Herzlich willkommen zur Telefonkonferenz zum Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2023 der RWE AG. Die Konferenz beginnt um 10:00 A.M. Wenn Sie nach der Rede von Herrn Dr. Krebber und Herrn Dr. Müller eine Frage stellen möchten, dann drücken Sie bitte star one. Bitte nennen Sie Ihren Namen und Ihre Redaktion. Zu Ihrer Information, diese Konferenz wird aufgezeichnet. Sehr geehrte Damen und Herren, die Konferenz zum Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2023 beginnt nun. Ich übergebe an Frau Vera Bücker. Bitte schön.
Ja, vielen Dank und einen schönen guten Morgen aus Essen. Schönen guten Morgen aus Essen zu unserer heutigen Telefonpressekonferenz anlässlich der Veröffentlichung unseres Zwischenberichts zum ersten Halbjahr. Unser Vorstandsvorsitzender, Herr Dr. Markus Krebber, und unser Finanzvorstand, Herr Dr. Michael Müller, werden Ihnen unsere Zahlen ausführlich erläutern und einen Überblick über die aktuelle Lage geben. Damit übergebe ich auch direkt das Wort an Herrn Krebber.
Ja, lieben Dank, Frau Bücker und meine sehr geehrten Damen und Herren, auch von mir herzlich willkommen zu unserer Pressekonferenz fürs first half 2023. Vor 2 Wochen haben wir vorläufige Halbjahreszahlen veröffentlicht, die wir heute bestätigen. RWE hat in den first 6 months 2023 ein gutes Ergebnis erzielt. Wir haben ein bereinigtes EBITDA von EUR 4.5 billion und ein bereinigtes Nettoergebnis von EUR 2.6 billion erwirtschaftet. Unser Ergebnis liegt damit deutlich über dem Vorjahr und wesentlich für die Ergebnisentwicklung sind vor allem 3 Effekte: First: Höhere Erträge aus der internationalen Stromerzeugung im Segment Hydro/Biomass/Gas. Second: Eine gute Performance im Segment Energiehandel und der Wegfall des negativen Einmaleffekts im Vorjahr infolge der Sanktionen gegen Russland. Third: Zusätzliche Erzeugungskapazitäten auf Basis erneuerbarer Energien erwirtschaften auch zusätzliche Ergebnisse. Wir verfolgen den Ausbau unseres Kerngeschäfts weiter mit Druck.
In den ersten 6 Monaten wuchs unser Portfolio um 5.1 Gigawatt und 3 Gigawatt davon resultieren aus der Übernahme des Geschäfts von Con Edison Clean Energy Businesses in den USA. Aufgrund des außerordentlich guten ersten Halbjahres haben wir unsere Prognose für das Geschäftsjahr 2023 erhöht. Das bereinigte EBITDA auf Konzernebene erwarten wir nun EUR 7.1 billion-EUR 7.7 billion und für das bereinigte Nettoergebnis haben wir die Bandbreite auf EUR 3.3 billion-EUR 3.8 billion angehoben. Für den Ergebnis im Einzelnen wird Ihnen nun mein Kollege Michael Müller berichten. Michael, bitte.
Ja, danke Markus und auch von meiner Seite ein herzliches Willkommen. Unser Investitionsprogramm Growing Green zahlt sich aus. Zum Ende des ersten Halbjahres ist unser Erneuerbaren-Portfolio auf 15.8 GW angestiegen und wir konnten rund 20% mehr Strom aus Wind und Sonne erzeugen als im Vorjahreszeitraum. Das, obwohl das Windaufkommen in weiten Teilen Europe und den USA unterdurchschnittlich war. Entscheidend dafür war eine Reihe großer Windparks, die wir in Betrieb genommen haben, allen voran Triton Knoll und Kaskasi in der North Sea und Blackjack Creek in Texas und Bergen Wind in New York. Durch unsere Akquisition in den USA hat sich der Anteil der Photovoltaik an unserer Stromproduktion verfünffacht. Ich komme nun zu den Segmenten im Einzelnen. Im Segment Offshore Wind erzielten wir in den ersten sechs Monaten ein bereinigtes EBITDA von EUR 762 million.
Das Plus gegenüber dem Vorjahreszeitraum ist vor allem auf die Inbetriebnahme der Offshore-Windparks Kaskasi in Deutschland und Triton Knoll in Großbritannien zurückzuführen. Damit konnten wir auch die schwächeren Windverhältnisse im zweiten Quartal überkompensieren. Die Prognose für das Gesamtjahr bleibt unverändert. Im Segment Onshore Wind/Solar erreichte das bereinigte EBITDA EUR 519 million. Auch das liegt über dem Vorjahr und hat zwei Gründe: Erstens, die Übernahme von Con Edison Clean Energy Businesses in den USA und zweitens, die Inbetriebnahme neuer Wind-, Solar- und Batterieprojekte mit rund 350 MW. Gegenläufig wirkten die schwächeren Windverhältnisse sowie geringere realisierte Strompreise. Den Ausblick auf das Gesamtjahr behalten wir ebenfalls bei. Im Segment Wasser, Biomasse, Gas stieg das bereinigte EBITDA stark an und erreichte rund EUR 1.9 billion. Maßgeblich dafür waren höhere Erträge aus dem kurzfristigen Kraftwerkseinsatz unseres internationalen Erzeugungsportfolios und höhere Erzeugungsmargen. Zusätzliche Ergebnisbeiträge lieferte unsere niederländische Gasflotte.
Seit Februar trägt das neu erworbene Gaskraftwerk Magnum mit 1.4 GW zur Stromproduktion bei. Claus C, unser zweites großes Gaskraftwerke in den Niederlanden, konnte, anders als im Vorjahr, im kompletten ersten Halbjahr Strom produzieren. 2022 hat die Anlage wegen eines Turbinenschadens größtenteils stillgestanden. Hinzu kamen Gewinne aus Grundstücksverkäufen in Großbritannien. Die Prognose für das Gesamtjahr haben wir in diesem Segment aufgrund der Ergebnisentwicklung angehoben. Wir erwarten nun ein bereinigtes EBITDA zwischen EUR 2.6 billion-EUR 3 billion. Im Segment Energiehandel haben wir ein bereinigtes EBITDA von EUR 799 million erreicht. Im Vorjahreszeitraum war das Ergebnis negativ, da Sanktionen auf Kohlelieferungen aus Russland zu einer Wertberichtigung führten. Für das Segment erwarten wir für das Gesamtjahr nun ein bereinigtes EBITDA von deutlich über EUR 600 million. Das Segment Coal/Nuclear erzielte im ersten Halbjahr 2023 ein bereinigtes EBITDA von EUR 431 million und damit weniger als im Vorjahr.
Das lag zum einen an einer deutlich geringeren Stromproduktion auf Basis von Braunkohle im Vergleich zum Vorjahr und niedrigere Margen aus Anlagen, deren Stromproduktion nicht abgesichert war. Im Berichtszeitraum wurden zudem größere Revisionen an Kraftwerken durchgeführt und das Kernkraftwerk Emsland hat nur bis zur Abschaltung am April 15, 2023 Strom produziert. Unsere guten Ergebnisse investieren wir in weiteres Wachstum. Im ersten Halbjahr 2023 betrugen unsere Investitionen EUR 9 billion, EUR 6.9 billion mehr als im Vorjahreszeitraum. EUR 6.3 billion entfielen davon auf die Akquisition in den USA. Hinzu kam der Erwerb des britischen Solarentwicklers JBM Solar und des niederländischen Gaskraftwerks Magnum. Rund EUR 1.6 billion netto haben wir für den Bau neuer Windkraft- und Solaranlagen ausgegeben. In der zweiten Jahreshälfte werden wir weiter in die Energiewende investieren. Aktuell haben wir Projekte mit 7.2 GW im Bau.
Neben 2 großen Offshore-Windparks mit 2.5 GW in Dänemark und Großbritannien schreiten die Arbeiten an 17 Onshore und 36 Solarprojekten gut voran. Hinzu kommen 15 Batterieanlagen. Trotz dieser enormen Investitionstätigkeit verfügen wir über eine starke finanzielle Basis. Das zeigt auch unsere Bilanz. Unsere Nettoschulden belaufen sich zum Stichtag auf EUR 5.9 billion. Damit liegen wir deutlich unter der Obergrenze von 3 für das Verhältnis von Nettoschulden zu bereinigten EBITDA für das Kerngeschäft. Auch unsere gegenüber Ende 2022 nochmals verbesserte Eigenkapitalquote von 30% zeigt: RWE ist finanziell sehr robust aufgestellt. Wir investieren Rekordsummen, wachsen profitabel und beteiligen auch unsere Aktionäre am Erfolg. Unsere Dividende für das laufende Geschäftsjahr wollen wir erhöhen, und zwar auf EUR 1 die Aktie. Damit zurück zu dir, Markus.
Vielen Dank, Michael. Meine sehr geehrten Damen und Herren, wir setzen unsere Strategie Growing Green weiter zielstrebig und kraftvoll um. Derzeit haben wir, Michael hat es gerade ausgeführt, erneuerbare Anlagen von über 7 Gigawatt im Bau, so viel wie noch nie in der Geschichte des Unternehmens. Sie sehen, wir kommen beim Ausbau gut voran. An der einen oder anderen Stelle wären wir aber gern noch schneller. Dass das nicht immer geht, ist keine Frage des Kapitals. In aller Regel sind es die politischen Rahmenbedingungen, die das Tempo des Ausbaus bestimmen. Hier gibt es aber durchaus einige positive Entwicklungen. Ich bin optimistisch, dass sich etwa in Deutschland das Ausbautempo bei Onshore-Windkraft weiter erhöhen wird. Auch bei Photovoltaik und Batterien sind wir auf einem guten Weg. Ob uns das schon auf die ambitionierten Zielpfade bringt oder ob die Politik nochmals nachschärfen muss, wird man in 12-18 Monaten wissen.
Die Ende Juli vorgestellte Nationale Wasserstoffstrategie der Bundesregierung ist ein weiteres positives Signal. Die Verdopplung des Ausbauziels für die heimische Elektrolysekapazität auf 10 Gigawatt, die Schaffung eines Wasserstoffkernnetzes sowie der Aufbau von Speichern und Importterminals sind für die Wasserstoffwirtschaft gute Weichenstellungen. Im 2. Halbjahr muss die Politik nun die Strategie in konkrete Gesetze und Regelungen umsetzen, die uns die notwendige Planungssicherheit geben und damit weitere Investitionen ermöglichen. Ziel aller Maßnahmen muss es sein, den Hochlauf so zu gestalten, dass sich so rasch wie möglich ein sich selbst tragender Wasserstoffmarkt etablieren kann. Für den Stromsektor ist der Aufbau von wasserstofffähigen Gaskraftwerken zur Versorgungssicherheit zentral. Hier drängt bekanntlich die Zeit, wenn die zu bauenden Anlagen bis zum Ende des Jahrzehnts in Betrieb gehen sollen. Das ist entscheidend, damit ein Kohleausstieg 2030 möglich wird.
Dass sich das Bundeswirtschaftsministerium kürzlich mit der EU-Kommission auf Leitplanken für flexible Wasserstoff- und Gaskraftwerke geeinigt hat, ist daher eine sehr positive Entwicklung. Eine Bewertung der konkreten Ausgestaltungsvorschläge für die Ausschreibung der Kraftwerke ist jedoch erst dann möglich, wenn diese nach der parlamentarischen Sommerpause vorgelegt werden. Wir als RWE planen vornehmlich, an ehemaligen Kraftwerksstandorten wasserstofffähige Gaskraftwerke zu errichten und bereiten uns intensiv auf die zu erwartenden Ausschreibungen vor. Vor zwei Wochen haben wir mit der Auftragsvergabe an ein internationales Konsortium die Voraussetzungen geschaffen, um an unserem Standort Weisweiler in der Nähe von Aachen, ein wasserstofffähiges Gaskraftwerk mit einer Leistung von 800 MW zu realisieren. Die Genehmigungsplanung für die Anlage beginnt unmittelbar. Die Bestellung der Kraftwerkskomponenten sowie die Beauftragung der Konstruktion stehen noch unter dem Vorbehalt einer finalen Investitionsentscheidung. Dazu ist Klarheit über die Rahmenbedingungen notwendig, vor allem über die Dimensionierung des Wasserstoff-Startnetzes und die Ausschreibungsbedingungen für die Kraftwerke.
Weitere Standorte haben wir bereits im Blick. Neben Weisweiler bieten aus unserer Sicht sowohl andere Standorte in NRW als auch in Hessen und Bayern gute Voraussetzungen für wasserstofffähige Gaskraftwerke. Meine sehr geehrten Damen und Herren, lassen Sie mich nun auf das Offshore-Geschäft eingehen. Wir erleben derzeit eine herausfordernde Phase im globalen Offshore-Geschäft. Inflation und angespannte Lieferketten lassen die Preise für Offshore-Anlagen deutlich steigen. In den vergangenen Wochen wurden erste Projekte in Europa und in den USA mit dem Hinweis auf Kostensteigerungen gestoppt. Das ist für die globale Energiewende keine gute Botschaft. So etwas ist der Worst Case für die Energiewende, wenn große, bereits vergebene Projekte doch nicht wie geplant realisiert werden. Das stellt dann schnell die Erreichung der Klimaschutzziele infrage. Bei RWE setzen wir unsere Offshore-Projekte wie geplant um. Wir bauen und treiben die Entwicklung von Projekten in Großbritannien, Irland, Dänemark, den Niederlanden, Polen und in den USA voran.
Auch in Deutschland treiben wir unser Offshore-Geschäft weiter voran. Hier verfügen wir über gesicherte Flächen und Eintrittsrechte für unser Nordsee-Cluster von insgesamt 1.6 Gigawatt. Wir hatten uns auch an der deutschen Offshore-Auktion im Juli beteiligt und wären gerne zum Zuge gekommen. Das hat diesmal nicht geklappt, weil im Bietsverfahren der Auktion die Preisgebote eine Höhe erreicht haben, die nach unseren Kriterien nicht mehr mit der Wirtschaftlichkeit der Projekte vereinbar war. Wir müssen dieses Mal unseren Wettbewerbern zum Zuge kommen lassen und freuen uns auf die nächsten Ausschreibungen in Deutschland. Meine sehr geehrten Damen und Herren, wir arbeiten weiterhin zielstrebig an allen Teilen unserer Strategie. Nachhaltigkeit ist eine der zentralen Bausteine von Growing Green. Bereits 2020 hat uns die unabhängige Science Based Targets initiative bestätigt, dass unsere Strategie und unsere CO₂-Minderungsziele im Einklang stehen mit einer Begrenzung der Erderwärmung auf unter 2 degrees Celsius.
Unsere Klimaschutzziele sind jetzt noch ambitionierter. Wir streben nun eine Minderung unserer CO₂-Emissionen entsprechend dem 1.5 Grad Reduktionspfad an, über alle Unternehmensaktivitäten und alle Treibhausgase hinweg. Dieses Ziel lassen wir wiederum wissenschaftlich zertifizieren. Ende Mai haben wir unsere Daten bei der Science Based Targets initiative zur Validierung eingereicht. Die Ergebnisse erwarten wir bis Jahresende. Eine Aktualisierung unserer gesamten Strategie und Investitionspläne werden wir auf unserem Kapitalmarkttag am 28. November vorstellen. Ich danke Ihnen für Ihre Aufmerksamkeit und wir freuen uns nun auf Ihre Fragen.
Vielen Dank, meine Damen und Herren. Heute eine Frage zu stellen, drücken Sie bitte Stern eins auf Ihrem Telefon. Noch einmal, das ist Stern eins für Ihre Fragen. Unsere erste Frage heute kommt von Annette Becker von der Börsen-Zeitung. Bitte schön.
Ja, guten Morgen. Ich habe bitte zwei Fragen: Sie erwähnten jetzt in keiner Form das Auslaufen dieser Gewinnabschöpfung. Könnten Sie mal sagen, was Sie dafür jetzt letztlich bezahlt haben? Das begann ja im Dezember in Deutschland und endete jetzt zum dreißigsten sechsten. Könnten Sie vielleicht sagen, was Sie konzernweit an Abschöpfungsabgaben im ersten Halbjahr gezahlt haben? Die zweite Frage betrifft die Pressemitteilung vom Bundeskartellamt, gestern mit der Marktmacht. Da wüsste ich gerne: Was heißt das für Sie? Stehen Sie jetzt unter Missbrauchsaufsicht? Wenn ja, was bedeutet das?
Ja, vielen Dank für Ihre Fragen, Frau Becker. Ich fange mal mit der 2. an. Das Bundeskartellamt beschreibt ja die Situation auf dem Markt der konventionellen Erzeugung und das ist schon verwunderlich, dass wir trotz Kraftwerkstilllegungen weiter diese diese von Ihnen zugedachte Position haben. Das zeigt zuallererst mal, dass wir unbedingt schnellstmöglich in gesicherte Kapazität investieren müssen, um aus diesem Dilemma rauszukommen. Weil das ist, glaube ich, das Vordergründige. Wenn wir dann auf die Position gehen, die uns das Bundeskartellamt da attestiert, da sehen wir den Markt ehrlich gesagt, etwas anders. Zwar nicht so eng nur auf den konventionellen deutschen Energiemarkt, sondern so wie die EU-Kommission auch, betrachten wir den Markt inklusive Erneuerbaren und auch inklusive von Import- und Exportmöglichkeiten. Dann ergibt sich ein ganz anderes Bild zu unserer Position.
Nichtsdestotrotz sind wir uns natürlich unserer Verantwortung bewusst und, der Bericht sagt ja auch selber, dass keinerlei Anhaltspunkte bestehen, dass hier ein Fehlverhalten von RWE vorliegt. Zur Abschöpfung übergebe ich gerne an Michael.
Ja, Frau Becker, zur, zur Abschöpfung. Die Abschöpfung ist ausgelaufen, allerdings die Veranlagung, das wird noch etwas dauern. Da gibt es gewisse Zeiträume, in denen man das angehen kann. Insofern können wir da jetzt noch keine konkreten Zahlen zu nennen.
Dann nehmen wir gerne die nächste Frage.
Ja, wir kommen zu Petra Sorge von Bloomberg. Bitte schön.
Ja, schönen guten Tag, vielen Dank für die Möglichkeit. Ich hätte auch ein paar Fragen. Zuerst vielleicht auch das Aktuelle: Das ist noch unter Embargo. Jetzt kann ich nicht fragen. Entschuldigung. Ich frage was anderes, und zwar noch mal zu Offshore. Sie haben gerade erwähnt also, dass dort dieses Mal Sie das passen mussten. Vielleicht eine kleine Bewertung dazu, was die erfolgreichen Marktteilnehmer betrifft, nämlich 2 Ölunternehmen, die jetzt quasi große Anteile und sehr viel Geld auf den Tisch gelegt haben, um hier Offshore zu entwickeln. Wie bewerten Sie das? Ich würde gerne wissen: Wie sieht es mit Ihren LNG Importen aus? Da ist ja jetzt, fängt der Winter an. Es braucht sozusagen Lieferungen. Adnoc war ja schon was da, da war aber angekündigt, dass noch mehr kommt.
Kommt da noch was? Wenn ja, wann? Als dritte Frage noch mal: Die EU-Kommission prüft ja noch die Kohlehilfen und soll wahrscheinlich auch irgendwann bald zu einem Ergebnis kommen, das vielleicht nicht ganz so gut für RWE aussieht, dass also von den EUR 2.5 billion vielleicht fast nichts mehr übrig bleibt, oder sehr wenig. Rechnen Sie damit? Und wenn ja, was macht das mit Ihrer Position? Danke.
Ja, vielen Dank, Frau Sorge. Fange ich mit Ihrer ersten Frage an, zum Offshore. Also Bewertung von Einschätzung von Wettbewerbern ist immer schwierig. Ich glaube, davon lebt ja der Markt, dass unterschiedliche Marktteilnehmer unterschiedliche Einschätzungen haben. Was jetzt auch nicht unüblich ist. Manchmal gewinnen wir, manchmal gewinnen andere. Das muss man dann auch sportlich nehmen. Ich glaube, was aber natürlich wichtig ist, wir können die Gebotshöhe nicht nachvollziehen, aber wichtig für den deutschen Strommarkt ist, dass, und da habe ich auch in meiner Rede drauf hingewiesen, der Ausbau muss in jedem Fall stattfinden. Wenn die Anlagen kommen, verbessert das die Angebotsseite und vergünstigt dann auch den Strom. Insofern ist vor allen Dingen die Ausbausicherheit wichtig. Dazu sehen die Verträge aber natürlich auch entsprechende Strafzahlungen vor, wenn das nicht kommt.
Das ist natürlich jetzt eine Aufgabe von Bundesregierung und den denjenigen, die gewonnen haben, den Ausbau zu den angestrebten Zeitpunkten auch sicherzustellen. Wir fühlen uns mit unserem Offshore-Portfolio, wenn ich das auch noch anmerken darf, sehr wohl. Wir bauen ja gerade Anlagen in mehreren Ländern, und wir haben auch viele gesicherte Abnahmeverträge, also CFD-Verträge, und auch verfügen über Flächen, wie zum Beispiel in Deutschland, wo wir gar keinerlei Eintrittsprämie zahlen müssten, gar keine Leases. Natürlich haben diese ganzen Projekte durch die Einschätzung von unseren anderen Marktteilnehmern erheblich an Wert gewonnen. Insofern sehen wir den Offshore-Markt weiter positiv. Man muss natürlich auch vorsichtig sein, denn ich habe ja darauf hingewiesen, dass vor allen Dingen das Thema Lieferketten ein schwieriges ist, und man muss das Risikomanagement dieser Projekte immer im Blick haben.
Ihre zweite Frage zum Thema LNG. Wir importieren weiterhin kontinuierlich LNG nach Europa. Das hat unterschiedlichen Ursprung, zum Teil aus dem Mittleren Osten, zum Teil aus den USA. Aber da würde ich jetzt nicht so sehr auf einzelne Verträge gucken. Ich meine, wir haben gestern erlebt, dass die Gaspreise massiv angesprungen sind in Europa. Das liegt natürlich daran, dass wir zwar die Speicher komplett voll haben, aber es braucht natürlich auch im Winter, neben den Speichern, kontinuierlich weiteren Zulauf von Gas über die Pipelines und über die LNG-Importkapazitäten. Und wenn da irgendwo eine kleine Sorge ist, dass da nicht genug Gas zur Verfügung steht, dann reagiert der Markt sehr, sehr nervös. Es ist halt immer noch, auch wenn wir uns sehr wohlfühlen mit den Speicherständen, alles in Summe auf, schön gesagt, auf Kante genäht. Das dritte Thema. Beihilfe.
Ja, wir erwarten eigentlich die Entscheidung der EU-Kommission in den nächsten Wochen, Monaten und wenn wir die Entscheidung kennen, können wir sie bewerten. Da will ich mich jetzt an keiner Spekulation beteiligen.
Darf ich noch nachfragen? Sie hatten jetzt Speicher erwähnt, Pipelines und so weiter. Sie haben selber Gasspeicher. Erwägen Sie denn eine Erweiterung dort?
Jetzt muss man beim Gasspeichergeschäft einmal unterscheiden: Das ist ja auch stark reguliert. Es gibt den sogenannten Eigentümer des Gasspeichers, der muss die Kapazität dem Markt zur Verfügung stellen. Der füllt ja nicht selber Gas ein für den Winter. Dann gibt es Marktteilnehmer, die brauchen nicht selber Gasspeicher zu besitzen. Die buchen die Kapazitäten und füllen dann und sind dafür verantwortlich, die Füllstände zu erreichen. Das heißt, derjenige, der die Kapazität gebucht hat, nicht derjenige, der Eigentümer ist. Wir beteiligen uns an beiden. Wir besitzen Gasspeicher, die wir dem Markt anbieten, diskriminierungsfrei. Wir buchen natürlich Kapazitäten auch bei anderen in den Gasspeichern. Unsere Speicherfüllstände sind deutlich über dem, den Anforderungen und wir nutzen Gasspeicher sowohl in Deutschland wie auch in Osteuropa, um für den Winter Gas einzuspeichern.
Es gibt keine aktuellen Pläne, jetzt, neue Gasspeicher zu bauen. Sie kennen unsere Pläne, dass wir den first Wasserstoffspeicher bauen wollen.
Danke.
Vielen Dank! Kommen wir zur nächsten Frage von Christoph Steitz von Reuters. Bitte schön.
Guten Morgen, ich hätte auch noch mal eine Frage zum Windbereich eher generell. Einer Ihrer Zulieferer steckt ja aktuell in Schwierigkeiten beim Turbinenthema. Wie bewerten Sie das? Ist das für Sie ein Problem? Vielleicht können Sie auch mal ein bisschen mehr sagen über die Supply Chain beim Wind, weil Sie ja als Kunde und Projektentwickler sicherlich da einen ganz guten Überblick haben. Wie herausfordernd ist denn dieser Teil der Wertschöpfungskette in der Energiewirtschaft? Würde mich mal interessieren. Zweite Frage zur anstehenden Wärmesaison, also Heating season fängt ja bald an. Vielleicht können Sie noch mal ein paar Sätze dazu sagen, wie Sie die aktuelle Situation, wie Sie die Wintersaison einfach sehen im Vergleich zum vergangenen Jahr. Ganz herzlichen Dank.
Ja, Herr Steitz, lieben Dank! Fange ich mal mit unserem Windportfolio an. Wir sind natürlich in konstanten Gesprächen mit unseren Zulieferern, was unsere eigenen Anlagen angeht. Da würde ich im Moment sagen, sehen wir keine größeren Auffälligkeiten und Probleme in unserem eigenen Windportfolio. Generell ist natürlich das ein Problem, wenn einer der großen Zulieferer Schwierigkeiten hat. Einmal auf der finanziellen Seite, weil natürlich die Zulieferer am besten ordentlich verdienen, dass sie die nächsten Generationen von Turbinen, die hoffentlich noch besser sein können, auch entwickeln können. Das heißt, wenn die Finanzmittel nicht da sind, um kontinuierlich in Forschung und Entwicklung zu investieren, ist das für die Branche ein Problem.
Wenn man das, so wie man das hört, kann es ja auch zu Lieferverzögerungen für neue Projekte kommen, was dann den gesamten Zulieferermarkt noch mal weiter anspannt und eventuell für höhere Preise sorgt, was am Ende dann auch nicht gut ist für die Branche. Generell, der Supply Chain ist angespannt. Am angespanntesten sehen wir ihn im Moment, für die nächsten 5-10 Jahre, vor allen Dingen auf der Offshore-Seite. Denn wenn die Offshore-Ausbauziele, die sich alle gegeben haben, erfüllt werden sollen, dann hat man im Grunde genommen, angefangen von Transformerstationen, aber auch Turbinen, den, den Fundamenten, bis hin zu Installationsschiffen, eigentlich die Herausforderung, dass die gesamte Kapazität von allen, die daran mitwirken müssen, deutlich ausgeweitet, ausgeweitet werden müssen.
Da dürfen die Zulieferer natürlich nicht warten mit der Ausweitung ihrer Kapazität, bis die ersten Bestellungen eingehen, weil dann kommt es ja zu einer 2. Welle des Verzuges. Da haben wir mehrfach drauf hingewiesen, dass das integriert gedacht werden muss und dass genug Sicherheit auch der Zulieferer da ist, dass die Anlagen bestellt und dann auch gebaut werden. Was da vorteilhaft ist, muss man ganz klar sagen, ist, wenn in großem Umfang Offshore-Seeflächen frühzeitig verauktioniert werden. So wie Deutschland das jetzt macht, mit 7 Gigawatt in der 1. Auktion. Jetzt kommt ja noch die 2. mit den Eintrittsrechten und dann kommt ja die nächste große nächstes Jahr. Das ist schon vorteilhaft, weil man dann sich relativ früh mit den Zulieferern zusammensetzen kann und beplanen kann, auch mit Vorlauf von mehr als 5 Jahren.
Ich glaube, das wäre gut, wenn auch andere Länder eher nicht jedes Jahr ein kleines Projekt verauktionieren, sondern die Seeflächen für die nächsten 5-10 Jahre relativ schnell, weil dann kriegt man diese Sicherheit in die ganze Industrie rein. Zum Winter, das ist natürlich jetzt ein bisschen Glaskugel. Ich kann Ihnen die Kernfaktoren nennen, die entscheidend sein werden. Natürlich ist der erste und wichtigste Faktor für den Winter das Wetter. Wird der Winter kalt und wird der Winter windreich? Je windreicher und je weniger kalt, desto besser für die Gasversorgung. Da muss man aber ganz klar sagen, davon sind wir zu weit weg. Natürlich gibt es unsere Wetterkollegen, die sich das angucken, aber die Konfidenz auf die Vorhersagen ist so gering zum jetzigen Zeitpunkt, das ist reine Spekulation.
Auch übrigens, die Spekulation, ob es zu einem El Niño phenomenon kommt oder nicht. Das second ist die Kraftwerkskapazität. Welche Kraftwerke, die nicht Gas brauchen, stehen zur Verfügung? Da sieht die Situation im kommenden Winter sicher deutlich besser aus, vor allen Dingen mit Blick auf unsere französischen Nachbarn und die Kernenergie. Die third Frage ist natürlich: Kriegen wir kontinuierlich Gas von den russischen Zulieferern? Das heißt, liefern die Norweger zu 100% und werden alle LNG terminals ausgelastet sein und LNG bekommen? Das sind die Faktoren. Zum heutigen Zeitpunkt muss man sagen: Es gibt keinerlei Anlass zu großer Sorge. Wie ich schon mehrfach gesagt habe, das System an sich hat keine Reserven. Das heißt, wenn es irgendwo zu einem Ausfall kommt oder zu einem Problem, kann das natürlich direkt zu einer Situation führen, die dann nicht schön wird.
Insofern muss weiter kontinuierlich an allen den Faktoren gearbeitet werden. Vor allen Dingen, dass die LNG-Importkapazität weiter erhöht wird, und das Pipeline-System in Europa gestärkt wird, dass wir mehr auch innerhalb von Europa Gas, von West nach Ost bekommen.
Okay, vielen Dank.
Vielen Dank. Kommen wir zur nächsten Frage von Philip Akutow von Energy GmbH. Bitte schön.
Hallo, ich habe zwei Fragen, und zwar die erste geht um das, um die Offshore-Ausschreibung. Auch noch mal, sehen Sie die, das dynamische Gebotsverfahren nur sportlich oder sind Sie auch dafür, wie der Verband, dass man sagt, man sollte eigentlich die Gebote deckeln, damit da mehr Chancengleichheit besteht und man nicht auf solche riesigen Preise kommt am Ende? Die zweite Frage schließt sich an, an die, das Thema mit dem Bundeskartellamt, was heute schon besprochen wurde. Gibt es ja die Forderung von einzelnen größeren Aktionären der RWE, dass man die Braunkohle, oder dass man Kohle auch abspalten sollte. Sie haben gerade gesagt, dass, dass, dass man schnell zu den Erneuerbaren soll und von Fossilen weg. Oder ist das jetzt? Gibt es da einen neuen Stand?
Wie stehen Sie jetzt dazu, zu solchen Ideen? Das wären meine 2 Fragen.
Ja, Herr Akutow, vielen Dank für die Fragen. Fange ich an mit Offshore. Irgendwas zu deckeln ist natürlich insofern schwierig, wenn dann alle am Deckel bieten, stellt sich sofort die Frage: Wie findet dann die Verteilung statt? Soll man dann auf das Losverfahren übergehen, weil es durchaus in Auktionen auch schon gegeben hat. Nur das Deckeln ist sicherlich nicht die Lösung. Wir sehen die dynamische Gebotskomponente zum jetzigen Zeitpunkt wirklich weiterhin nur sportlich. Wir sehen auch nicht, dass die hohen Gebote unmittelbar zu höheren Strompreisen führen. Strompreise ergeben sich durch die Angebot und Nachfrage und in dem Augenblick, wo das stattfindet, spielen historische Investitionskosten keinerlei Rolle. Am heutigen Strommarkt ist auch nicht relevant, was mal im Gaskraftwerk oder in einer erneuerbaren Anlage investiert wurde. Ist im Grunde genommen Angebot und Nachfrage.
Was natürlich durch diese, ich sag mal, das Wegschnappen der 7 GW von 2 Unternehmen was dazu führen kann, ist, dass natürlich der PPA-Markt, also der Markt für Langfristabnahmeverträge, von denen, die heute schon die Strompreise ab 2030 sichern wollen, dass der natürlich austrocknet, weil Sie ja auch angekündigt haben, das zum Teil für sich selber behalten zu wollen. Da bin ich im Moment auch nicht besorgt. Erstens haben wir selber auch noch genug Strom, den wir verkaufen können, zu sehr wettbewerbsfähigen Preisen ab 2030. Es kommen ja weitere Auktionen, wo auch Strom dann zusätzlich für PPA zur Verfügung steht. Der Kreis derjenigen, die zum heutigen Zeitpunkt bereit sind, ab 2030 für 15 Jahre Strom einzukaufen, ist ehrlich gesagt auch sehr überschaubar.
Ich wäre da erst mal in Summe eher entspannter und aus Sicht der Bundesregierung kann man auch sagen, ich meine, man nimmt da jetzt über EUR 10 billion ein, die natürlich am Ende auch genutzt werden können, um die Förderung von H2-ready Gaskraftwerken, die ja kommen muss, zu bezahlen. Insofern wird das dann für den Stromkunden günstiger. Er kriegt auf der einen Seite eine Entlastung, die das kompensiert, was für Versorgungssicherheit investiert werden muss. Ich sehe da keinen Grund, kurzfristig, panisch, das Ausschreibungsdesign zu ändern. Es gibt übrigens, letzte Erinnerung, ja auch den zweiten Weg. Das Ausschreibungsverfahren sehen ja vor, dass ein Teil auch über CFDs verauktioniert werden kann. Insofern kann die Bundesregierung da wählen, wie viel über welchen Weg geht. Wenn man diese Dualität behält, ist das, glaube ich, vernünftig.
Die Frage zum Patentamt: Also ich würde gerne die Kausalität wieder umdrehen. Das Wichtigste ist, dass schnellstmöglich gebaut wird. Auf der einen Seite, dass alle Erneuerbaren kommen, wie geplant. Das ist dann die Hauptlast der CO₂-freien Erzeugung und dass dann gesicherte Leistung so schnell wie möglich gebaut wird, dass wir auch für die Zeit, wo die Erneuerbaren nicht ausreichend Ersatzkapazität haben. Wenn das geschehen ist, dann kann der Ausstieg aus der Kohle erfolgen. Was die Abspaltung angeht, ich meine, Sie kennen unsere Meinung dazu. Wir haben auch soziale Verantwortung den Mitarbeitern gegenüber. Wenn da was passiert, geht das nur in enger Abstimmung mit der Bundesregierung. Dazu gibt es ja die Vereinbarung, sich zu gegebener Zeit noch mal eine Stiftungslösung anzuschauen.
Da kann ich zum jetzigen Zeitpunkt auch überhaupt nicht mehr zu sagen, als nur das zu wiederholen, was Sie schon kennen.
Danke.
Danke schön. Dann kommen wir nun zu Vera Eckert von Thomson Reuters. Bitte schön.
Ja, hallo, ich hatte eine Frage zu Weisweiler und anderen Gas-, Wasserstoffkraftwerken. Was sind denn im Besonderen die Bedingungen, die Sie da gerne sehen würden, damit Sie losschlagen können?
Ja, danke, Frau Eckert. Das ist eigentlich relativ einfach. Das sind two Bedingungen. Da wir davon ausgehen, auch wenn das jetzt noch vorläufig ist, wenn wir die Ausschreibungsbedingungen vielleicht Ende der Sommerpause dann im Detail sehen, aber ich gehe davon aus, dass diese Kraftwerke irgendwann ab Mitte der 2030s, 2035, auf Wasserstoff laufen müssen. Insofern kann ich einen Standort nur dann aussuchen, wenn ich weiß, dass ich eine Anbindung an ein Wasserstoffnetz habe, das auch so dimensioniert ist, dass die Anlage mit Wasserstoff versorgt werden kann. Das heißt, first Bedingung ist Klarheit über die Dimensionierung und den Verlauf des Wasserstofffernnetzes. Man kann eine Anlage nicht da bauen, wo das Netz nicht die Wasserstoffversorgung sicherstellt. Die second Frage ist natürlich: Wie wird das sogenannte Missing Money vergütet? Denn die Anlagen werden, wenn sie laufen, nur ihre Grenzkosten verdienen.
Das heißt, man kriegt durch die Stromproduktion, die ja auch sehr gering ist, was die Auslastung angeht, den Hauptlast sollen ja die Erneuerbaren tragen, bekommt man die Investitionskosten nicht vergütet. Das heißt, es braucht eine irgendwie geartete Kapazitätsprämie, ob ein Investitionsschuss oder Kapazitätsmarkt wie in England, das ist am Ende egal, aber das muss da sein. Da wird dann natürlich wettbewerbsmäßig drauf geboten, sodass die Bundesregierung und der Stromkunde das für den geringstmöglichen Preis bekommt. Die beiden Bedingungen sind zu erfüllen und dann ist der Rest wieder wettbewerbliche Sache.
Danke schön.
Danke. Von der Rheinische Post haben wir Antje Höning mit der nächsten Frage. Bitte schön.
Ja, vielen Dank! Die Bundesregierung braucht ja eigentlich 50 neue Gaskraftwerke in Deutschland, damit das läuft, auf Dauer. Das ist ja unrealistisch. Gehen Sie davon aus, dass die Kohle, Braunkohle, im Rheinischen Revier doch nach 2030 noch laufen muss? Im Notfall könnte das ja so sein. Sind jetzt dort alle Kapazitäten am Netz? Die zweite Frage zu dem ungeliebten Atomthema: Für Deutschland hat sich das ja für Sie erledigt. Können Sie sich eigentlich vorstellen, im Ausland neue Atomkraftwerke zu bauen? Oder wollen Sie grundsätzlich auf alle Zeiten die Finger von der Atomkraft auch in neuen Varianten lassen? Danke schön.
Vielen Dank, Frau Höning. Das sind ja deswegen auch so interessante Fragen, weil die spekulativ sind, wo ich natürlich eine Abneigung habe, mich da sehr detailliert mit zu beschäftigen. Trotzdem, ich versuche es mal. Ob zum heutigen Zeitpunkt, ich gucke mal nach draußen, alle Kraftwerkskapazität im Rheinischen Revier am Netz sind, weiß ich nicht. Ich vermute nicht. Es ist sehr sonnig, und wir haben normale Temperatur, aber können wir gerne nachreichen. Gucken wir Ihnen, gucken wir gerne für Sie nach, ob wir heute alles am Netz haben oder nicht. Ich glaube es nicht. Gaskraftwerke, die 50 Gigawatt, da gibt es ja auch unterschiedliche Abschätzungen, sagen wir mal, 30-50 Gigawatt und die umfassen auch KWK-Anlagen, also Kraft-Wärme-Kopplung, die umgestellt werden sollen, wo es ja Anreize gibt, die von Kohle auf Gas umzustellen.
Das umfasst natürlich auch die Gaskraftwerkskapazität, die auf Wasserstoff umgestellt werden kann. Insofern, das sind nicht alles komplette 50 GW Neubauten an Gaskraftwerken und der größte Teil muss auch nicht komplett 2030 schon da sein. Großer Teil ja, wir haben noch ein bisschen mehr Zeit als 2030. Es muss schon in der Größenordnung, wie die Bundesregierung das auch vorsieht, sagen wir mal, 15 Gigawatt bis 2030 wahrscheinlich neu gebaut werden. Das ist nicht komplett unrealistisch, wenn man wirklich jetzt Ende der Sommerpause das Auktionsdesign fertig hat und die ersten Auktionen Anfang nächsten Jahres stattfinden können, dann ist das machbar. Insofern will ich jetzt auch nicht daran spekulieren, ob das erreicht wird oder nicht. Wenn das nicht erreicht wird, ist es mit dem Kohleausstieg schwieriger.
Kernenergie: Ich formuliere es mal so, ich kann mir nicht vorstellen, dass RWE noch mal große so Kernenergieanlagen, wie wir sie kennen, in irgendeinem Land errichtet. Und da kommt jetzt der spekulative Teil: Man weiß nie und kann nicht ausschließen, wie sich die technologische Entwicklung fortentwickelt. Es wird ja auch an kleineren modularen Reaktoren gearbeitet und man kann nicht ausschließen, in welchen Ländern man noch als Unternehmen aktiv wird. Das heißt, da ein für alle Mal was auszuschließen, fällt mir schwer, weil ich die technologische Entwicklung nicht vorhersehen kann. Es gibt bei der Technik, die wir heute kennen, aktuell keinerlei Pläne, in irgendeinem Land, in dem wir aktiv sind, da zu investieren.
Danke.
Vielen Dank. Kommen wir mit der nächsten Frage zu Leonie Weigner von der dpa-AFX. Bitte schön.
Ja, vielen Dank. Sie haben ja jetzt schon eine ganze, ganze Reihe erzählt, wie schwierig es aktuell vor allem bei Offshore ist, auch mit Blick auf Ihre Ausbauziele, die Sie uns ja dann Ende November präsentieren wollen. Vielleicht können Sie mal ein bisschen erzählen, wie Sie Ihre Rolle da so sehen, denn es wirkt so ein bisschen so, als sei Ihnen, sei Ihnen die Hände gebunden und als müssten Sie sich jetzt halt hinten anstellen, bis dann irgendwann sich die Lieferketten entspannen. Herr Krämer, Sie sagten eben, 5 bis 10 Jahre. Das klingt nicht so wirklich ermutigend.
Ja, Frau Weigner, das hat ja zwei Elemente. Einmal: Was heißt das für den Markt? Da weisen wir zu Recht darauf hin, das, das muss alles koordiniert ablaufen, sonst stehen wir hier in zwei, drei Jahren und freuen uns, dass wir Flächen ausgeschrieben haben in Europa und in den USA. Wir müssen jetzt auf die Turbinen warten. Es ist ja nicht, dass das Kind schon in den Brunnen gefallen ist, nur der Hinweis darauf: Es ist nicht genug Kapazität da, um alle Ausbauziele heute zu erfüllen. Das ist die Marktsicht. Jetzt komme ich zum Unternehmen. Da wollen wir natürlich das tun, was geht. Wenn Sie der Berichterstattung ver, Sie verfolgt haben, sind wir ja aktiv dabei, uns schon langfristig Kapazitäten zu sichern, wo wir Knappheiten erkennen. Da haben wir auch erste Ankündigungen zu gemacht. Langfristige Verträge für Installationsschiffkapazitäten, für Wartungsschiffkapazitäten.
Wir können davon ausgehen, dass wir auch in intensiven Gesprächen mit allen anderen Zulieferern sind, um uns Kapazitäten zu sichern, über Rahmenverträge. Nicht alles will man dem Wettbewerb erzählen, deswegen ist nicht alles öffentlich. Ich sage mal, wir haben ein straffes Ausbauprogramm. Ich glaube, bei uns sind ständig 2 GW Offshore Wind im Bau. Aktuell sogar mehr, 2.4 GW, nämlich in England und in Dänemark. Es kommen die deutschen Projekte, es kommen die polnischen Projekte, es kommen die Niederländischen Projekte, wo wir im Grunde genommen die Seeflächen und den sogenannten Route-to-Market, also der Strommarkt, jetzt schon vereinbart haben. Wir beteiligen uns kontinuierlich bei weiteren Auktionen.
Ich glaube, dass wir unsere alten Ausbauziele jetzt schon erreicht haben, mit dem, was wir bis 2030 gesichert haben und alles, was dazu kommt, wird die Ausbauziele noch mal deutlich erhöhen und darüber informieren wir dann im Herbst. Noch mal: Der Markt in Summe ist angespannt, aber ich glaube, dass wir uns als einer der beiden westlichen größten Spieler da sehr gut schlagen. Insofern ist zwar angespannt, aber wir werden unsere Rolle da weiter ausbauen.
Danke.
Danke. Kommen wir mit der nächsten Frage zu Laura Pitzl von Financial Times. Bitte schön. Ihre Leitung ist geöffnet. Bitte stellen Sie sicher, dass Sie nicht stumm geschaltet sind.
Es tut mir leid. Hallo, guten Morgen. Ich stelle meine Frage auf Englisch, wenn das in Ordnung ist. You have made big investments in the U.S. I was wondering what you think about, what's your latest thinking on Inflation Reduction Act of 2022, and Europe's efforts to compete with that? Is Europe doing enough? Is it still much more attractive to invest in the U.S.? I'd be interested to hear your thoughts. Thank you.
Ja, vielen Dank, Frau Pitzel, für die Frage. Also wir sind mit den Rahmenbedingungen in den USA sehr einverstanden. Ich glaube, es gibt noch 2 Themen, die offen sind, woran aber gearbeitet wird. Das eine ist auch da, was ja hier in Europa das gleiche Thema ist, dass der Netzausbau ebenso beschleunigt wird. Das heißt, dass wir nicht nur den erneuerbaren Ausbau hinbekommen, dass der Netzausbau auch beschleunigt wird. Der liegt ja nicht in der Hand von Unternehmen wie uns und unseren Wettbewerbern, sondern den Netzbetreibern. Das Zweite ist, dass die genauen Details für den Aufbau der amerikanischen Wasserstoffwirtschaft noch ausstehen. Das heißt, die Kriterien, wie grüner Wasserstoff definiert ist und Ähnliches. Auch das ist kurzfristig zu erwarten. Insofern aber Rahmenbedingungen sind gut. Jetzt zum Vergleich zu Europa: Ich tue mich schwer, die den Glauben anzuhängen, dass das ein Wettbewerb ist.
Warum? Weil beide Regionen müssen ihre Energiewende hinbekommen und den Ausbau hinbekommen. Insofern ist das ein stark wachsender Markt. Das ist nicht ein entweder hier oder da, sondern am Ende ist es, wie hoch die Geschwindigkeit auf beiden Seiten des Atlantiks sein wird, wobei die Geschwindigkeit auf der einen Seite nicht die Geschwindigkeit auf der anderen Seite beeinflussen wird. Die Amerikaner tun nach meiner Einschätzung im Moment mehr dafür, um die integrierten Wertschöpfungsketten aufzubauen. Das heißt, um auch lokale Produktion für solar panels, für Batterien, und auch Teile der Offshore-Wirtschaft, hochzubekommen, also die Kapazitäten auszubauen. Ich glaube, auf der Seite-... könnte Europe noch mal nachlegen. Wie gesagt, es ist kein Vergleich der Bedingungen oder ein, ein wirklicher Wettbewerb, ob die Solarfabrik jetzt in Europe gebaut wird oder ob die in den U.S. gebaut wird. Am Ende brauchen wir beide, um in beiden Regionen die Ziele zu erreichen.
Vielen Dank!
Vielen Dank. Meine Damen und Herren, noch einmal als Erinnerung: Drücken Sie bitte Stern eins, um eine Frage zu stellen. Wir kommen nun zu Ulf Meinke von der WAZ. Bitte schön.
Ja, guten Morgen, Stefan Schulze. Nicht Ulf Meinke, ich vertrete ihn heute. Ich habe, Herr Krebber, 2 politische Fragen und auch ein bisschen spekulativ. Sie haben gesagt, betont, mehrfach, wie wichtig der Gaskraft, H2-ready-Kraftwerk Hochlauf in Deutschland ist. Was ist denn, wenn die Kollegin Antje Höning recht hat und es ist unrealistisch, die Ausbauziele? Was würde es denn machen, wenn wir nicht in dem nötigen Tempo diese Kraftwerke bauen können? Was macht das mittelfristig mit der Versorgungssicherheit, auch mit dem Strompreis vor allen Dingen? In dem Zusammenhang wüsste ich auch gerne, wie Sie auf die aktuelle Debatte um den Industriestrompreis blicken. Sie selbst haben ja hin und wieder auch vor der Deindustrialisierung gewarnt, die auch schon beginne in Deutschland. Industrie sagt, wir brauchen das dringend. In der Regierung streiten sich Grüne und FDP darüber. Das sind meine 2 politisch spekulativen Fragen. Danke.
Ja, vielen Dank, Herr Schulze. Die sind gar nicht so spekulativ. Das ist, glaube ich, relativ konkret. Fangen wir mit dem ersten an: Wir brauchen gesicherte Leistung. Wenn wir nicht genug gesicherte Leistung in im Markt haben, haben wir ein Versorgungssicherheitsproblem. Das heißt, am Ende kann man relativ klar sagen: Wenn der Neubau der wasserstofffähigen Gaskraftwerke, was zukünftig die Hauptlast der gesicherten Leistung, wenn das nicht kommt, zeitlich, dann können die anderen Anlagen nicht aus dem Markt gehen. Wenn die anderen Anlagen dann auch aus dem Markt gehen würden, dann ist die Versorgungssicherheit akut gefährdet. Jetzt muss man auf was anderes hinweisen: Wenn die Anlagen die dürfen nicht aus dem Markt gehen. Auf der anderen Seite wird es aber ein wirtschaftliches Problem, denn die Anlagen werden immer weniger ausgelastet.
Wir brauchen genau die Ausschreibung, um das Vorhalten von Kapazität zu vergüten. Das Vorhalten von Kapazitätsvergütung ist aber für existierende Anlagen und schon gar nicht für Kohleanlagen überhaupt vorgesehen. Das heißt, wenn der Ausbau nicht schnell genug kommt, wird sich die Frage stellen: Wer denn dann diese Versorgungssicherheit übernimmt, weil die Anlagen nur noch wenige Stunden in 2029, 2030 laufen werden. Das wird dann auch zu einem wirtschaftlichen Thema. Kann man aus aller Perspektive eigentlich nur sagen: Lasst uns den Neubau so schnell wie möglich hinbekommen. Beim Industriestrompreis: Ja, ich habe öfter vor der Deindustrialisierung gewarnt und das sehe ich auch immer noch so. Das liegt aber genau daran, dass nicht genug Strom zu wettbewerbsfähigen Preisen verfügbar ist. Der Industriestrom, also wir haben ein Mengenproblem. Auch das wieder massive Investitionen so schnell wie möglich auf beiden Seiten, Erneuerbare, die Versorgungssicherheit.
Der Industriestrom löst natürlich nicht das Mengenproblem. Das heißt, die Menge wird dadurch weiterhin die gleiche bleiben. Ich glaube, man muss ganz klar konstatieren, dass bei heutigen Strompreisen die energieintensive Industrie im internationalen Wettbewerb ein Problem hat. Das ist politisch gar nicht so einfach zu lösen und das sehen Sie ja auch anhand der Diskussionslinien in der Koalition, weil wo wollen Sie die Grenze ziehen? Was ist mit dem Mittelstand, der auch unter den hohen Energiekosten leidet? Wenn Sie das klassische Bäckerei Beispiel nehmen, auch die kleine Bäckerei ist genauso stromintensiv wie die Großbäckerei. Da die Grenze zu ziehen, dem einen die Vorteile zukommen zu lassen, dem anderen nicht. Das hat alles wahnsinnige Probleme, die natürlich politisch bedacht werden müssen.
Ich glaube, was generell richtig ist und das kann man in jedem Fall tun, ist natürlich, alle Steuer- und Abgabenlast auf Strom so weit wie möglich zu senken. Das kommt dann, erst mal allen zugute.
Ja, vielen Dank. Ich hätte noch eine Nachfrage zur ersten Frage. Sie haben schön skizziert, was das mit der Versorgungssicherheit machen könnte, aber was würde es mit dem Preis machen, wenn wir den Gashochlauf nicht hinbekommen? In 2029 nannten Sie als Jahr, wird ja Kohlestrom hoffentlich oder sollte deutlich teurer sein als Gasstrom. Kriegen wir dann auf der Seite auch noch ein Problem?
Wenn weiter Anlagen stillgelegt werden und nicht schnell genug neu gebaut wird, heißt es am Ende, dass vor allen Dingen in den Knappheitsphasen, wo die Erneuerbaren nicht ausreichen, der Strompreis natürlich deutlich höher ist. Bleiben die Altanlagen im Markt, ist es am Ende eine Frage der Preiskonstellation von Gas, Steinkohle und dem CO₂-Preis. Wenn wir davon ausgehen müssen, dass der CO₂-Preis weiter steigt, was ja auch politisches Ziel ist bis 2030, dann muss man davon ausgehen, dass wenn CO₂-intensivere Anlagen die Leistung übernehmen müssen, dann ist der Strompreis höher, als wenn es CO₂, weniger CO₂-intensive Anlagen sind. Am Ende wird der verzögerte Ausbau auch tendenziell zu höheren Strompreisen führen.
Vielen Dank.
Danke schön. Kommen wir zu Nathan Witkop von Montel mit der nächsten Frage. Bitte schön.
Danke schön. Ja, zwei grobe Fragen zum geliebten Thema Offshore-Wind. Können Sie bitte die genaue Art der Engpässe in der Lieferketten erläutern, die die Kosten der Offshore-Windenergie in die Höhe treiben? Welche Komponenten sind problematisch und wo liegen die Ursachen für die Lieferengpässe? Sie haben auch auf die Gefahr hingewiesen, dass die Energie, Energiewende gefährdet ist, wenn große Offshore-Projekte nicht zustande kommen. Sie sahen auch aber wenig Risiko für überhöhte Strompreise durch das derzeitige Auktionskonzept. Die letzte Auktion wurde zwischen zwei Ölkonzernen aufgeteilt, die mehr Geld haben als alle anderen. Warum genau sehen Sie nur ein geringes Risiko für einen Trend zu einer monopolisierten Offshore-Windkraftgeschäft, die die Verbraucher unter Druck setzen oder die Energiewende erpressen könnte? Danke.
Vielen Dank für die Frage. Die erste Frage, da tue ich mich schwer, konkret zu werden. Generell kann ich nur wiederholen, dass im Grunde genommen die gesamte Offshore-Industrie, angefangen von Turbinen, aber auch den Fundamenten bis zu Installationsschiffen und alles, was man braucht, hochskaliert werden muss, um die Ausbauziele zu erreichen. Jetzt auf der kurzen Frist, unsere Einschätzung, wo die Knappheit am größten sind, das sind wettbewerbssensitive Informationen. Da werde ich nicht drauf eingehen können. Jetzt noch mal zum Auktionsdesign: Wir müssen jetzt, wir müssen jetzt in der Frist unterscheiden. Der Strompreis bildet sich ja jede Viertelstunde durch Angebot und Nachfrage. Am Ende werden die Strompreise bestimmt über die Merit Order, das heißt, die Grenzkosten der Produktion. Wir wissen, dass die Grenzkosten von erneuerbaren Produktionen fast 0 sind.
Das heißt, wenn Sie jetzt in irgendeiner Viertelstunde in 2031 da sind und da ist das Angebot da, weil die Offshore-Windparks sind gebaut, dann werden diejenigen, die heute, die das gebaut haben, ihre historischen, Eintrittsprämien von EUR Milliarden nicht im Strommarkt umsetzen können, weil die Grenzkosten der Anlage sind 0 und die wird laufen, ob der Strompreis EUR 5 ist oder EUR 50, weil es ökonomisch sinnvoll ist, ihn auch bei EUR 5 laufen zu lassen. Das heißt, heute, wenn wir heute in der Viertelstunde gucken, ist der Strompreis ja auch nicht dadurch bestimmt, wie teuer die Solar, Wind, Braunkohle, Gaskraftwerke oder sonst was waren, sondern einfach nur aufgrund von Angebot und Nachfrage. Das ist, wenn wir sozusagen in den Spotmarkt gucken.
Da führen sogar, wenn man es übertreiben will, die hohen Lease Payments, die ja zu 90% auf die Netzentgelte umgelegt werden, als Entlastung, sogar tendenziell zu sinkenden Strompreise, weil Angebot und Nachfrage sind gleich. Deshalb kann die Bundesregierung sich über die hohen Beträge freuen. Wichtig ist aber, den Punkt will ich noch mal machen, dass wir nicht in 2027 feststellen dürfen, dass die Anlagen nicht gebaut werden. Haben wir ein wirkliches Problem. Anders ist das, gehe ich noch mal zurück auf den PPA-Markt. Wenn also heute ein Unternehmen sich für 2030 bis 2050 schon den Strom einkaufen will, dann werden diejenigen, die natürlich ihre hohen Gebote abgegeben haben, die auch in dem Preis umgesetzt haben wollen. Würde ich zu dem Preis heute kaufen? Nein, da würde ich lieber auf den Spotmarkt 2030 warten.
Da würde ich mir auch keine Sorgen machen, weil erstens werden noch 20 GW verauktioniert. Es gibt auch Unternehmen, die haben noch Offshore-Anlagen in Deutschland, wo keinerlei von Eintrittspreisen gezahlt werden. Wir gehören auch dazu. Wir werden unseren Strom auch noch vermarkten. Es gibt auch noch Altanlagen, die aus der Förderung rauslaufen, die werden auch noch vermarktet. Ich glaube, dass für die Unternehmen, die ab 2030 heute schon Strom einkaufen wollen, genug da ist, auch ohne die beiden, die gerade große Mengen gesichert haben. Insofern würde ich mir da auch kurzfristig keine Sorgen machen. Wie gesagt, das ist alles meines Erachtens komplette Entgleisung des Hauptthemas. Wichtig ist: Der Ausbau muss stattfinden. Wir brauchen physisch das Stromangebot, egal zu welchem Auktionsdesign oder mit welchen Eintrittsprämien. Das Angebot muss hoch.
Vielen Dank! Dann kommen wir zur nächsten Frage von Norbert Harzinger vom Plato Brief. Bitte schön.
Ja, hallo, vielen Dank. Kleine Frage zur Finanzierungsstrategie: Es gibt ja einen gewissen ESG-Backlash in den USA. Die letzten Tage hatte man gesehen, S&P nimmt zum Beispiel die ESG-Noten aus den Ratings wieder raus. Was bedeutet diese Tendenz, diese Bewegung, die ja irgendwo gegenläufig ist zu dem, was in Europa sich tut, für Ihre kommenden Anleihenemissionen, für Ihre Pläne der Konzernfinanzierung?
Herr Harzinger, da werde ich die Frage übernehmen. Zunächst mal muss man sagen, mit dem gesteigerten Ausbauplan, den wir vor uns haben, geht natürlich auch ein Finanzierungsbedarf einher, aber wir fühlen uns da sehr komfortabel, dass wir das auch gut absichern können. Wir haben ja gerade erst im ersten Halbjahr einen EUR 1 billion Bond, einen Green Bond emittiert, der deutlich überzeichnet war. Wir haben auch gerade noch eine Kreditlinie mit Banken noch mal verlängert und sogar erhöht und auch der war deutlich überzeichnet. Beide Bonds und auch die Kreditlinie sind allerdings nachhaltige Linien. Das heißt, bei den Green Bonds haben wir ein Green Bond Framework dahinter stehen, was uns verpflichtet, die Erlöse aus dem Bond ausschließlich in erneuerbare Projekte zu investieren. Das ist ja genau auch der Bereich, in dem wir wachsen.
Das Gleiche gilt auch für die Kreditlinie, die ist auch gebunden an Kriterien, wie CO₂-Intensität unseres Portfolios oder auch Investitionen nach der EU Taxonomy in grüne oder nachhaltige Technologien. Insofern, das ist für uns unkritisch. Ich sage mal, grundsätzlich ist der Trend in Richtung ESG da. Muss man mal abwarten, aber es ist nicht irgendwas, was uns jetzt in der Finanzierung einschränken würde oder benachteiligen würde, im Gegenteil.
Das heißt, nicht mehr konventionelle Anleihen, anteilig in der Zukunft?
Nein, also wir haben ja im Prinzip nur eine konventionelle Anleihe rausgegeben. Das war eine kurzfristige in der Krise, um damit eben auch die ganzen Aktivitäten, die wir für die Versorgungssicherheit in Deutschland gemacht haben, also vor allem die Einspeicherung von Gas, zu finanzieren, mit 3-year Bonds, die auch sehr gut im Markt angenommen worden ist. Das komplette Wachstum werden wir über grüne Bonds finanzieren, weil es ja auch grüne Projekte sind, die wir finanzieren müssen.
Danke schön.
Vielen Dank! Es liegen im Moment keine weiteren Wortmeldungen vor und damit möchte ich gern an Frau Vera Bicker übergeben.
Ja, vielen Dank für Ihre Fragen und Ihr reges Interesse. Sollten Sie im Nachgang noch Fragen haben, stehen meine Kolleginnen und Kollegen und ich Ihnen gern zur Verfügung. Wir freuen uns auf Ihre Berichte und wünschen Ihnen einen schönen Tag. Herzlichen Dank für Ihre Teilnahme.
Meine Damen und Herren, hiermit ist die heutige Konferenz beendet. Vielen Dank für Ihre Teilnahme.