um es ganz klar zu sagen, wir sind der Auffassung, dass es möglichst viele wettbewerbliche und möglichst wenig regulatorische Elemente beinhalten sollte.

Die Thüga hat im Januar mit einem neuen Marktmodell von sich reden gemacht. Was war der Anlass und welche Vorteile bietet es den Marktteilnehmern konkret?

WosteWir sehen erstens die Notwendigkeit eines neuen Energiemarktmodells und zweitens geht es uns als kommunale Gruppe um die zuvor beschriebene Diskussion, der wir auch Zeit einräumen müssen. Drittens: In der aktuellen Situation ist es hilfreich, ein konkretes Modell zu haben, zu dem jeder sagen kann, was ihm an dem Lösungsansatz gefällt oder an welcher Stelle er einen anderen Weg bevorzugen würde, um das gemeinsame energiepolitische Ziel der Energiewende zu erreichen. Oder an welcher Stelle er unsere Analyse der Problemstellung nicht teilt. In Summe glauben wir, dass unser Ansatz eine klare Logik hat, dass er effizient und transparent ist. Und was ganz wichtig ist: Er setzt den Kunden in eine aktive, weil entscheidende Position.

Was würde sich durch den Einsatz des neuen Modells ändern für die Marktteilnehmer?

WosteVereinfacht ausgedrückt setzt das Modell an zwei Handlungsfeldern an: bei den EE-Anlagen und bei den konventionellen Kraftwerken und Speichern, die gesicherte Leistung anbieten. Auf der Seite der erneuerbaren Energien (EE) geht es um den Ausbau der EE-Erzeugungskapazitäten. Das bisherige EEG hat gute Aufbauarbeit geleistet. Wir kommen jetzt aber in Ausbaudimensionen, für die es nicht konzipiert wurde. Wir brauchen ein EEG 2.0, mit dem wir den Zubau dieser Anlagen effizient und steuerbar gestalten können. Im Kern geht es darum, dass eine staatliche Stelle – entlang des politisch festgelegten Ausbaupfads – den Bau neuer EE-Anlagen in Form einer Auktion ausschreibt. Es bietet sich an, die jeweiligen Auktionen als so genannte Descending Clock Auctions zu konzipieren. In diesem „rückwärtslaufenden“ Auktionsverfahren reduziert der Auktionator den Preis so lange, bis genau noch die als notwendig erachtete EE-Erzeugungskapazität angeboten wird. Die erfolgreichen Anbieter erhalten den in der Auktion ermittelten Preis als Investitionskostenzuschuss in €/MW über einen festzulegenden Zeitraum hinweg. Die Anlagen vermarkten ihren erzeugten Strom direkt an der Börse.

Und was schlagen Sie auf Seiten der konventionellen Kraftwerke vor?

WosteTrotz des zunehmenden Ausbaus der Stromerzeugung aus Wind und Sonne werden weiterhin Kraftwerke benötigt, die die Versorgungssicherheit garantieren, wenn Sonne und Wind nicht zur Verfügung stehen. Die Vorhaltung und der Betrieb dieser konventionellen Kraftwerke können jedoch nicht aus den wenigen Stunden im Jahr finanziert werden, in denen sie Strom erzeugen. Daher erhalten die Betreiber dieser Kraftwerke – dies können auch Biomassekraftwerke sein – ein Entgelt für die Bereitstellung von Leistung. Durch diese Kapazitätszahlungen ist dauerhaft die Versorgungssicherheit gewährleistet. Im Gegensatz zu allen bisher diskutierten Modellen eines Kapazitätsmarktes stellt das „Integrated-Market-Model“ der Thüga-Gruppe den Verbraucher in eine starke Nachfrageposition. Er bestimmt, welche Leistung für ihn dann vorzuhalten ist, wenn weder Wind- noch Sonnenstrom zur Verfügung stehen. So kann der Kunde nicht nur über seinen Verbrauch, sondern auch über die von ihm bestellte Mindestleistung unmittelbar Einfluss auf die Höhe seines Strompreises nehmen.

Welche Probleme in Bezug auf die Marktgestaltung sehen Sie beim jetzigen Modell?

WosteIm aktuellen Strommarktdesign werden nur jeweils in Abhängigkeit von der Nachfrage die Kraftwerke eingesetzt, die die niedrigsten variablen Kosten haben. Was bedeutet das in der Konsequenz? Die variablen Produktionskosten der EE (hier PV und Wind) liegen in Summe deutlich niedriger als die der konventionellen Kraftwerke. Der Betreiber eines Kohle- oder Gaskraftwerks muss Brennstoff und CO2-Zertifikate für jede zu erzeugende Kilowattstunde kaufen. In der Folge gewinnen Anlagen, die auf erneuerbare Energien setzen, bei der Preisgestaltung zunehmend die Oberhand. Gleichzeitig bekommt der Anlagenbetreiber eine garantierte Vergütung je erzeugte Kilowattstunde. Der Übertragungsnetzbetreiber als gesetzlich verpflichteter Abnehmer der EE-Produktion vermarktet die produzierte Menge am Spotmarkt und rechnet die Erlöse gegen die gezahlten Vergütungen. Die verbleibenden EEG-Differenzkosten werden per Umlage auf einen Großteil der Stromkunden abgewälzt. Durch den oben beschriebenen strompreissenkenden Effekt der Erneuerbaren werden die EEG-Differenzkosten weiter massiv steigen. Das derzeitige EEG führt zwar zu dem gewünschten Ausbau der EE, gleichzeitig wird aber deutlich, dass dieser Weg auf Dauer nicht finanzierbar und dadurch die gesellschaftliche Akzeptanz der Energiewende als Ganzes gefährdet ist. Daher schafft die derzeitige Preisfindung im Energy-Only-Markt weder ausreichende Anreize für den gesellschaftlich geforderten EE-Zubau noch Anreize für den für die Versorgungssicherheit notwendigen Zubau konventioneller Kraftwerksleistung.

Sie sind nicht nur Vorstand der Thüga, sondern auch Präsident des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft. Welches Bild der jetzigen Situation in der Energiepolitik ergibt sich dabei für Sie?

WosteEs gibt eine zunehmende Fülle von energiepolitischen Zielen. Kommunen, Länder, Bund und EU formulieren jeweils eigene Energiekonzepte. Dies muss besser koordiniert und aufeinander abgestimmt werden. Ein ‚Nationales Forum Energiewende‘, das der WWF und der BDEW vorgeschlagen haben, böte dafür die geeignete Plattform. Darüber hinaus gibt es zahlreiche Herausforderungen jenseits der Diskussionen rund um die Strompreise. Der BDEW hat in den zurückliegenden Monaten verschiedene Positionen beispielsweise zum Netzausbau, zum Kraftwerkseinsatz und zu den EU-Klimaschutzzielen 2030 erarbeitet. Im Moment erarbeitet der Verband unter anderem eine Branchenposition zur langfristigen Ausgestaltung des Energiemarktdesigns und wird der Politik diesen Vorschlag unterbreiten. Die Politik hat das Problem grundsätzlich verstanden, lässt sich derzeit aber noch nicht in die Karten schauen, wie sie es lösen will. Wie vorhin schon skizziert, erwarte ich eine intensive Diskussion nach der Bundestagswahl.

Zur Person

Ewald Woste ist seit 2007 Vorstandsvorsitzender der Thüga Aktiengesellschaft in München. Außerdem ist er seit Ende 2009 Vorsitzender der Geschäftsführung der Thüga Management GmbH und Vorsitzender des Vorstandes der CONTIGAS Deutsche Energie-Aktiengesellschaft. Seit Juli 2010 ist er auch Präsident des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) in Berlin. Zuvor war er Mitglied der Geschäftsführung der Städtischen Werke Nürnberg GmbH (StWN), des Vorstandes der Energie- und Wasserversorgung AG (EWAG) sowie des Vorstandes der Verkehrsaktiengesellschaft (VAG). Ewald Woste ist ausgebildeter Industriekaufmann und studierte Wirtschaftswissenschaften an der Universität Paderborn.

„Finanzierungen werden komplexer“

Interview mit Olaf Hugenberg, Bereichsleitung Corporate Finance der NORD/LB, über die Rolle der Stadtwerke für die Energiewende und den massiven Investitionsbedarf. 

Herr Hugenberg, die Stadtwerke spielen im Zuge der Energiewende eine entscheidende Rolle für die Umsetzung auf regionaler Ebene. Wie verändert sich dieser Markt derzeit?

HugenbergIm Grunde verändert sich das Geschäftsmodell der Stadtwerke. Bislang haben sie sich in ihren Geschäftsaktivitäten im Bereich Strom auf Verteilung und Vertrieb konzentriert. Durch die staatliche Regulierung der Netzentgelte und die wachsende Bereitschaft vieler Stromkunden, den Anbieter zu wechseln, kommt dieses bisherige Geschäftsmodell unter Druck. Nicht zuletzt deswegen investieren viele Stadtwerke im Zuge der Energiewende in Kapazitäten zur Stromerzeugung. Sie planen erhebliche Investitionen in erneuerbare und konventionelle Energieerzeugung, aber auch in den Ausbau der Netze, in künftige Smart Grids. Auch in Stromspeicherkapazitäten wird investiert. All dies muss finanziert werden.

Welche weiteren Veränderungen im Umfeld gibt es?

HugenbergZurzeit laufen sehr viele Stromkonzessionen aus. Viele Stadtwerke interessieren sich in ihrer Region für die Übernahme solcher Konzessionen, die bislang häufig von den großen deutschen Energieversorgern gehalten werden. Mit Erhalt einer Konzession ist die Übertragung der Verteilnetze zu regeln. Ein Kauf löst auch hier Finanzierungsbedarf aus. Für einzelne Stadtwerke ist der Netzbetrieb ein gänzlich neues Geschäftsfeld.

Aus der Energiewende resultieren riesige Investitionsbedarfe, die verschiedene Verbände bis zum Jahr 2020 mit rund 30 Milliarden Euro pro Jahr beziffern.
Olaf Hugenberg

In Bezug auf die Verlängerung mit einem bestehenden Konzessionsnehmer oder die Vergabe an einen Dritten stellt sich immer die Frage der Kaufpreisfinanzierung. Welche Probleme sehen Sie hier?

HugenbergUm den angemessenen Kaufpreis gibt es eigentlich immer Streit, weil die alten Konzessionsverträge nicht den Erfordernissen der inzwischen eingeführten Netzregulierung gerecht werden. Stadtwerke haben bei der Netzübernahme im Grunde die Wahl, einen sogenannten Vorbehaltskaufpreis zu zahlen und dann jahrelang juristisch um eine teilweise Erstattung zu ringen oder durch Zahlung eines bilateral verhandelten Kaufpreises die juristische Auseinandersetzung abzukürzen – mit dem Nachteil, dass dieser Preis immer über dem Ertragswert liegt und nur in Teilen über das Netzentgelt verdient werden kann. Es ist für die Stadtwerke extrem wichtig, sehr genau zu wissen, was sie sich leisten können. Die meisten haben eine sehr stabile Bilanz und sehr gute Cashflows, doch je mehr der derzeit diskutierten Investitionen umgesetzt werden, desto dünner dürfte diese Decke werden. Sollte dann aufgrund der zunehmenden Volatilität der Cashflow nicht wie geplant sprudeln, kann das zum Problem werden. Noch haben die meisten Stadtwerke damit kaum Probleme und die Finanzierungsbereitschaft der Banken ist noch sehr ausgeprägt. Allerdings erkennt man einen schleichenden Prozess steigender Anforderungen nach Informationen und Absicherung und die Risikoaufschläge der Banken nehmen auch langsam zu. Je weiter der Verschuldungsgrad der Stadtwerke steigt, desto schwieriger dürften Finanzierungen werden.

Die Stadtwerke sollen auch vom Verteiler zum Produzenten von Energie werden. Sind sie darauf überhaupt vorbereitet?

HugenbergViele Stadtwerke haben schon heute Erzeugungskapazitäten, doch im Rahmen der Energiewende bekommt alles eine andere Dimension. Wenn jetzt in großem Stil in erneuerbare wie auch in konventionelle Kraftwerkskapazitäten investiert wird, wird nicht mehr nur für den eigenen Bedarf produziert. Viele Stadtwerke müssen jetzt ihre Aktivitäten im Stromhandel ausweiten. Das Geschäftsmodell an sich, das früher als vergleichsweise stabil galt, wird jetzt volatiler und vor allem wesentlich vielschichtiger.

Ließe sich das Problem denn nicht durch Strompreiserhöhungen lösen?

HugenbergDem steht der Wettbewerb um den Stromkunden entgegen. Die Situation ist komplex. Konventionelle Kraftwerksbetreiber müssen aufgrund der schwankenden Stromeinspeisung aus erneuerbarer Energie zukünftig Kapazität vorhalten, ohne dass diese bislang bezahlt wird. Daher wird in der Politik zurzeit diskutiert, ob es auch ein Entgelt für das Vorhalten von Kapazität geben sollte. Die regenerative Stromerzeugung kann den Strom zwar ins Netz einspeisen, eine zurzeit vom Umweltminister ins Spiel gebrachte Strompreisbremse würde den bestehenden und den weiteren noch zu bauenden alternativen Kraftwerksanlagen aber die Planungssicherheit nehmen – das sind Herausforderungen sowohl für die Stadtwerke als auch für die finanzierenden Banken.

Was ist angesichts dieser widersprüchlichen Tatsachen in den nächsten Jahren zu tun und wie hoch ist das Investitionsvolumen?

HugenbergAus der Energiewende resultieren riesige Investitionsbedarfe, die verschiedene Verbände bis zum Jahr 2020 mit rund 30 Milliarden Euro pro Jahr beziffern. Obschon diese Investitionen nicht zwingend allein von den Stadtwerken getragen werden müssen, werden diese doch den Löwenanteil auf sich vereinen. Die Investitionen sind gewaltig, üben einen großen Druck auf die Bilanzen vieler Stadtwerke aus und machen das Geschäftsmodell volatiler. Während sich einige Stadtwerke auf ihr bestehendes Geschäftsmodell konzentrieren, ergreifen die meisten die sich aus der Energiewende ergebenden Chancen, um ihre Wertschöpfung zu vertiefen und das Geschäftsmodell zu erweitern. Dabei bewahren sie in aller Regel ihre regionale Verankerung. Sie übernehmen eine wichtige Rolle bei der Erreichung der von der Politik gesetzten energiepolitischen Ziele.

Welche Konsequenzen liegen in dieser außerordentlichen Belastung vieler regionaler und kommunaler Versorger?

HugenbergDie meisten Stadtwerke agieren besonnen und versuchen häufig, die notwendigen Investitionen gemeinsam zu schultern, und zur Erreichung eines Chancen- und Risikomixes konzentrieren sie sich nicht nur auf eines der genannten Handlungsfelder. Es ist ein Spagat: Sie müssen versuchen, die Investitionen mit dem bestehenden und den künftigen Cashflows darzustellen, ohne ihre Bilanzstruktur über Gebühr zu strapazieren und ihre eigene Bonität dadurch zu gefährden.

In Zusammenhang mit den Investitionen ist häufig von „Sprunginvestitionen“ die Rede – was versteht man darunter?

HugenbergDurch die großen Investitionen wachsen die Bilanzsummen sprunghaft an und die Stadtwerke müssen aufpassen, dass der Invest nicht die Bilanz sprengt. Dort, wo es möglich ist, sollten die Stadtwerke Projektfinanzierungen prüfen, die nur auf das jeweilige Projekt abstellen und die Bilanz schonen. Manchmal lohnt es sich auch, Drittinvestoren zu integrieren. Nicht zuletzt aufgrund des sehr niedrigen Zinsumfeldes gibt es derzeit viele institutionelle Investoren wie Versicherer, die auf der Suche nach stabilen Renditen und risikoarmen Investitionsmöglichkeiten sind. In manchen Fällen haben sich bereits Versicherungen bei Investitionen in Stromnetze engagiert.

Welche Projekte haben Sie bei der NORD/LB betreut und was war die besondere Herausforderung? Welche gibt es auf Seiten der Kreditnehmer, welche auf Seiten des Kreditgebers?

HugenbergAls Landesbank sind wir im Verbund mit den Sparkassen seit vielen Jahren ein natürlicher und verlässlicher Partner der Stadtwerke. Die NORD/LB hat beispielsweise die Übernahme der Thüga durch ein Stadtwerke-Konsortium begleitet, begleitet aber auch die Übernahme von Netzen oder Investitionen in Erzeugungskapazitäten. Außerdem sind wir seit langem am Markt sehr bekannt als einer der größten Projektfinanzierer für erneuerbare Energien. Wir versuchen, die Stadtwerke für das Thema Verschuldungskapazität zu sensibilisieren. Wichtig in der Arbeit mit diesen Kunden sind offener Dialog, Beratung und ein ehrliches Feedback, wie die Finanzierungsmärkte reagieren. Je besser wir die Beweggründe auf beiden Seiten verstehen, desto besser arbeiten wir zusammen.

Mit welchem Team kümmern Sie sich bei der NORD/LB um die kommunalen Energieversorger?

HugenbergIm Bereich Corporate Finance arbeiten derzeit 36 Mitarbeiter, Tendenz zunehmend. Neben den zahlreichen Projektfinanzierern und Kundenbetreuern im Haus, die sich in diesem Markt bewegen, beschäftigen wir uns mit speziellen Finanzierungsanlässen wie Akquisitionen, Investitionen in Umlauf- oder Anlagevermögen und im Falle der Schuldscheindarlehen mit alternativen Finanzierungswegen für allgemeine Unternehmenszwecke. Wir beraten bei Unternehmenserwerb und in der Bilanzstruktur. Darüber hinaus befassen wir uns intensiv mit Fördermitteln, denn Fördermittel sind häufig die für langfristige Investitionen günstigste Finanzierung. Dabei hat sich über die Jahre in allen Teams ein Spezialwissen in Sachen Energie entwickelt, mit dem wir unverändert gern die Stadtwerke in diesen dynamischen Zeiten begleiten.

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