Transcript ppt-Präsentation

Umbauperspektiven
der Steag angesichts
der Energiewende
- Endbericht/Workshop 07. August 2012
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Aufbau der Studie
I. Bestandsaufnahme: Unternehmen
1.
2.
3.
4.
5.
6.
STEAG-Deal: Hintergründe u. Vereinbarungen
Organisationsstruktur
Geschäftsfelder der STEAG
Portfolio der STEAG
Unternehmenskultur der STEAG
Betriebswirtschaftlicher Status-quo
a) STEAG
b) Stadtwerke
7. Positionen u. Forderungen
II. Bestandsaufnahme: Branchenumfeld
1. Marktentwicklung
2. Rahmenbedingungen
a) Wettbewerb
b) Zertifikatehandel
c) Energiewende
d) EEG
3. Chancen und Risiken der Branche
III. Aussichten und Umbauperspektiven
1.
2.
3.
4.
5.
6.
SWOT-Analyse
Aktuelle strategische Neuausrichtung
Umfrage zur Strategie
Finanzielle Möglichkeiten
Mitbestimmungsmöglichkeiten
Umbauperspektiven im Detail
a) Vertikale Integration
b) Steinkohleverstromung
c) Internationales Geschäft
d) Nuklear-Sparte
e) Neue Partner
f) Fazit
IV. Vergesellschaftung
1. Marktversagen
2. Vergesellschaftung als Alternative
-2-
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
I. Bestandsaufnahme:
Unternehmen
-3-
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Steag: Herauslösung aus Evonik
Ruhrkohlegründung als
Konsolidierungsunternehmen
des Steinkohlenbergbau
RAG nach Übernahme
Deguassa (Tausch gg. Ruhrgasanteil)
und STEAG (Restanteilserwerb)
RAG
Ruhrkohle AG
(E.ON, RWE, Thyssen-K., Arcelor)
Steinkohle/Immobil.
Ruhrkohle AG
Steinkolhe
Rest-RAG und Evonik
nach Aufspaltung in Stiftung und STEAG-Teilverkauf
Stiftungslösung:
"Schwarze Sparte"
Rest-RAG
(RAG-Stiftung)
Evonik
(RAG-Stiftung, CVC)
...
Steinkohle/Immobil.
Immobilien
Tausch: Ruhrgasanteil
gg. Degussa
Degussa
Immobiliensparte
Stiftungslösung:
"Weiße Sparte"
Chemiesparte
Ruhrgas
STEAG
STEAG
STEAG
(E.ON, RWE, Ruhrkohle AG)
Erwerb der Restanteile
StadtwerkeKonsortium
E.ON
Viag
E.ON
Veba
Ruhrgas
Angebotspreis für Unternehmenswert: 3,77 Mrd. EUR
Kauf 51 % zu  650 Mio. EUR (inkl. Übernahme
Verbindlichkeiten u. Pensionsverpflichtung,
Gewinnabführung)
Degussa
(E.ON)
E.ON-Gründung aus Fusion Viag/Veba
mit Absaplten Degussa aus Veba
E.ON-Fusion mit Ruhrgas nach Tausch
Degussa gg. RAG-Ruhrgasanteil
Optionsvereinbarung Restanteil ( 600 Mio. EUR):
Call (KSBG): 2014-2017
Put (Evonik): 2016
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Finanzierung des Erwerbs
Finanzierung: 1. Tranche
Anteile an KSBG-Eigenmittel
700
600
in Mio. EUR
500
KSBGEigenmittel
(195 Mio.)
SW DI
11,7 Mio. €
6%
EVO
11,7 Mio. €
6%
SW DU
37,1 Mio. €
19%
DSW
35,2 Mio. €
18%
400
300
200
Fremdfinanzierung
KSBG
(456 Mio.)
SW E
29,3 Mio. €
15%
100
0
SW BO
35,2Mio. €
18%
DEW
35,2 Mio. €
18%
-5-
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Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Eigentümerstrukturen
Stadt Witten
Stadt Herne
Stadt Bochum
15,2 %
Stadt Essen
27,8 %
Stadt Oberhausen
100 %
100 %
Essener Versorgungsund
51 % Verkehrsgesellschaft
mbH
57,0 %
1%
80%
Duisburger
Versorgungs- und
Verkehrsgesellschaft
mbH
10%
Sitz: Oberhausen
Sitz: Duisburg
50%
Thüga AG
FSO GmbH & Co.KG
20 %
99 %
Holding für
Versorgung und
Verkehr GmbH
Bochum
Stadt Dortmund
100 %
Stadtwerke
Oberhausen AG
Sitz: Essen
Energie- und
Wasserversorgung
Mittleres Ruhrgebiet
GmbH
Stadt Duisburg
Sitz: München
RWE Rheinland
Westfalen Netz AG
20%
Sitz: Essen
Sitz: Oberhausen
RWE Deutschland AG
100 %
50%
29 %
53 %
47 %
Stadt Moers
5%
Sitz: Essen
95 %
100 %
10%
80%
ENNI Stadt & Service
Niederrhein AöR
Stadt Dinslaken
95 %
Sitz: Moers
5%
Stadtwerke Bochum
GmbH
Stadtwerke Essen AG
Energieversorgung
Oberhausen AG
Stadtwerke Duisburg
AG
Stadtwerke Dinslaken
GmbH
Dortmunder
Stadtwerke AG
Dortmunder Energieund
Wasserversorgung
GmbH
Sitz: Bochum
Sitz: Essen
Sitz: Oberhausen
Sitz: Duisburg
Sitz: Dinslaken
Sitz: Dortmund
Sitz: Dortmund
18 %
18 %
18 %
15 %
6%
19 %
6%
KSBG Kommunale
Verwaltungsgesellschaft
mbH
Sitz: Essen
-6-
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Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
STEAG-Einbindung
Energieversorgung
Oberhausen AG
Dortmunder
Stadtwerke AG
Dortmunder Energieund
Wasserversorgung
GmbH
Sitz: Oberhausen
Sitz: Dortmund
Sitz: Dortmund
Bündelt die einzelnen Anteile der
einzelnen StadtwerkeUnternehmen des StadtwerkeKonsortiums Rhein Ruhr
CVC Capital Partners
25,01%
Evonik Industries AG
Sitz: Essen
6%
Stadtwerke Bochum
GmbH
18%
Stadtwerke-Konsortium Rhein Ruhr
18%
Sitz: Bochum
18%
19%
6%
RAG-Stiftung
KSBG Kommunale
Verwaltungsgesellschaft
mbH
Sitz: Essen
100%
Sitz: Essen
15%
Stadtwerke Duisburg
AG
Stadtwerke Dinslaken
GmbH
Stadtwerke Essen AG
Sitz: Duisburg
Sitz: Dinslaken
Sitz: Essen
74,99%
RBV Verwaltungs GmbH
51%
Sitz: Essen
STEAG GmbH
Sitz: Essen
49%
100%
100%
100%
100%
100%
STEAG Energy
Services GmbH
STEAG Power Saar
GmbH
STEAG New Energies
GmbH
STEAG Power Minerals
GmbH
STEAG Fernwärme
GmbH
Sitz: Essen
Sitz: Saarbrücken
Sitz: Saarbrücken
Sitz: Dinslaken
Sitz: Essen
Kraftwerksstandorte im Ausland
Raffinerie-Kraftwerke
Kraftwerk Mindanao, Philippinen, 51%
Kraftwerk Termopaipa IV, Kolumbien, 51 %
Kraftwerk in Iskenderun/Türkei, 51%
RKB Leuna GmbH, 100%
REG Raffinerie-Energie GmbH & Co. OHG, 80%
Weitere konsolidierte
und assoziierte
Unternehmen sowie
Kraftwerke
….
-7-
Steag Geschäftsfelder
 Projektentwicklung
 Projektrealisierung
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Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
 Steinkohlekraftwerke
 Raffineriekraftwerke
 Gaskraftwerke
 Industriekraftwerke
 EE
 Steinkohle
 Erd-, Grubengas
 Nachwachsende Rohstoffe
 Altholz
 Strom
 Fernwärme
 Dampf
 Kraftwerkskapazitäten
 Ingenieurdienstleistungen
 Energie-Contracting
 Entsorgung von Kraftwerksnebenprodukten
 Netzdienstleistungen
-8-
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Bedeutung der Geschäftsfelder
Außenumsatz-Dynamik
Außenumsatz 2010
900
843
(2010 ggü. 2009)
813
70,0
800
61,9
60,0
700
563
50,0
500
in v.H.
in Mio. EUR
600
400
300
200
100
40,0
30,0
248
20,0
168
89
86
0
15,1
10,1
10,0
4,2
3,8
4,4
8,2
0,0
Vgl. Evonik STEAG GmbH, Jahresabschluss zum 31.12.2010, S. 4f.
-9-
Fossile Kraftwerke Inland
Installierte
Leistung
Kraftwerk
Energieträger
Bergkamen A
Steinkohle
Bexbach
Steinkohle
Herne 2
Steinkohle
Herne 3
Herne 4
Köln-Godorf
Steinkohle
Steinkohle
Erd- und
Raffineriegas
Raffineriegas
Verwendung
Strom;
Fernwärme
Strom
Strom;
Fernwärme
Eigentümer
STEAG GmbH 49 %;
RWE Power AG 51 %
STEAG Power Saar
GmbH 25 %
(Betreiber);
75 % EnBW
STEAG GmbH 100 %
STEAG GmbH 100 %
STEAG GmbH 100 %
Strom;
STEAG GmbH 80 %;
Prozessdampf Shell 20 %
Leuna
Strom;
STEAG GmbH 100 %
Prozessdampf; (Betreiber RKB als 100Druckluft
%-ige Tochter der
STEAG GmbH)
Lünen 6
Steinkohle
Strom;
STEAG GmbH 100 %
Bahnstrom;
Lünen 7
Steinkohle
Fernwärme
STEAG GmbH 100 %
Voerde West 1 Steinkohle
STEAG GmbH 100 %
Voerde West 2 Steinkohle
STEAG GmbH 100 %
Voerde A
Steinkohle
STEAG GmbH 75 %;
Strom
RWE Power AG 25 %
Voerde B
Steinkohle
STEAG GmbH 75 %;
RWE Power AG 25 %
VölklingenSteinkohle
Strom;
STEAG Power Saar
Fenne
(MKV*,HKV*), Fernwärme; GmbH 100 %
Grubenmethan- Prozessdampf
gas (MHK*)
Walsum 7
Steinkohle
STEAG GmbH 100 %
Strom;
Walsum 9
Steinkohle
STEAG GmbH 100 %
Fernwärme;
Walsum 10
Steinkohle
STEAG GmbH 51 %;
Prozessdampf
EVN AG 49 %
Weiher 3
Steinkohle
Strom;
STEAG Power Saar
Fernwärme
GmbH 100 %
Summe mit Walsum 10
Summe ohne Walsum 10
Nutzbare
StromAnteil abgabe
in 2011
Steag
in MW
in GWh/a
in
MW
780
382
3.520
780
195
150
150
310
500
211
310
500
169
162
162
150
150
1.787
Jahr der
Inbetriebnahme
Restlaufzeit bis
Überschreiten
der kalkulatorischen
Abschrei1)
bungszeit in
Jahren
1981
-1
1983
1
1963
-19
478
1966
1989
1988
-16
7
1
558
1996
9
1962
-20
1969
1970/71
1970/71
1982
-13
-11/-12
-11/-12
0
1985
3
MKV*: 1982
HKV*: 1989
MHK*: 2002
-2005
1959/60
1988
voraussichtl.
III/2013
1976
MKV*: 0
HKV*: 2
MHK*: 20
bis 23
-22/-23
6
> 30
2.501
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
1553
350
356
356
761
350
356
356
571
761
571
508
508
150
410
750
150
410
383
724
724
1.725
8.169 6.396
7.419 6.014
k.A.
22.694
7.521
1.720
1.331
k.A.
-6
- 10 -
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Fossile Kraftwerke Ausland
Intsallierte
Leistung
Kraftwerk
Energieträger
Verwendung
Kolumbien
(Termopaipa)
Steinkohle
Strom
Philippinien
(Mindanao)
Steinkohle
Strom
Türkei
(Iskenderun)
Steinkohle
Strom
Eigentümer
STEAG 51 %;
Maguro Global
Contour (N.Y.) 49 %
STEAG GmbH 51 %;
Rest Aboitiz Power
und La Philippina
Uygongoco Corp.
STEAG GmbH 51 %;
Oyak 49 %
Summe Ausland
Nutzbare
StromAnteil abgabe
in 2011
Steag
in MW
in GWh/a
in
MW
165
84
414
Jahr der
Inbetriebnahme
Restlaufzeit bis
Überschreiten
der kalkulatorischen
Abschrei1)
bungszeit in
Jahren
1999
17
232
118
1.456
2006
24
1320
673
9.076
2003
21
1.717
876
10.946
- 11 -
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Unternehmenskultur
Kommunikationsdialektik
Ideenmanagement
Immaterielle
Partizipation
(Mitbestimmung)
Holistische
Informationspolitik
Demokratischpartizipative
Unternehmenskultur
Weiterbildung
Personalentwicklung
Materielle
Partizipation
- 12 -
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Vermögensstruktur STEAG GmbH
in Mio. €
Anlagevermögen
Umlaufvermögen
Gesamtvermögen
davon Finanzaktiva
Quote Finanzaktiva
Anlagenquote
Umlaufvermögensquote
Relation AV:UV
Deckungsgrad
Nettoinvestitionen (Sachanlagen)
Abschreibungen (Sachanlagen)
Investitionsquote
Abschreibungsquote
Anlagenabnutzungsgrad
Investitionsdeckung
2006
2010
1.159,9
547,7
1.707,6
1.033,0
60,5 %
67,9 %
32,1 %
2,1
44,8 %
22,9
1.228,9
401,4
1.630,3
1.079,9
66,2 %
75,4 %
24,6 %
3,1
51,6 %
28,0
12,0
1,3 %
0,7 %
92,9 %
52,4 %
10,9
1,6 %
0,6 %
90,1 %
38,9 %
- 13 -
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Finanzierungsstruktur STEAG GmbH
in Mio. €
2006
Eigenkapital
519,2
1.188,6
22,5
1,3 %
633,9
996,4
0,7
0,04 %
30,4 %
43,7 %
361,0
1.576,4 %
38,9 %
63,6 %
83,6
298,6 %
Fremdkapital
davon Bankverbindlichkeiten
Bankverbindlichkeiten bezogen auf
Gesamtkapital
Eigenkapitalquote
Statischer Verschuldungsgrad
Cash Flow
Innenfinanzierungsquote
2010
Rentabilitäten vor Ertragssteuern der STEAG GmbH
2006
Umsatzrendite
Eigenkapitalrentabilität
Fremdkapitalzinslast
Gesamtkapitalrendite
Kapitalproduktivität
Mehrwertquote
40,7 %
62,5 %
1,1 %
-0,2 %
0,0958
-2,5%
2010
15,9 %
16,8 %
3,7 %
-1,4%
0,0683
-21,2%
- 14 -
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Wertschöpfungsverteilungsrechnung STEAG-Konzern
in Mio. €
2010
2011
Gewinn Eigentümer
233,1
5,7
Zinsen Fremdkapitalgeber
100,0
70,0
Mehrwert
333,1
75,7
Arbeitserträge
345,2
395,1
Wertschöpfung
678,3
470,8
Wertschöpfungsquote
22,6 %
14,3 %
Lohnquote
50,9 %
83,9 %
Mehrwertquote
49,1 %
16,1 %
Gewinnquote
34,4 %
1,2 %
Zinsquote
14,7 %
14,9 %
- 15 -
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Vermögensstruktur STEAG-Konzern
in Mio. €
2010
Anlagevermögen
2.745,1
1.594,5
4.333,9
2.166,9
50,0 %
63,3 %
36,7 %
1,7
53,3 %
163,4
2.510,6
1.564,9
4.075,5
2.079,1
51,0 %
61,6 %
38,4 %
1,6
53,0 %
140,4
78,2
3,8 %
1,8 %
35,4 %
47,9 %
79,1
3,2 %
1,8 %
29,1 %
56,3 %
Umlaufvermögen
Gesamtvermögen
davon Finanzaktiva
Quote Finanzaktiva
Anlagenquote
Umlaufvermögensquote
Relation AV:UV
Deckungsgrad
Nettoinvestitionen (Sachanlagen)
Abschreibungen (Sachanlagen)
Investitionsquote
Abschreibungsquote
Anlagenabnutzungsgrad
Investitionsdeckung
2011
- 16 -
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Finanzierungsstruktur STEAG-Konzern
in Mio. €
Eigenkapital
Fremdkapital
davon Bankverbindlichkeiten
Bankverbindlichkeiten bezogen auf
Gesamtkapital
Eigenkapitalquote
Statischer Verschuldungsgrad
Cash Flow
Innenfinanzierungsquote
2010
2011
1.463,5
2.876,4
1.512,7
34,9 %
1.330,0
2.745,5
1.278,0
31,4 %
33,7 %
50,9 %
295,4
180,8 %
32,6 %
48,4 %
382,9
272,7 %
Rentabilitäten vor Ertragssteuern des STEAG-Konzerns
Umsatzrendite
Eigenkapitalrentabilität
Fremdkapitalzinslast
Gesamtkapitalrendite
Kapitalproduktivität
Mehrwertquote
2010
2011
9,1 %
17,5 %
3,5 %
7,7 %
0,15629
49,1 %
0,9 %
2,1 %
2,5 %
1,9 %
0,11552
16,1 %
- 17 -
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Pro-Argumentation der öffentlichen Diskussion zum Erwerb
• Synergien: Stromerzeugung (STEAG) u. -Vermarktung (SW)
• Synergien: Planung, Bau u. Betrieb von KW und EE-Anlagen
• Synergien: Fernwärme
• SW-Stärkung durch mehr Unabhängigkeit von Big-4 + SW-Plattform
• Kooperation unter NRW-SW mit Standort-Stärkung
• mehr Wettbewerb, Rekommunalisierung u. bürgerschaftliche Dialogstrukturen
• „Schnäppchen“-Argument
• stabile Gewinnabführung mit EK-Rendite  10 % > Zins- und Tilgungssatz
• Ökologischer Umbau aus eigener Kraft
• Abstoßen ethisch bedenklicher Randgeschäfte möglich
• Ausländischen Erwerbern zuvorkommen
• Bedenkenträgertum = verpasste einmalige Chance
- 18 -
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Contra-Argumentation der öffentlichen Diskussion zum Erwerb
• Kohlelastige Stromerzeugung
• Ethisch problematische Randgeschäfte
• Größe des Zusammenschlusses stärkt Zentralisierungstendenz
• Beteiligungskonstruktion entzieht STEAG demokratischer Kontrolle
• Ordnungspolitischer Verstoß gg. „Privat (Remondis) vor Staat“
• Verstoß gg. Örtlichkeitsprinzip + gg. SW-Strategie der regionalen Verankerung
• Alternative Mittel-Verwendung bei kommunalen Engpässen
• Tragfähigkeit der 100-%-Fremdfinanzierung angesichts der Risiken
• Interessenkollision STEAG, SW, RWE
- 19 -
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Vorgaben aus den Stadträten
• Ökologischer Umbau als Unternehmensziel (Neuinvestitionen nur in GuD u. EE)
• Weiterer Ausbau der Fernwärmeaktivitäten inkl. Anschluss von Walsum 10
• Ausstieg aus Sparte Nuclear Technologies (teils mit Frist: binnen einen Jahres)
• Sozialverträgliche Umgestaltung ohne betriebsbedingte Kündigungen +
Einhalten der ILO-Normen bei Kohlezulieferern (u. Betrieb der Auslands-KW)
• Transparente, bürgernahe Entscheidungsprozesse unter Erhalten der
Mitbestimmung
• Internationalität kontrovers: rasche bzw. allmähliche Fokussierung auf nationale
Aktivitäten vs. Erhalt (zumindest im Engineering und Betrieb)
• Vertikale Integration kontrovers
- 20 -
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
II. Branchenumfeld
- 21 -
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Energiewirtschaftliches Dreieck
Wirtschaftlichkeit
Ausgewogene
Energieversorgung
für die EU
Versorgungssicherheit
Ökologie/
Nachhaltigkeit
EU-Liberalisierungsrahmen mit
länderspezifischen
Umsetzungsunterschieden
Unternehmensstrategien
- 22 -
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Produktivität und Verteilung
Bruttowertschöpfung1) und Beschäftigung
25.000
350.000
10,0
8,0
300.000
40.000
20.000
6,0
30.000
200.000
150.000
20.000
4,0
in Mio. €
in Mio. €
250.000
15.000
2,0
0,0
10.000
-2,0
100.000
10.000
50.000
-4,0
5.000
-6,0
-8,0
Wertschöpfung (linke Skala)
1)
Beschäftigte (rechte Skala)
Gewinne (linke Skala)
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
-10,0
1996
0
1995
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
0
1998
0
BIP-real (rechte Skala)
ohne USt
Quelle: Statistisches Bundesamt und eigene Berechnungen
Quelle: Statistisches Bundesamt und eigene, teils mit
geringer Fehlermarge geschätzte Berechnungen
- 23 -
in v.H.
50.000
Gewinnentwicklung und Konjunktur
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Strompreiszusammensetzung1)
15
1,54
0,03
10
Cent/KWh
0,08
3,53
0,11
0,11
5
9,15
8,37
0
1998
1)
2011
Herstellungspreis
Konzessionsabgaben
KWK-G
Stromsteuer
StrEG/EEG
Industriekunden (0,16 - 20 GWh/a)
Quelle: BDEW und eigene Berechnungen
- 24 -
Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup
Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Strompreis: EU-Vergleich
- 25 -
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Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Strompreisentwicklung
Haushaltskunden-Strompreise1)
25
20
20
15
15
Verbrauch: 0,16 - 20 GWh/a
Endpreis (ohne MwSt)
Herstellungspreise
1)
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
1998
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
0
2001
0
2000
5
1999
5
Herstellungspreise
1)
10
2000
10
1999
Cent/KWh
25
1998
Cent/KWh
Industriekunden-Strompreise1)
Endpreis (inkl. MwSt)
Verbrauch: 3.500 kWh/a
- 26 -
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"Big-4": Konzernüberschüsse
10.000
8.000
in Mio. EUR
6.000
4.000
2.000
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
0
-2.000
-4.000
E.ON
RWE
EnBW
Vattenfall Europe
Quelle: eigene Zusammenstellung nach Geschäftsberichten
- 27 -
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Anspruch und Wirklichkeit (bis  2008?)
- 28 -
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Zukünftige Rahmenbedingungen (Teil 1)
I. Wettbewerb
• Unbundling
• ARegV
• Nationale Expansionsgrenzen Big-4
(KW-VK, Beteiligungs-VK, Netz-VK, Gewinn, Verschuldung)
• Gegenmachtbildung (Thüga, 8KU, Steag, Rekommunalisierung)
• AKW-Ausstieg und Energiewende (Dezentralität?, WB-freier Raum)
• EU-Netzintegration D/AT
• WB am Endkundenmarkt
• Sensibilität der Verbraucher
• Vertrieb („Billig-“ vs. „Qualitätsstrom“)
Fazit: zunehmender Gewinn- und Rationalisierungsdruck
- 29 -
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Zukünftige Rahmenbedingungen (Teil 2)
II. Ökologie: Zertifikatehandel
EUA: Spotkurse
(Monatsdurchschnitte)
• 3. Zuteilungsrunde
18,00
16,00
• Kürzen des Gesamtkontingents
• Nullsummenspiel mit EEG
12,00
EUR/tCO2
durch EU-Kommission?
14,00
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
Nov. 08
Mai. 09
Nov. 09
Mai. 10
Nov. 10
Mai. 11
Nov. 11
Quelle: Blue Next, http://www.bluenext.eu/statistics
Fazit: hohe Unsicherheit, Tendenz: Belastung für CO2-Verschmutzung
- 30 -
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Zukünftige Rahmenbedingungen (Teil 3)
II. Ökologie: Energiewende
• AKW-Ausstieg
• Schärfen IEKP
• EEG-/KWK-Förderung (Einspeisevorrang, feste Sätze)
• Energiesparen
• E-Mobilität
• Speichertechnologien
• Netzausbau (Dezentralität)
Fazit: Investitionsbedarf bei Verunsicherung (fossile KW, Interdependenzen);
Marktfreie Räume mit Förderwillkür  Sprunghaftigkeit der Politik;
Wachstumsfelder: EE, AKW-Demontage, KWK, …
Neue Erzeugungsstrukturen: WB, Unabhängigkeit, Dezentralität
- 31 -
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Neues Investitionsparadigma
Bruttoinvestitionen
12.000
10.000
 1992-97
in Mio. €
8.000
6.000
4.000
2.000
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
0
Quelle: Statistisches Bundesamt und eigene Berechnungen
- 32 -
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Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Steinkohle- und Gaspreise
9.000
120
8.000
100
6.000
80
5.000
60
4.000
Gas: EUR/TJ
Steinkohle: EUR/t SKE
7.000
3.000
40
2.000
20
1.000
0
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
I/2012
0
Steinkohle
Gas
Quelle: Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle
- 33 -
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EE-Ausbau
Ausbaubedarf bis 2020 bzw. 2030
EE-Stromanteile
70.000
40,0
60.000
installierte Leistung in MW
35,0
30,0
in v.H.
25,0
20,0
15,0
10,0
5,0
50.000
40.000
+ 6,9 GW
(23 %)
+ 26,9 GW
(109 %)
30.000
20.000
+ 9,8 GW
(4826 %)
10.000
an installierter Leistung [el]
an Stromerzeugung
Quelle: BMU, BMWi u. eigene Berechnungen
2019
2017
2015
2013
2011
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
1991
0,0
Erzeugungsziel
+ 1,7 GW
(24 %)
0
Wind: Onshore
Ist 2011
Wind: Offshore
Soll* 2011
PV
Soll* 2020
Biomasse*
Soll* 2030
* gemessen an der BMU-Leitstudie 2010, Szenario A
Quelle: BMU-Leitstudie 2010, BMU und eigene Berechnungen
- 34 -
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EE-Träger
EE-Träger in Stromkapazitäten
EE-Träger in Stromversorgung
30.000
50.000
45.000
40.000
35.000
20.000
30.000
GWh/a
installierte Leistung in MW
25.000
15.000
25.000
20.000
10.000
15.000
10.000
5.000
5.000
Wasser
Wind
* inkl. Deponie-, Klärgas
Quelle: BMU und eigene Berechnungen
PV
Biomasse*
0
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
0
Wasser
Wind
PV
Biomasse*
* inkl. Deponie-, Klärgas
Quelle: BMU und eigene Berechnungen
- 35 -
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Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
EEG-Umlage
EEG: Einspeise- und Vergütungsanteile (2010)
EEG-Umlage
100,00
4,00
90,00
3,50
80,00
31,2
32,2
3,00
70,00
60,00
in v.H.
ct/kWh
2,50
2,00
14,5
50,00
Biomasse
PV
38,6
Wind
40,00
1,50
30,00
Wasser
46,6
1,00
20,00
25,4
0,50
10,00
0,00
0,00
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Quelle: Verband der Netzbetreiber
6,3
3,2
Einspeiseanteil
Vergütungsanteil
Quelle: Verband der Netzbetreiber (Juni 2011) und eigene Berechnungen
- 36 -
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III. Umbauperspektiven
- 37 -
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SWOT-Analyse
Betriebswirtschaftliche Stärken
 Vertikale Integration um Steinkohleverstromung
Status Quo
(unternehmensintern)
 Hoher Marktanteil in Stromerzeugung
 Ingenieurstechnisches und betriebswirtschaftliches Knowhow in Entwicklung, Fertigstellung und Betrieb zentraler und
dezentraler Kraftwerksprojekte
 Marktführerschaft bei Fernwärme
Betriebswirtschaftliche Schwächen
 Überalterter und steinkohlelastiger Kraftwerkspark mit
hohem Investitionsbedarf
 Garantierenditeansprüche der Eigentümer
 Nachfrageabhängigkeit von dominanten Abnehmern bei
Stromverkauf („Lohnverstromer“)
 Risiko-Diversifikation durch Auslandsgeschäft
 Verzögerte Inbetriebnahme des Kraftwerks Walsum 10
 Spezialist für Demontage kerntechnischer Anlagen
 Wechselkurs- und Konjunkturabhängigkeit
 Innovationen in Speichertechnologien
Perspektivische Herausforderungen (von außen)
 Hohe Coporate-Identity und konsensuale
Konfliktausteuerung mit Belegschaft
 Expansion der Auslandsmärkte
 Integration in Stadtwerke-Plattform
 Zubaubedarf an Stromerzeugungskapazitäten
 Zunehmender Bedarf an Energiedienstleistungen
 Abschalten und Rückbau von AKWs
 Bahnstromlücke
 Erhöhte Belastung durch Emissionshandel
 Kohle- und Gaspreisentwicklung
 Erhöhter Wettbewerbsdruck in Stromerzeugung
 Investitionsunsicherheiten
 Neuregelung der Direktvermarktung bei Biomasseanlagen
 Nachlassende Inlandsnachfrage nach Strom und Wärme
bei erfolgreichen Einsparbemühungen
Chancen
Risiken
- 38 -
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STEAG: 5-Punkte-Programm
(Ausbau und Aufbau von Geschäftsfeldern bei gleichzeitiger Kostensenkung)
1. Neue Großkunden und Stromhändler in Vermarktung
2. Neue Geschäfte (u.a. technische Dienstleistungen)
3. Geschäftsintensivierung mit Stadtwerken
4. Ausbau der EE (Ziel: 25 %)
5. Rationalisierung
[bis 2013 Einsparungen von 20 Mio. EUR mit Abbau von 200 Stellen: durch
Automatisierung im KW-Betrieb, Straffung der Organisation, Flexibilisierung
(u.a. mit Arbeitszeitmodellen)]
• Entscheidung über Weiterbetrieb von Steinkohle-KW
[in 2012: Herne 3, Lünen 6/7, Voerde 1/2 (= Abbau von bis zu 400 Stellen]
- 39 -
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zur Forderung I:
Aufgabe Vertikale Integration durch Herauslösen von Geschäftsfeldern
• gewachsene vertikale Integration zentraler Geschäftsfelder
= Voraussetzung für weiteren wirtschaftlichen Erfolg
• Antastbarkeit von Randbereichen?
• Nuklearsparte mit geringen Synergien  sinnvoll? (s.u.)
• Verzicht auf Auslandskraftwerksbetrieb  erzielbarer Preis?
• Verzicht auf internationale Dienstleistungen  kein Randbereich, hohe
Synergien
• Verzicht auf internationalen Kohlehandel  kein Randbereich
- 40 -
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zur Forderung II:
Ausstieg aus Kohleverstromung und Übergang zu EE und GuD
• um Kohleverstromung herum organisch gewachsenes Unternehmen
(STeinkohlen-Elektrizitäts-AG)
• Zukunft der Steinkohleverstromung in D? (Versorgungssicherheit,
Wirkungsgrad, KWK vs. Investitionsunsicherheit auch für GuD)
• Wirtschaftlichkeitsrechnung GuD?
• Kohleverstromung (Projektierer, Betreiber, Miteigentümer) im Ausland
• unaufhaltsames Wachstumsfeld
• Verzicht = starke betriebswirtschaftliche Einschränkung + ökologische
Wirkung zweifelhaft
- 41 -
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zur Forderung III:
Rückführung des internationalen Geschäftes
• STEAG kein SW  aufgrund der Firmengeschichte und Geschäftsfelder
international aufgestellt (1/3 der Beschäftigten)
• zentrale Wachstumsfelder zum Ausgleich eines schwierigeren Inlandsgeschäfts
• Betrieb der Auslands-KW  90 Mio. EUR stabiler Gewinn p.a. wg.
Abnahmeverpflichtung + Probleme beim VK
• Kohlehandel, Reststoffhandel, Engineering zentraler und dezentraler EE und
fossile KW  hohe Reputation mit „Sprungbrettwirkung“
• aber:
• Konterkariert strategisches Alleinstellungsmerkmal (Regionalität) der SW
• ethisch problematische Arbeitsbedingungen (Zulieferer, Eigenbetrieb)
inakzeptabel
- 42 -
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zur Forderung IV:
Ausstieg aus Nuklear-Sparte
• Aufgabe Beteiligung Zwischenlager Ahaus unspektakulär (0,7 Mio. EUR p.a.)
• Differenzierungen
• Alternative zu Ahaus-Betreiber
• Speicherung radioaktiver Abfälle aus Forschung und Medizin
• Atomausstieg erfordert Demontage, Speicherung und Dekontamination 
mögliche internationale Vorreiterrolle der STEAG
- 43 -
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Fazit:
• „Schnäppchen“?  3,7 Mrd. EUR (1,2 Mrd. + 2,5 Mrd. Zahlungsverpflichtungen)
• Kraftwerksportfolio (bis auf Walsum 10 und Iskenderum) weitgehend überaltert
• Belastungen im Erzeugungsbereich (Kohlepreise, CO2-Zertifikate, Kündigung der
Lieferverträge) + Zubau GuD in D wirtschaftlich problematisch
• Ausbauziel der EE auf 25 % langfristig begrenzt
• internationale Perspektive bei Dienstleistungen (insbes. Engineering)
• Herauslösung Nuklear-Sparte erfordert differenzierte Analyse
• Reduktion auf EE in D:
• inadäquat
• unrealistisch
• innerer Widerspruch aus „Wasch-mir-den Pelz …-Strategie“:
• ausreichende Rendite (Refinanzierung + x)
• vs. Konzeptionstreue (regional, dezentral, ökologisch, basisdemokratisch)
- 44 -
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Gestehungskostenrechnung
- 45 -
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Finanzielle Möglichkeiten des Umbaus
• Veralteter Anlagenpark (Inland) + Umbau + Wachstumsfelder  Investitionen
• Innenfinanzierung aus CF:
• Rückblick: hohe Profitabilität; aber Gewinn
• Perspektive: hohe Belastungen
• Gewinnausschüttung Evonik und SW
• Innenfinanzierung aus EK:
• Haushaltszwänge der Kommunen
• Geschäftsaussichten der Branche
• neue Konsorten?
• Umschichtung: VK von Auslandsbeteiligungen?
• Fremdkapital:
• hoher Verschuldungsgrad der STEAG
• GK-Rendite > FK-Rendite?
- 46 -
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Ergebnisvergleich des Stadtwerkekonsortiums im Jahr 2010
in %
DU
BO
DSW
DO
E
OB
Di
Wertschöpfungsquote
14,4
19,4
24,3
21,6
24,9
21,3
26,2
Lohnquote
53,4
45,2
84,1
45,2
71,9
64,0
42,1
Mehrwertquote
46,6
54,8
15,9
54,8
28,1
36,0
57,9
Anlagenabnutzungsgrad
75,9
82,4
37,7
21,9
68,4
80,6
61,3
Eigenkapitalquote
31,1
55,4
39,6
26,5
33,1
24,1
37,3
Verschuldungsgrad
50,1
87,3
79,6
42,5
49,6
31,7
59,4
Umsatzrendite v. St.
6,1
21,2
10,7
6,8
9,2
5,9
14,0
24,4
20,8
7,0
21,9
18,6
32,8
27,8
9,8
6,0
1,1
10,4
5,1
10,5
11,8
Eigenkapitalrentabilität
v. St.
Gesamtkapitalrendite
v. St.
Jahresüberschuss n. St.
2006-2010 in Mio. €
Gewinnausschüttung
2006-2010 in Mio. €
176,2
301,3 272,3 183,4 130,5
65,0
60,9
174,6
143,4 272,3 183,4 130,5
65,0
18,3
- 47 -
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Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Mitbestimmungsgeflecht
Bürger DU
Stadträte
DU
Beschäftigte SW
...
Bürger E
Beschäftigte SW E
GF SW DU
AR DU
...
Stadträte
E
KSBG
GF STEAG
AR KSBG
AR STEAG
...
Beschäftigte
GF SW E
Evonik
AR E
- 48 -
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Demokratische Mitbestimmungsmöglichkeiten beim Umbau
• Durchsetzung nur gegen Widerstand des STEAG-Managements
• ungeeignete Macht- und Mitbestimmungsstrukturen durch
Principal-Agency-Probleme auf mehreren Hierarchieebenen
• Beirat für STEAG:
• halbherzig
• Befugnisse?
• Gremienvielfalt vs. Effektivität
• Fazit: schwache Durchsetzungsmöglichkeiten bei starkem Widerstand
 Umbaubestrebungen im Entscheidungsprozess zerrieben
- 49 -
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IV. Vergesellschaftung als
Option
- 50 -
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Begründung der Vergesellschaftung von EVUs
• Marktversagen (WB, Preise, Verteilung, Investitionen, Ökologie) bei Basisgut
durch Unterregulierung, Vermachtung u. investive Verunsicherung
• Auswege:
• mehr Regulierung bei Konkurrenz im regulierten Markt
• Vergesellschaftung (Eigentümer- u. Entscheidungsstrukturen) mit Markt-WB?
• Vergesellschaftung ohne Markt-WB
• Status-Quo:
• starke eigentumsrechtl. Vergesellschaftung (SW, EnBW, Vattenfall, (RWE))
aber mit Shareholder-Value-Mentalität
• Konkurrenz + Shareholder-Value-Mentalität  Investitionsattentismus;
Untergewichtung Ökologie; Vermachtung
• Sparten ohne Marktpreisbildung u. Konkurrenz (Netze, EE-Erzeugung)
• teils hohe Regulierungstiefe  dort Abkehr vom Markt gradueller Wechsel
- 51 -
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Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt
Modell einer Vergesellschaftung
Vergesellschaftung
Verstaatlichung
(Eigentum)
Demokratisierung
(Entscheidungsprozesse)
Gleichstellung:
Arbeit und Kapital
Beteiligung sonst.
Stakeholder
(Verbraucher,
Umweltverbände,
Kommunalpolitik)
- 52 -