Wissenschaftliches Gutachten

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1 Wissenschaftliches Gutachten Perspektiven der STEAG GmbH als kommunales Energieunternehmen im Kontext der Energiewende von Prof. Dr. Heinz-J. Bontrup Prof. Dr. Ralf-M. Marquardt Hannover/Lüdinghausen im Juni 2012

2 Kooperationspartner/innen: Diese Studie entstand in Kooperation mit Fraktion DIE LINKE im Landtag Nordrhein-Westfalen Fraktion DIE LINKE im Rat der Stadt Essen Fraktion DIE LINKE im Rat der Stadt Bochum Fraktion DIE LINKE im Rat der Stadt Dortmund Fraktion DIE LINKE im Rat der Stadt Duisburg Rosa Luxemburg Stiftung NRW Kommunalpolitisches Forum e.v. Herausgeberin: Rosa Luxemburg Stiftung NRW Hedwigstr , Duisburg Telefon +49 (0) Telefax +49 (0) Schutzgebühr: 10,00 EUR II

3 Inhaltsverzeichnis: 1 Erkenntnisinteresse Bestandsaufnahme zum Unternehmensumfeld der STEAG Hintergründe des STEAG-Kaufs Organisatorische Integration der STEAG in das Stadtwerkekonsortium STEAG GmbH als Holding Gesellschafter der KSBG Stadtwerke Duisburg AG Stadtwerke Bochum GmbH Dortmunder Stadtwerke AG (DSW 21) Dortmunder Energie- und Wasserversorgung (DEW) Stadtwerke Essen AG Stadtwerke Dinslaken GmbH Energieversorgung Oberhausen Entstehung und Entwicklung des STEAG-Konzerns Geschäftsfelder des STEAG-Konzerns STEAG-Konzern STEAG GmbH STEAG Energy Services GmbH STEAG New Energies GmbH STEAG Power Saar GmbH STEAG Power Minerals GmbH STEAG Fernwärme GmbH Kraftwerksportfolio der STEAG Unternehmenskultur Betriebswirtschaftliche Ausgangslage Evonik STEAG GmbH STEAG-Konzern Stadtwerke Duisburg AG Stadtwerke Bochum GmbH Dortmunder Stadtwerke AG (DSW 21) Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH Stadtwerke Essen AG Stadtwerke Dinslaken GmbH Energieversorgung Oberhausen AG Positionen zum STEAG-Erwerb Zusammenfassung der öffentlichen Diskussion Position des Stadtwerkekonsortiums Position ausgewählter Institutionen III

4 2.8.4 Forderungen aus den Stadträten Energiepolitisches und wirtschaftliches Umfeld des Steag-Deals Marktentwicklung in der Elektrizitätswirtschaft Entwicklung der Rahmenbedingungen der Elektrizitätswirtschaft Unterregulierungsphase Konzentrationsstrategie der Unternehmen Technologische Rahmenbedingungen Politikversagen Wettbewerbliche Nachregulierung Ökologische Nachregulierung CO 2-Zertifikatehandel im Rahmen des Ziels Integriertes Energie- und Klimapaket Energiewende Atomausstieg Ausbau Erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärmekoppelung Ausbau der Netze Energiesparmaßnahmen Neues Marktumfeld: Chancen und Risiken für EVUs Wettbewerb Wettbewerb im Endkundenmarkt Wettbewerbsbeitrag des Netzbetriebs Wettbewerb im Großhandelsmarkt Wettbewerb in der Erzeugungssparte Kraftwerksinvestitionen Netzbetrieb Energiedienstleistungen und Elektromobilität Aussichten für die Beschäftigten in der Branche Zukunftsaussichten und Umbauperspektiven SWOT-Analyse für die STEAG Strategische Neuausrichtung der STEAG Umfrage bei Arbeitnehmervertretern der Konsortial-Stadtwerke zur STEAG-Strategie Finanzielle Möglichkeiten des Umbaus Mitbestimmungsmöglichkeiten beim Umbau Zentrale Umbauperspektiven im Detail Vertikale Integration Ausstieg aus der Steinkohleverstromung Rückführung des internationalen Geschäftes Ausstieg aus der Nuklear-Sparte Neue Partner Fazit Vergesellschaftung als ordnungspolitische Option Erste Überlegungen IV

5 5.1 Versagen bisheriger Ordnungskonzepte Versagen durch Marktvermachtung Investives Marktversagen durch Unsicherheit Marktversagen durch Vernachlässigen externer Effekte Regulierter Markt als Grenzgänger zur Vergesellschaftung Vergesellschaftung als Ausweg Steag als Paradigma? Literaturverzeichnis Anhänge Betriebswirtschaftliche Analyse Fragebogen: Stellvertretende Aufsichtsratsmitglieder Fragebogen: Betriebsratsvorsitzende V

6 Abbildungsverzeichnis: Abb. 1: Integrations- und Herauslösungsprozess der STEAG aus der Evonik... 5 Abb. 2: Eigenmittelausstattung der KSBG Abb. 3: Einbindung der STEAG und ihrer Töchter in das Stadtwerke-Konsortium Abb. 4: Eigentümerstrukturen Abb. 5: Geschäftsfelder der STEAG Abb. 6: Außenumsatz der STEAG-Einheiten Abb. 7: Außenumsatzdynamik der STEAG-Einheiten: Abb. 8: Demokratisch-partizipative Unternehmenskultur Abb. 9: Instrumente des Innovationsmanagements Abb. 10: Energiewirtschaftliches Dreieck Abb. 11: Wertschöpfung und Beschäftigung Abb. 12: Produktivitäts- und Personalkostenentwicklung Abb. 13: Strompreiszusammensetzung Abb. 14: Deutsche Strompreise im EU-Vergleich Abb. 15: Strompreisentwicklung in Deutschland Abb. 16: Gewinnentwicklung Abb. 17: Big-4: Konzernüberschüsse Abb. 18: Investitionsentwicklung Abb. 19: Anspruch und Wirklichkeit der Liberalisierung Abb. 20: CO 2 -Zertifikatepreise Abb. 21: EE-Ausbau: Erzeugungs- und Kapazitätsanteil in Deutschland Abb. 22: EE-Ausbau: Kapazitäten und Erzeugung Abb. 23: EEG-Zulage Abb. 24: Einspeisevergütung nach EE-Trägern Abb. 25: Ausbaubedarf bis 2020/30 nach EE-Trägern Abb. 26: Importkohle- und Importerdgaspreise Abb. 27: SWOT-Matrix für die STEAG Abb. 28: Modell einer Vergesellschaftung Tabellenverzeichnis: Tab. 1: Fossiler Kraftwerkspark im Ausland Tab. 2: Fossiler Kraftwerkspark im Inland Tab. 3: Forderungen aus den Stadträten (Synopse) Tab. 4: Gestehungskosten: Neue Steinkohle und Gaskraftwerke VI

7 1 Erkenntnisinteresse Ende 2010 verkaufte die Evonik Industries AG 51 % ihres Tochterunternehmens STEAG GmbH. Käufer war ein Konsortium der Stadtwerke Duisburg, Bochum, Dortmund, Essen, Dinslaken sowie der Elektrizitätsversorgung Oberhausen und der Dortmunder Energie- und Wasserversorgung. Im Vorfeld gründeten die Kommunalunternehmen die Kommunale Beteiligungsgesellschaft GmbH & Co. KG, welche den Erwerb rechtlich vollzog. Vertraglich wurde beiden Seiten eine Option eingeräumt, um auch den STEAG-Restanteil von 49 % bis spätestens zum Jahr 2017 an das Konsortium verkaufen bzw. von Evonik kaufen zu können, wobei die Stadtwerke dazu weitere Interessenten in den Erwerberkreis aufnehmen können. In Summe wird die STEAG danach den Besitzer zu einem Preis von gut 1,2 Mrd. EUR gewechselt haben. Mit dem Kauf der STEAG, in der derzeit rund Mitarbeiter einen Umsatz von über 3 Mrd. EUR erwirtschaften, verfügt das Stadtwerke-Konsortium in Deutschland vor allem über beachtliche Strom-, Fernwärme- und Prozessdampf-Kapazitäten aus Steinkohlekraftwerken sowie über Mehrheitsanteile an drei ausländischen Steinkohlekraftwerken. Der Transfer hat wegen seiner energiepolitischen Bedeutung bundesweit für Aufsehen gesorgt, zumal er durch den Eigentümerwechsel hin zu kommunalen Trägern Merkmale eines Pilotprojektes aufweist, bei dem sich zeigen kann, ob eine eigentumsrechtliche Vergesellschaftung hinreichend für eine am Gemeinwohl orientierte Geschäftspolitik ist. Heftig umstritten war die Transaktion insbesondere in der nordrhein-westfälischen Landes- und Kommunalpolitik. Befürworter verwiesen u.a. auf die gesteigerte Unabhängigkeit, die wirtschaftlichen Chancen und die Möglichkeit, den ökologischen Umbau des Unternehmens aktiv mitgestalten zu können. Gegner betonten u.a. die Kohlelastigkeit, ethisch problematische Randgeschäfte und die wirtschaftlichen Risiken. Unbehagen bereitete allen Entscheidungsträgern zudem die hohe Unsicherheit über die längerfristigen Auswirkungen des Kaufs, die durch die Tatsache verstärkt wurde, dass er in eine Phase des Umbruchs in der deutschen Energiebranche fällt. Insofern sind die zukünftigen wirtschaftlichen, politischen und ökologischen Rahmenbedingungen kaum kalkulierbar. Erschwerend kommt hinzu, dass dieser Umbruch selbst noch keine scharfen Konturen aufweist, zumal sich in ihm zwei gerade erst angestoßene Wandlungsprozesse überlagern. Nachdem der 1

8 1998 auf den Weg gebrachte Liberalisierungsprozess aufgrund von Marktversagen auf mehreren Ebenen durch eine Re-Regulierung und verstärkte ökologische Komponenten nachjustiert wurde, bahnt sich zum einen seit etwa 2008/09 ein allmählicher Wechsel der Marktstrukturen an. Ergänzt wird diese Entwicklung nun zum anderen durch die Energiewende : Nach der Reaktorkatastrophe von Fukushima entschied sich die Bundesregierung im Sommer 2011 zu einer spektakulären Umkehr in ihrer Energiepolitik. Zentrale Bausteine der Neuausrichtung sind der gegenüber dem ursprünglichen Zeitplan beschleunigte Ausstieg aus der Atomkraft, ein dynamischerer Ausbau der Erneuerbaren Energien (EE) und der Kraft-Wärme-Koppelung (KWK) in Verbindung mit dem dafür notwendigen Netzausbau sowie erhöhte Anstrengungen bei der Mobilisierung von Energieeffizienz. Vor diesem Hintergrund und unter Berücksichtigung der strategischen Ausrichtung sowie der wirtschaftlichen Lage der STEAG gilt es, im vorliegenden Gutachten die Möglichkeiten eines Umbaus hin zu einer regionalen, CO 2 -minimierten Energieerzeugung zu diskutieren. Dazu sollen vorrangig folgende zentrale Leitfragen beantwortet werden: Welche Motive waren für das Geschäft ausschlaggebend? Welche vertraglichen Vereinbarungen wurden getroffen? Welche organisatorischen Auswirkungen haben sie? Welches Portfolio wurde erworben? Welche unterschiedlichen Positionen zum Transfer lassen sich identifizieren? Wie sieht die betriebswirtschaftliche Ausgangslage bei der STEAG und den Konsortialstadtwerken aus? (Vgl. Kap. 2.) In welchem energiepolitischen und wirtschaftlichen Umfeld wird sich die STEAG zukünftig bewegen? (vgl. Kap. 3.) Welche Umbauperspektiven hin zu einer konsequenten ökologischen Ausrichtung eröffnen sich für die STEAG im Rahmen der zuvor skizzierten wirtschaftlichen Ausgangslage und des Branchen- und Unternehmensumfelds? Wie sehr sind wirtschaftliche Erfolge und Misserfolge der STEAG und der Stadtwerke zukünftig miteinander verknüpft? Welche Bedeutung hat das internationale Geschäft und welche Folgen hätte dessen Abspaltung? (vgl. Kap. 4.) Wie ist der Erwerb insgesamt rückblickend und perspektivisch zu beurteilen? Welche ordnungspolitischen Schlussfolgerungen ergeben sich aus den vorherigen Erkenntnissen? Kann insbesondere eine eigentumsrechtliche Vergesellschaftung einzelner Unternehmen zu einem besseren Versorgungssystem führen? (vgl. Kap. 5.) 2

9 Als erwartungsgemäß problematisch erwies sich bei der Untersuchung allerdings die Tatsache, dass viele Informationen nicht öffentlich zugänglich waren, von daher nur aus zweiter Hand bezogen werden konnten und dabei teilweise auch noch uneinheitlich ausfielen. Das betrifft vorrangig die in Verbindung mit dem Kauf geschlossenen Vertragsinhalte, aber auch das interne Rechnungswesen sowie Diskussionen und Entscheidungen in den nicht-öffentlichen Sitzungen politischer Entscheidungsträger. Überdies waren oftmals die verfügbaren Informationen nicht detailliert genug, um eine differenziertere Analyse durchführen zu können. Insbesondere die zumeist nur konsolidierte Präsentation des STEAG-Geschäftes verhinderte eine tiefergehende Untersuchung der einzelnen Sparten. Hinzu kam, dass auch die Arbeitnehmervertreter in den Aufsichtsräten der Stadtwerke nach anfänglichen Zusagen letztlich weitestgehend doch nicht zu einer vertrauensvollen Kooperation bereit waren. Angesichts einer kritischen Berichterstattung in der Presse und der politischen Brisanz des vollzogenen, aber auch des weiteren Integrationsprozesses erschien es wohl fast allen angefragten Mitbestimmungsträgern die bessere Alternative zu sein, möglichst nichts der Öffentlichkeit preiszugeben. Die Idee für die Erarbeitung des vorliegenden wissenschaftlichen Gutachtens ist aus zahlreichen Diskussionen mit politischen Vertretern auf unterschiedlichen Ebenen der Partei Die Linke entstanden. Auftraggeberin dieses Gutachten war die nordrhein-westfälische Landtagsfraktion Die Linke. In der Debatte wurde schnell erheblicher Beratungsbedarf in einer Problematik artikuliert, die einerseits überaus vielschichtig ist, eine hohe gesellschaftspolitische Relevanz aufweist und auf Basis unsicherer Grundlagen zu entscheiden war, andererseits aber im Angesicht eines hohen zeitlichen Verhandlungsdrucks zum Teil auch durchgepeitscht wurde. Losgelöst von derartigen Zwängen soll dieses Gutachten nun wenigstens rückblickend den STEAG-Erwerb analysieren und so vorausschauend dazu beitragen, für den zukünftig anstehenden Erwerb der zweiten Tranche eine solidere Entscheidungsgrundlage zu liefern, wobei allerdings die Grundsatzentscheidung über den Resterwerb durch die Optionsklauseln mehr oder weniger schon präjudiziert ist. 3

10 2 Bestandsaufnahme zum Unternehmensumfeld der STEAG In den nachfolgenden Ausführungen sollen die Hintergründe des STEAG-Deals aufgearbeitet werden. Teilweise entziehen sich die dazu erforderlichen Informationen einem öffentlichen Zugang und könnten nur den üblicherweise vertraulich gehandhabten Verträgen entnommen werden. Auch fehlen auf der Käuferseite zum Zeitpunkt dieser Ausarbeitung die Geschäftsberichte für das Jahr 2011, also dem ersten Jahr nach dem Erwerb. Insofern sind die herangezogenen Quellen unvollständig und großen Teils inoffiziell, so dass die letzte Exaktheit fehlt und manche Angaben nur vorläufiger Natur sind. 2.1 Hintergründe des STEAG-Kaufs Die im Jahr 2007 gegründete Evonik Industries AG ist ein Ableger der ehemaligen Ruhrkohle AG, die Ende der 1960er Jahre als Konsolidierungsunternehmen wesentliche Teile der deutschen Steinkohleförderunternehmen (inklusive zahlreicher Immobilien) unter einem Dach vereinigte (vgl. Abb. 1). Nach der Übernahme der Degussa 1 und der STEAG 2 durch die Ruhrkohle AG firmierte das Unternehmen unter dem Namen RAG Aktiengesellschaft. Durch die Zukäufe diversifizierte es sein traditionelles Betätigungsfeld im Steinkohlenbergbau durch die Sparten Chemie, Kraftwerksbau und Immobiliengeschäfte. Im Zuge der Abwicklung des deutschen Steinkohlenbergbaus wurde im Herbst 2006 die so genannte Weiße Sparte der RAG, also die nicht der Steinkohleförderung zugehörigen Bereichen, in die neugegründete RAG-Beteiligungs- AG ausgelagert, die später in Evonik Industries AG umbenannt wurde. 1 Die zur Veba gehörende Degussa ist nach der Fusion von Viag und Veba zur E.ON-AG als eigenständiges Unternehmen abgespalten worden. Die Degussa wurde dabei von E.ON an die RAG im Tausch gegen die RAG-Anteile an der Ruhrgas übertragen. Damit wurde die heftig umstrittene Fusion von E.ON und Ruhrgas ermöglicht, die erst durch eine Ministererlaubnis zugelassen wurde. Federführend für diese Erlaubnis war der damalige Staatssekretär Alfred Tacke, der anschließend den Chefposten bei der STEAG einnahm. Tacke selbst hat den Entscheidungsprozess im Wirtschaftsministerium führen müssen, nachdem sich der Minister und spätere RAG-Chef Werner Müller, der zuvor beim E.ON-Vorgänger Veba aktiv war, daraus wegen Befangenheit zurückgezogen hatte. Vgl. Wirtschaftswoche, Regierung: Lücke im Gesetz Was Staatsekretär Alfred Tacke zu seinem neuen Vorstandsposten bei Steag befähigt, , S Die STEAG wurde von der Ruhrkohle AG im Februar 2002 durch den Kauf der E.ON- und RWE-Anteile an der STEAG übernommen. 4

11 Abb. 1: Integrations- und Herauslösungsprozess der STEAG aus der Evonik Ruhrkohlegründung als RAG nach Übernahme Rest-RAG und Evonik Konsolidierungsunternehmen Deguassa (Tausch gg. Ruhrgasanteil) nach Aufspaltung in Stiftung und STEAG-Teilverkauf des Steinkohlenbergbau und STEAG (Restanteilserwerb) Ruhrkohle AG Steinkohle/Immobil.... Steinkohle/Immobil. Ruhrgas Tausch: Ruhrgasanteil gg. Degussa RAG (E.ON, RWE, Thyssen-K., Arcelor) Ruhrkohle AG Steinkolhe Immobilien Degussa STEAG Stiftungslösung: "Schwarze Sparte" Stiftungslösung: "Weiße Sparte" Rest-RAG (RAG-Stiftung) Evonik (RAG-Stiftung, CVC) Immobiliensparte Chemiesparte STEAG STEAG (E.ON, RWE, Ruhrkohle AG) E.ON Erwerb der Restanteile Stadtwerke- Konsortium Viag E.ON Veba Degussa (E.ON) Ruhrgas E.ON-Gründung aus Fusion Viag/Veba mit Absaplten Degussa aus Veba E.ON-Fusion mit Ruhrgas nach Tausch Degussa gg. RAG-Ruhrgasanteil Quelle: eigene Darstellung Die RAG-Anteile der bisherigen Aktionäre (E.ON (39,2 %), RWE (30,2 %), ThyssenKrupp (20,6 %) und Arcelor Mittal (6,5 %) 3 ) wurden 2007 zu einem symbolischen Preis auf die RAG Stiftung übertragen. Bei ihrer Zustimmung hatten die Anteilseigner den Unternehmenswert gegen die ebenfalls von dem Unternehmen zu tragenden Ewigkeitskosten des Bergbaus abgewogen. Der zwischenzeitliche Widerstand von Arcelor wurde gebrochen, indem Arcelor die Übernahme der RAG-Tochter Saar-Ferngas eingeräumt wurde, nachdem das Bundeskartellamt zuvor den Kauf dieser Tochter durch RWE untersagt hatte. 4 Diese Kaufoption für Arcelor anstelle von RWE wurde jedoch zu einem Zeitpunkt zugestanden, als RWE noch nicht alle Rechtsmittel ausgeschöpft hatte, so dass RWE beim RAG-Aufsichtsrat eine mögliche Pflichtverletzung des RAG-Konzernchefs Werner Müller beklagte, da dieser ohne Zustimmung des Aufsichtsrats Firmenverkäufe angebahnt hätte. 5 Spekuliert wurde in diesem Zusammenhang, 3 Die restlichen Anteile von 3,5 % waren im Besitz der RAG. 4 Vgl. Handelsblatt, Frontalangriff auf Müller, , S. 12. Zudem wurde Arcelor Mittal eine Beteiligungsoption an einer Kokerei sowie einer Option auf langfristige Kokslieferungen eingeräumt. 5 Heftige Kritik musste sich Müller auch von dem Miteigentümer Thyssen-Krupp als Konkurrent von Arcelor Mittal gefallen lassen. Der RAG-Aufsichtsratsvorsitzende und E.ON-Vorstandsvorsitzende Bernotat beauftragte sogar eine Anwaltskanzlei mit der rechtlichen Prüfung des Verhaltens von Müller, wobei mit Blick auf die E.ON- Aktionäre insbesondere auch geklärt werden sollte, ob der symbolische Preis von 1 EUR für E.ONs RAG-Anteil 5

12 ob der Vorstoß von RWE letztlich auch den mit dem Initiator Müller eng verbundenen Plan eines späteren Börsengangs der Evonik noch torpedieren sollte. Denn bei der Alternative einer Zerschlagung der RAG hätte sich RWE u.u. die STEAG günstig einverleiben können. Diese Ambitionen wurden aber von RWE unter Hinweis auf ein ohnehin zu erwartendes Veto des Kartellamtes bestritten. Durch das Einbringen der RAG in die Stiftung wurde zugleich der Haftungsverbund aufgehoben, wonach die Evonik als Weiße Sparte für die Risiken der Schwarzen Sparte der RAG, also des Bergbaubetriebs, aufkommt. Die Haftung ist exklusiv auf die Stiftung übergegangen. Die Stiftung war nun im Gegenzug durch die Übertragung der Anteile der Altaktionäre im Besitz der übrig gebliebene RAG und der Evonik. Sie hat gemäß ihrer Satzung die Aufgaben: 6 den geordneten Ausstieg der Rest-RAG aus der subventionierten Steinkohleförderung bis 2018 sozialverträglich zu bewältigen, ab 2019 die Folgekosten des Steinkohlenbergbaus in Form von Altlasten und den sogenannten Ewigkeitslasten 7 zu tragen, Bildung, Wissenschaft und Kultur in den Bergbauregionen von Saarland und Ruhrgebiet zu fördern und zur Finanzierung all dessen die Evonik Industries AG am Kapitalmarkt zu platzieren, wofür die vorherige Auflösung des Haftungsverbunds eine Erfolgsvoraussetzung war. 8 Durch die Stiftungslösung ist die Haftung für die langfristigen Folgekosten des Bergbaus in letzter Konsequenz auf den Steuerzahler übergegangen. Sollten die an den Bund fließenden Einnahmen aus dem Börsengang aber die Folgekosten übersteigen, so verbleiben die Überschüsse auch beim Staat. gerechtfertigt sei. Vgl. Wirtschaftswoche, Riskante Tischvorlage bringt RAG-Börsengang ins Wanken, wiwo.de, Vgl. RAG Stiftung, Satzung vom , satzung_rag_stiftung.pdf, aufgerufen am Hierzu zählt neben direkten Bergschäden insbesondere das ewige Abpumpen des Grundwassers in Regionen, die durch den Bergbau unter den Grundwasserspiegel abgesenkt wurden. 8 Angesichts der gegenwärtig überaus geringen Kapitalmarktzinsen ist zu erwarten, dass die Zinserträge auf das Stiftungsvermögen niedriger ausfallen. Infolgedessen wird mittlerweile davon ausgegangen, dass die ursprünglich anvisierten Verkaufserlöse von 8,5 Mrd. EUR zur Erfüllung der Aufgaben nicht mehr ausreichen werden. Schätzungen beziffern den erforderlichen Erlös nun auf etwa 11 Mrd. EUR. Vgl. Handelsblatt, Stellungskrieg im Revier, , S

13 Um Evonik für die Finanzmärkte attraktiv zu machen und ihre Loslösung vom Bergbau zu unterstreichen, erfolgte dann auch die oben beschrieben Umfirmierung von RAG-Beteiligungs- AG in Evonik Industries AG. Im Juni 2008 erwarb die luxemburgische Private-Equity- und Investmentgesellschaft CVC Capital Partners 25,01 % der Aktien. Der Rest befindet sich nach wie vor in der Hand der Stiftung. Beide Eigentümer wollten sich möglichst noch in diesem Sommer über einen Börsengang von einem ersten Teil der Aktien trennen. 9 Angesichts der Unruhe an den Börsen infolge der weiter schwelenden Eurokrise wurde das Going-Public aber jüngst erneut verschoben. 10 Erwartet wird nun als nächster Termin frühestens das Jahr Grundsatzentscheidungen wie der STEAG-Verkauf werden beim Evonik Mehrheitsaktionär, der Stiftung, in deren Kuratorium getroffen, das weitgehend politisch besetzt ist. Es besteht aus den Ministerpräsidenten/innen Nordrhein-Westfalens und des Saarlandes, dem Bundesfinanzund dem Bundeswirtschaftsminister, dem Vorsitzenden der IGBCE sowie bis 2014 aus je drei weiteren von der Landesregierung Nordrhein-Westfalens bzw. der Bundesregierung bestimmten und zwei von der IGBCE festgelegten Mitgliedern. 11 Vor dem Hintergrund der skizzierten Entwicklung ist auch die Veräußerung der Evonik- Tochter, der Evonik STEAG GmbH, zu sehen. Der Erlös von insgesamt rund 1,2 Mrd. EUR dient unmittelbar dazu, die Spezialchemiesparte zu stärken, die Konzentration auf das Kerngeschäft zu fokussieren sowie die Pensionslasten des Konzerns zu schultern, wodurch sich gleichzeitig das Rating durch die Agenturen verbessern soll. 12 Indirekt soll der Deal also über einen höheren Börsenwert der Evonik und infolgedessen über möglichst hohe Einnahmen beim Börsengang auch dazu beitragen, die Bergbau-Folgelasten der Stiftung ab 2019 zu begleichen. Schon frühzeitig hatte RWE Interesse an der STEAG erkennen lassen (s.o.). 13 Bereits nach der Verschmelzung der STEAG mit dem Energiegeschäft der saarländischen RAG-Tochter sollte die STEAG schon komplett verkauft werden. Ab 2004 ging es der RAG dann aber nur noch um den Einstieg eines Investors in Form einer Beteiligung. Verhandelt wurde mit Gaz de France 9 Der eigentlich für Herbst 2011 vorgesehene Schritt musste wegen der Eurokrise und angesichts politischer Ränkespiele ungelöster Personalfragen verschoben werden. Vgl. Handelsblatt, Börsengang entzweit Evonik, , S. 18f und Handelsblatt, Stellungskrieg im Revier, , S Vgl. Handelsblatt, Evonik geht frühestens 2014 an die Börse, , S Ab 2015 bis zum dritten Jahr nach Schließung des letzten Bergwerks (und damit in der Zeit, in der wohl die zweite STEAG-Tranche veräußert wird,) werden neun statt acht weitere Mitglieder bestellt. Das Land NRW und das Saarland erhalten dann je einen zusätzlichen Vertreter, während der Bund einen verlieren wird. 12 Nach Auskunft des Evonik-Vorstandsvorsitzenden Klaus Engel fließen zwei Drittel des Verkaufserlöses in die Sparte Spezialchemie und steigern dort den Unternehmenswert bei einem zukünftigen Verkauf. Das restliche Drittel dient der Ausfinanzierung von Pensionslasten. Vgl. Klaus Engel, in: Handelsblatt, Wir können jederzeit loslegen, , S Vgl. Handelsblatt, Müller gibt der RAG ein neues Standbein im Energiegeschäft, , S.16. 7

14 und Electrabel, aber eben auch mit RWE, für die die ausländischen Konkurrenten auf dem eigenen Versorgungsgebiet eine besondere Bedrohung dargestellt hätten. Der zweitgrößte deutsche Stromkonzern bot sich auch deshalb an, weil RWE mit 80 % der Hauptabnehmer des STEAG-Stroms war und weil RWE angesichts des damaligen AKW-Ausstiegsbeschlusses (vgl. Kap ) auch zusätzliche Kraftwerkskapazitäten benötigte, für die die STEAG bereits Baugenehmigungen hatte. 14 Damals hatte RWE sich jedoch angesichts von Unsicherheiten über die zukünftigen Belastungen von Kohleverstromern durch den Emissionshandel Zeit gelassen. Dennoch wurde eine Eckpunktevereinbarung getroffen, wonach RWE eine Option zum Erwerb von 25,1 % der STEAG eingeräumt wurde. 15 Im Gegenzug erhielt die RAG für die Kaufoption von RWE ein zinsloses Darlehen über 400 Mio. EUR. Letztlich sind die Pläne zur Gründung eines neuen Energieriesen an der Seite von RWE Ende 2005 nach fast zweijährigen Verhandlungen an unterschiedlichen konzeptionellen Vorstellungen insbesondere über den gemeinsamen Kraftwerksbau gescheitert. Abgesehen davon wäre diese Beteiligung sicherlich auch kartellrechtlich problematisch gewesen. 16 Für Missstimmung zwischen den beiden Parteien dürfte nicht zuletzt auch die Tatsache gesorgt haben, dass die STEAG das neue Kraftwerk Walsum 10 zusammen mit der österreichischen EVN AG betreiben wollte und mit dem RWE- Konkurrenten EnBW einen Stromabnahmevertrag für ein Drittel des dort produzierten Stroms über 20 Jahre hinweg geschlossen hatte. 17 Hinzu kam, dass STEAG auch eine Zusammenarbeit mit EnBW beim Bau und Betrieb weiterer Kraftwerke plante. Anfang 2009 hatte das Evonik-Management dann erwogen, die STEAG an EnBW zu verkaufen, wobei hier auch bessere Chancen auf ein befürwortendes Votum durch das Bundeskartellamt gesehen wurden als bei einem Erwerb durch E.ON, RWE oder Vattenfall. 18 Letztlich wurde man sich nicht handelseinig. Während die STEAG nur den Verkauf einer Minderheitsbeteiligung in Erwägung zog, bestand EnBW mit Blick auf die unternehmerische Dominanz auf eine Mehrheitsbeteiligung. 19 Auch hätte EnBW die STEAG wohl nicht als Ganzes erhalten. Im Interview äußerte sich der damalige EnBW- Vorstandsvorsitzende Villis wie folgt: Die Steag hat Kraftwerke im Ausland [ ] die uns weniger interessieren. Auch bei den elf Kraftwerken in 14 Vgl. Wirtschaftswoche, RAG schafft neuen Energieriesen mit RWE, wiwo.de, Vgl. Handelsblatt, RWE nimmt nur 25 % von STEAG, , S Vgl. Wirtschaftswoche, Kooperationspläne von Steag und RWE geplatzt, wiwo.de, Vgl. Handelsblatt, RAG schießt bei geplanter Stromkooperation mit RWE quer, Vgl. Wirtschaftswoche, Evonik: Vor Umbau zum Chemiekonzern, wiwo.de, Vgl. Handelsblatt, EnBW will weiter zukaufen,

15 Deutschland müssten wir prüfen, welche interessant sind und welche wir auch kartellrechtlich erwerben dürfen. 20 Im Februar 2010 verschickte Evonik dann einen Teaser an 50 potenzielle Investoren, in dem die STEAG angepriesen und zur Abgabe eines Kaufgebotes bis Mai 2010 aufgefordert wurde. Dabei gab es mehrere Bieter. 21 Die Park Holding aus der Türkei und die indische Gesellschaft Hinduja-Group schieden wohl aufgrund wenig überzeugender Entwicklungskonzepte, eventuell aber auch auf Druck der Politik (s.u.) frühzeitig aus dem Rennen aus. Letztlich kam auch das Entsorgungsunternehmen Remondis in der schrittweise organisierten Auktion nicht in das Bieterfinale. Verglichen mit dem neben der Stadtwerke-Gruppe verbliebenen Energiekonsortium EPH aus Tschechien bot es Pressemeldungen zufolge bis zur gesetzten Deadline zu wenig. 22 Eine angebliche Nachbesserung seines Angebotes um 250 Mio. EUR auf 3,75 Mrd. EUR (für den Unternehmenswert) nach dem Ausschluss aus dem weiteren Bieterverfahren blieb für Remondis trotz der gleichzeitigen Mobilisierung von Politikern erfolglos. 23 Auch der Versuch, nachträglich wenigsten noch an einen der beiden Finalisten, nämlich an das Konsortium aus kommunalen Versorgern, auf Basis einer 50/50 Partnerschaft 24 anzudocken, scheiterte, obwohl die Stadtwerke angesichts von Finanzierungsschwierigkeiten zuvor noch eine Partnerschaft mit Remondis sondiert hatten und deren kommunale Eigentümer im Entsorgungsbereich vielfach bereits mit dem Entsorgungsunternehmen zusammenarbeiten. In der Endausscheidung mit der EPH aus Tschechien setzte sich dann das Stadtwerkekonsortium Rhein-Ruhr durch. Die Stadtwerke in Bochum, Essen, Dinslaken, Dortmund, Duisburg sowie die Dortmunder Energie- und Wasserversorgung und die Energieversorgung Oberhausen erhielten letztlich den Zuschlag. 25 Sie profitierten beim Kauf 20 Villis, H.-P., Kein Couponschneider, in: Wirtschaftswoche Nr. 9, , S Vgl. Handelsblatt, Fünf Bieter für Evonik-Tochter-Steag, , S Vgl. Handelsblatt, Steag-Verkauf geht in die Endphase, handelsblatt.com, Vgl. Der Spiegel, Remondis trickst sich selbst aus, Heft 50/2010, , S Rethmann, N., zitiert in: FAZ, Remondis wirbt um Partnerschaft für Steag, , aufgerufen am Zwischenzeitlich gehörten auch die Stadtwerke Saarbrücken als Interessent zum Konsortium, zumal die STEAG Mehrheitsanteile an der Fernwärme-Verbund Saar GmbH hält, an der auch eine Tochter der Saarbrücker Stadtwerke beteiligt ist. Auf unsere Anfrage hin erklärte eine Sprecherin zum Rückzug aus dem Konsortium dass es seitens der VVS keine Distanzierung zum Projekt Evonik-Steag gab. Vielmehr war unsere Entscheidung mit Blick auf die vielfältigen eigenen Aktivitäten zu dieser Zeit Einstieg in die Energieerzeugung verbunden mit dem Bau eigener Erzeugungsanlagen eine rein interne Konsequenz zur weiteren Vorgehensweise. Auch die Stadtwerke Krefeld hatten zeitweise im Konsortium mitgewirkt, sind dann aber in der Phase der Due-Diligence ausgestiegen. Trotz Anfrage und mehreren Nachfragen waren die Stadtwerke Krefeld nicht bereit, ihren Rückzug uns gegenüber zu begründen. Vgl. WAZ, Steag-Verkauf geht in die letzte Runde, , aufgerufen am ; Versorgungs- und Verkehrsgesell- 9

16 zum einen von der kurz zuvor verabschiedeten Novelle des Gemeindewirtschaftsrechts, ohne die eine Übernahme rechtlich kaum zulässig gewesen wäre. 26 Denn zuvor war ein Engagement kommunaler Unternehmen nur dann möglich, wenn es einem öffentlichen Zweck diente, nicht den Vorrang Privat vor Staat unnötig einschränkte, in angemessenem Umfang zur Leistungsfähigkeit der Kommune stand und dem Regionalprinzip Rechnung trug. Zum anderen dürfte der energiepolitisch sensible Verkauf an die Stadtwerke auch im (regional-)politischen Interesse des Kuratoriums der RAG Stiftung gelegen haben und nicht allein nach dem Angebotspreise entschieden worden sein. So berichtet die Wirtschaftswoche: Der Stiftungschef der RAG-Stiftung [ ] war der Motor dieser Richtungsentscheidung. Er hatte Rückenwind aus der Politik, die nicht nur unterstützte, sondern auch drängte - die Steag im Bundesland NRW zu belassen. Zum Kuratorium gehört auch die Ministerpräsidentin Hannelore Kraft (SPD), sie pochte auf eine regionale Lösung, die nun herbeigeführt wurde. 27 Der Kaufvertrag wurde nach der vorherigen Zustimmung in den Stadträten der kommunalen Träger des Konsortiums am 17./ unter dem Vorbehalt einer Genehmigung durch die Bezirksregierungen und das Bundeskartellamt unterzeichnet und führt auf Betreiben von Evonik nur zu einer schrittweisen Herauslösung der STEAG. Ausgehend von einem Angebotspreis von 3,77 Mrd. EUR für den Unternehmenswert ergab sich nach Abzug der von den Käufern übernommenen Verbindlichkeiten, Pensionsverpflichtungen u.ä. sowie der vorübergehenden Gewinnabführungsschmälerung durch die zunächst nur als Teilverkauf durchgeführte Transaktion ein Gesamtkaufpreis von gut 1,2 Mrd. EUR. 28 In einer ersten Tranche wurden dabei 51 % der STEAG-Anteile für vorläufig Mio. EUR durch die Stadtwerke erworben. Der finale Kaufpreis war vertraglich abhängig von etwaigen Bewertungsänderungen im Zuge des Jahresabschlusses Darüber hinaus gehende Abweichungen nach oben waren nicht vorgesehen, wohl aber eine nachträglicher Kaufpreisnachlass in dem Fall, in dem durch die schaft Saarbrücken, Verkauf der Evonik Steag GmbH: Versorgungs- und Verkehrsgesellschaft Saarbrücken bekundet Interesse an einer Teilnahme im Bieterkonsortium, Pressemitteilung, aufgerufen am und Duisburg 365.de, Stadtwerke Konsortium Rhein-Ruhr & Evonik Steag GmbH, , aufgerufen am Vgl. Marquardt, R.-M., Stellungnahme zum Gesetzentwurf "Revitalisierung des Gemeindewirtschaftsrechts in NRW", Landtag Nordrhein-Westfalen. Stellungnahme 15/83, Wirtschaftswoche, Strom wird zum Regionalgeschäft, wiwo.de, Vgl. Evonik, Pressemitteilung: Evonik und Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr unterzeichnen Kaufvertrag über 51 Prozent der Anteile von Evonik Steag GmbH, Der endgültige Kaufpreis wurde auf Basis des testierten Teilkonzernabschlusses der STEAG festgelegt. Änderungen in der Bewertung der Nettofinanzschulden und des Nettoumlaufvermögens zum Ultimo 2010 hätten noch einen Einfluss auf den endgültigen Kaufpreis. Vgl. Evonik, Pressemitteilung: Evonik und Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr unterzeichnen Kaufvertrag über 51 Prozent der Anteile von Evonik Steag GmbH, und Evonik, Pressemitteilung: Evonik Steag GmbH hat mit Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr eine neuen Mehrheitseigentümer,

17 gegenüber dem in den Verhandlungen zugrunde gelegten Termin eine verzögerte Inbetriebnahme des Kraftwerks Walsum 10 erfolgt, bei der der STEAG finanzielle Nachteile entstehen. 30 Nach den uns vorliegenden Informationen vom Januar 2012 forderte Evonik letztlich 655,85 Mio. EUR, während die KSBG 652,39 Mio. EUR als gerechtfertigt empfand. 31 Das Ergebnis der Einigung ist uns nicht bekannt. Zur Durchführung der Transaktion gründeten das Stadtwerkekonsortium als Vorschaltgesellschaft die KSBG Kommunale Beteiligungsgesellschaft GmbH & Co. KG und die Evonik Industries die RBV Verwaltungs-GmbH (vgl. Abb. 3). Die KSBG, die zuvor mit Eigenkapital durch die Stadtwerke ausgestattet wurde, hält 51 % an der STEAG, die RBV die restlichen 49 %. Vollzogen wurde der Vertrag am , nachdem die Kartellbehörden und die Bezirksregierungen ihre Zustimmung erteilt hatten. Die Umbenennung der Evonik STEAG GmbH in STEAG GmbH am rundete den Vertragsschluss ab. Der Erwerb des zunächst noch bei der RBV verbliebenen Anteils durch das Stadtwerkekonsortium ist ebenfalls vertraglich vorgesehen. Für diese zweite Tranche wurde beiden Seiten eine Kauf- bzw. Verkauf-Option eingeräumt, auch um den Kaufpreis gegen Zeitwertänderungen des 49-%-Anteils abzusichern. 32 Der Kaufpreis ist dabei in einer Bandbreite festgelegt und wird sich vermutlich in einer Größenordnung von 600 Mio. EUR bewegen. 33 Bis Ende 2013 können beide Vertragspartner keinen Gebrauch von der Option machen. Die KSBG hat dann eventuell unter Hinzuziehen neuer Minderheits-Mitstreiter im Zeitraum von Anfang 2014 bis Ende 2017 die Möglichkeit, zum Kauf zu den zuvor vereinbarten Bedingungen. 34 Die Put-Option der RBV gilt hingegen nur im kompletten Jahr Mit Ablauf der genannten Fristen würden die jeweiligen Optionen verfallen. Bei der Grundsatzentscheidung der Stadträte Mitte Dezember 2010 über den Teilerwerb von 51 % waren Verhandlungen über das Optionsarrangement noch nicht abgeschlossen, da sie sich aufgrund unterschiedlicher Vorstellungen der Vertragsparteien als recht schwierig erwiesen. Der am 16./ unterzeichnete Kaufvertrag enthielt daher diesbezüglich noch keine 30 Vgl. Stadtwerke Bochum GmbH, Marktanalyse nach 107 Abs. 5 Gemeindeordnung Nordrhein-Westfalen: Projekt Mittelbare Beteiligung an der Evonik Steag GmbH und ihren Beteiligungsgesellschaften über ein Konsortium von Stadtwerken der Ruhrregion, 2010, S Vgl. Stadt Bochum, Mitteilung der Verwaltung an Haupt- und Finanzausschuss, Vorlage , Vgl. zur Call/Put-Option: DSW21, Aufsichtsräte stimmen zu: Erwerb weiterer 49 % der Anteile an der Evonik Steag GmbH, Pressemeldung vom , aufgerufen am Genauer Angaben ließen sich nicht finden. Im Evonik-Geschäftsbericht wird allerdings erwähnt: Wird die Call- Option zum frühestmöglichen Zeitpunkt am 1. Januar 2014 ausgeübt, so resultiert daraus aus heutiger Sicht ein Liquiditätszufluss in Höhe von 498 Mio.. (Evonik, Geschäftsbericht 2011, S. 166). 34 Vgl. Evonik, Geschäftsbericht 2011, S

18 Regelungen. Eine Einigung über die Optionen konnte erst am 17./ erzielt werden und wurde im Rahmen eines eigenen Vertrags geregelt, der dann in den Stadträten im Februar 2011 mehrheitlich beschlossen wurde. Wären die Optionsklauseln nicht ratifiziert worden, hätte Evonik entweder das Recht auf eine Rückabwicklung des Kaufs gehabt, alternativ hätte Evonik innerhalb von drei Jahren den 51-%-Anteil der Stadtwerke und den verbliebenen 49-%-Anteil gemeinsam an einen dritten Akteur veräußern können. Bis zum Übergang der restlichen 49 % der STEAG auf das Konsortium hat sich Evonik den jährlichen Anspruch auf eine Garantiedividende gesichert. 35 Sie setzt sich nach den uns vorliegenden Informationen aus einem fixen und einem am Erfolg der STEAG orientierten variablen Betrag zusammen. 36 Über die genaue Höhe und Aufteilung konnten wir keine öffentlich zugänglichen Angaben finden. In der Presse wird aber über einen Betrag von 40 Mio. EUR spekuliert. 37 Im Evonik-Geschäftsbericht 2011 werden diese Dividendenzahlungen unter Erträge aus at Equity bilanzierten Unternehmen mit verbucht aber nicht gesondert ausgewiesen. Gegenüber dem Vorjahr ist dieser Posten nach dem Teilverkauf der STEAG aber um 23 Mio. EUR gestiegen. Finanziert wird die Kaufsumme der ersten Tranche von rund 650 Mio. EUR zu 30 % über Eigenkapital der KSBG, das zuvor vom Konsortium aufgebracht wurde, und zu 70 % über von der KSBG aufgenommenes Fremdkapital in Höhe von rund 456 Mio. EUR. 38 Das Fremdkapital wurde von einer Bankengruppe bestehend aus Bayern LB, Commerzbank, IKB, Nord LB und West LB bereitgestellt. 39 Die Eigenmittel der KSBG wurden von den Stadtwerken gemäß ihrer Beteiligungsquoten am Konsortium eingezahlt (vgl. Abb. 2). Als Konsortialführer verfügen die Stadtwerke Duisburg über einen 19 %-igen Anteil. Sie haben rund 37 Mio. EUR eingezahlt. 40 Am unteren Ende der Skala haben die Stadtwerke Dinslaken sowie die Energieversorgung 35 Vgl. Evonik, Geschäftsbericht 2011, S Vgl. Stadtwerke Bochum GmbH, Marktanalyse nach 107 Abs. 5 Gemeindeordnung Nordrhein-Westfalen: Projekt Mittelbare Beteiligung an der Evonik Steag GmbH und ihren Beteiligungsgesellschaften über ein Konsortium von Stadtwerken der Ruhrregion, 2010, S. 29 und Vgl. Der Westen, Stadtwerke gehen hohes Risiko bei Steag-Kauf, Vgl. Stadtwerke Bochum GmbH, Marktanalyse nach 107 Abs. 5 Gemeindeordnung Nordrhein-Westfalen: Projekt Mittelbare Beteiligung an der Evonik Steag GmbH und ihren Beteiligungsgesellschaften über ein Konsortium von Stadtwerken der Ruhrregion, 2010, S. 7 und 33. Bei einem maximalen Kaufpreis von 675,4 Mio. EUR hätten die Stadtwerke Bochum für ihren 18-%-igen Anteil an der KSBG einen maximalen Eigenkapitalanteil von 36,8 Mio. EUR aufkommen müssen. Insofern sind rund 195 Mio. EUR durch Eigenkapital der KSBG und 456 Mio. EUR durch Fremdkapital finanziert worden. Dies entspricht auch den Vorgaben des Rates der Stadt Bochum, wonach rund 70 % fremd- und der Rest eigenfinanziert werden soll. Vgl. Stadt Bochum, Stadtwerke Bochum GmbH: hier Gründung und Beteiligung an zwei neuen Gesellschaften, Beschlussvorlage der Verwaltung: Vorlage , 2010, S Vgl. Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Projekt Step - Binding Offer, Punkt f., Unterstellt wurde für die Berechnung ein Kaufpreis von 651 Mio. EUR, wovon 30 % (also rund 195 Mio. EUR) durch Eigenmittel finanziert wurden. 12

19 Oberhausen knapp 12 Mio. EUR bereitgestellt. Die restlichen Konsorten halten mit einem Beitrag von rund 35 Mio. EUR jeweils 18 %. Persönlich haftender Komplementär der KSBG KG ist die KSBG GmbH, in die das Eigenkapital eingezahlt wurde. Im Insolvenzfall würde sich die Haftungssumme der Konsorten damit auf das in der GmbH eingelegte Kapital beschränken. Die Kommunalunternehmen hatten ihren Eigenmittelbeitrag zumindest teilweise fremdfinanziert. So hatten sich beispielsweise die Stadtwerke Bochum zur Vermeidung einer Belastung des eigenen operativen Geschäftes entschieden, ihren Eigenmittelanteil komplett über Bankkredite zu refinanzieren. 41 Bei den Stadtwerken Duisburg war im Dezember 2010 zumindest noch offen, inwieweit Eigen- oder Fremdmittel aufgewendet werden. Abb. 2: Eigenmittelausstattung der KSBG SW DI 11,7 Mio. 6% EVO 11,7 Mio. 6% Anteile an KSBG-Eigenmittel SW DU 37,1 Mio. 19% DSW 35,2 Mio. 18% SW E 29,3 Mio. 15% SW BO 35,2Mio. 18% DEW 35,2 Mio. 18% Quelle: Stadtwerke Bochum und eigene Berechnungen. Nicht zu klären waren für uns im hier betrachteten Vertragszusammenhang insbesondere folgende Fragen: Welcher Kaufpreis wurde am Ende unter Berücksichtigung aller Zu- und Abschläge für die erste Tranche endgültig erzielt? Nach welchen Anpassungsmechanismen wird der endgültige Preis für die zweite Tranche festgelegt? 41 Vgl. Stadtwerke Bochum GmbH, Marktanalyse nach 107 Abs. 5 Gemeindeordnung Nordrhein-Westfalen: Projekt Mittelbare Beteiligung an der Evonik Steag GmbH und ihren Beteiligungsgesellschaften über ein Konsortium von Stadtwerken der Ruhrregion, 2010, S

20 Zu welchem Zinssatz, mit welchem Tilgungssatz und mit welcher Laufzeit erfolgt die Fremdfinanzierung des Erwerbs auf Seiten der KSBG? Haben wirklich alle Stadtwerke ihren Eigenmittelanteil an der KSBG fremdfinanziert? Zu welchem Zinssatz, mit welchem Tilgungssatz und mit welcher Laufzeit erfolgt die Fremdfinanzierung jeweils? Wie sieht die Regelung zur Garantiedividende der Evonik im Detail aus? 2.2 Organisatorische Integration der STEAG in das Stadtwerkekonsortium STEAG GmbH als Holding Durch den STEAG-Deal ergibt sich eine umfangreiche neue gesellschaftsrechtliche Organisationsstruktur. Diese ist insgesamt grafisch aufgearbeitet und in Abb. 3 und Abb. 4 dargestellt. Die Struktur zeigt hier die rechtlichen Abhängigkeiten auf Basis der Beteiligungsverhältnisse an der STEAG GmbH durch die sieben Stadtwerke (gebündelt in der KSBG (Kommunale Beteiligungsgesellschaft GmbH & Co. KG)) mit der dazugehörigen Komplementärgesellschaft (KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft mbh) und wiederum deren Eigentümerstruktur. Daneben legt die Organisationsstruktur eine umfängliche in- und ausländische Beteiligungsstruktur der STEAG GmbH, die zum ersten Mal 2011 einen konsolidierten Konzernabschluss vorgelegt hat, offen. Eigentümerin der ehemaligen Evonik Steag GmbH, deren Name durch Eintragung ins Handelsregister am 07. Juni 2011 in STEAG GmbH geändert wurde, sind zu 49 % die RBV Verwaltungs-GmbH (RBV), eine 100-prozentige Tochtergesellschaft der Evonik Industries AG, Essen, und zu 51 % die KSBG KG, ebenfalls mit Sitz in Essen, bestehend aus einem Konsortium aus sieben Stadtwerke (siehe weiter unten). Shareholder der Evonik Industries AG sind wiederum zu 25,01 % die CVC Capital Partners (ein Finanzunternehmen) und zu 74,99 % die Ruhrkohle RAG Stiftung. Zwischen der KSBG und der STEAG GmbH wurde am 28. Juni 2011 ein Gewinnabführungsvertrag abgeschlossen. Die RBV wird von zwei Vorständen der Evonik Industries AG in Personalunion geleitet. Einen eigenen Aufsichtsrat hat die RBV nicht. Die STEAG GmbH wird von 4 Geschäftsführern mit einem Vorsitzenden geleitet. Der Arbeitsdirektor verantwortet neben dem Personalbereich auch die Geschäftsbereiche Arbeits-, Gesundheits- und Umweltschutz sowie den Geschäftsbereich Fernwärme. Der Aufsichtsrat der STEAG GmbH unterliegt dem Mitbestimmungsgesetz von 1976 und besteht aus 20 Mitgliedern. Davon stellen die Anteilseigner 50 % und die Beschäftigten ebenfalls 50 % (davon ein leitender Ange- 14

21 stellter gemäß Betriebsverfassungsgesetz 5 Abs. 3). Auf Seiten der Anteilseigner befinden sich vier Mitglieder der Evonik Industries und sechs Mitglieder der sieben Konsortialstadtwerke. Nicht vertreten unter den Konsorten ist die Energieversorgung Oberhausen AG. Die Arbeitnehmerbank setzt sich zusammen aus drei IGBCE-Vertretern und sechs Delegierte der betrieblichen Mitbestimmung. Hinzu kommt ein leitender Angestellter der STEAG Gesellschafter der KSBG Neben der organisatorischen Einordnung des STEAG-Konzerns sollen im Folgenden auch kurz das Konsortium der Stadtwerke (Rhein-Ruhr) und die KSBG vorgestellt werden. Eigentümerin der KSBG sind sieben kommunale Stadtwerke. Die KSBG wird von drei Geschäftsführern (derzeit von den Vorstandsvorsitzenden bzw. Geschäftsführern der Dortmunder Stadtwerke, Stadtwerke Essen und Stadtwerke Bochum) geführt. Auch die KSBG verfügt über einen zwischen Kapital und Arbeit nummerisch-paritätisch besetzen Aufsichtsrat gemäß Mitbestimmungsgesetz von Die Anteilseigner werden durch sechs Oberbürgermeister bzw. Bürgermeister der kommunalen Eigentümer de Konsortialstadtwerke repräsentiert. Duisburg entsendet als Konsortialführer den Vorstandsvorsitzenden seiner Stadtwerke, der zugleich auch Aufsichtsratsvorsitzende der STEAG ist, und einen weiteren Stadtwerkevertreter. Ergänzt wird die Anteilseignerbank durch zwei Wissenschaftlerinnen. Die Zusammensetzung der Arbeitnehmervertreter entspricht der bei der STEAG. Die Funktion des leitenden Angestellten wird vom selben Vertreter wie bei der STEAG wahrgenommen Stadtwerke Duisburg AG Die Stadtwerke Duisburg AG ist mit einem Eigenkapitalanteil von 19 % an der KSBG die Konsortialführerin. Eigentümer der Stadtwerke Duisburg AG ist zu 80 % die Duisburger Versorgungs- und Verkehrsgesellschaft mbh (Sitz Duisburg), die wiederum zu 100% der Stadt Duisburg gehört. Die restlichen 20 % an der Stadtwerke Duisburg AG halten die RWE Rheinland Westfalen Netz AG, Essen, eine Tochtergesellschaft im RWE-Konzern. Mit jeweils 100 % ist wiederum die Stadtwerke Duisburg AG an der zum Geschäftsjahr 2010 ausgegliederten Stadtwerke Duisburg Netzgesellschaft mbh, an der rhein ruhr partner Gesellschaft für Energiehandel mbh, Duisburg sowie an der Kraftwerk Duisburg-Wanheim GmbH beteiligt. Daneben hält die Stadtwerke Duisburg AG weitere Minderheitsbeteiligungen an anderen Unternehmen. 15

22 Die Stadtwerke Duisburg AG betreibt Eigenerzeugung bzw. Gewinnung in den Sparten Strom, Fernwärme und Wasser. Die Nettoeigenerzeugung beim Strom beruht im Wesentlichen auf den Primärenergieträgern Steinkohle (37,5 %) und Erdgas (62,5%). Das Unternehmen wird von einem dreiköpfigen Vorstand geleitet. Ein Arbeitsdirektor ist explizit nicht genannt. Der Aufsichtsrat (AR) unterliegt dem Mitbestimmungsgesetz von Er besteht aus 20 Mitgliedern, davon 10 Arbeitnehmervertreter (inkl. einem leitenden Angestellten) Stadtwerke Bochum GmbH Die Stadtwerke Bochum GmbH ist mit 18 % an der KSBG beteiligt. Eigentümerin ist zu 95 % die Holding für Versorgung und Verkehr GmbH, Bochum, und zu 5 % direkt die Stadt Bochum. Shareholder der Holding für Versorgung und Verkehr GmbH, Bochum ist zu 99 % die Energieund Wasserversorgung Mittleres Ruhrgebiet GmbH und zu 1 % die Stadt Bochum, während wiederum die Stadt Witten zu 15,2 %, die Stadt Herne zu 27,8 % und die Stadt Bochum zu 57 % Eigentümerinnen der Energie- und Wasserversorgung Mittleres Ruhrgebiet GmbH sind. Die Stadtwerke Bochum GmbH verfügt über eigene Erzeugungskapazitäten im Strombereich. Um ihre Beschaffungsunabhängigkeit zu stärken, hat die Stadtwerke Bochum GmbH in den letzten Jahren intensiv in den Ausbau der eigenen Erzeugungs- und Speicherkapazitäten investiert. Neben konventionelle Erzeugungsmethoden spielten Investitionen in erneuerbaren Energien dabei eine wichtige Rolle. 42 Die Stadtwerke Bochum GmbH hält zu jeweils 100 % Beteiligungen an der MULTIBRID WEA I, II, III GmbH & Co. KG, Bremerhaven sowie an der USB Umweltservice Bochum GmbH und zu 75 % an der Fernwärmeversorgung Universitäts-Wohnstadt Bochum GmbH sowie zu 51 % an der Glasfaser Bochum GmbH & Co. KG. Außerdem ist die Stadtwerke Bochum GmbH zu jeweils 50 % an der Wasserbeschaffung Mittlere Ruhr GmbH, Bochum, der Wasser und Gas Westfalen Beteiligungsgesellschaft mbh, Bochum 42 Stadtwerke Bochum GmbH, Geschäftsbericht 2010, S

23 und der Wasser und Gas Westfalen GmbH & Co. Holding KG, Bochum sowie mittelbar an der Wasser und Gas Westfalen GmbH, Bochum beteiligt. Auch hält die Stadtwerke Bochum GmbH noch Beteiligungen an der VBW Bauen und Wohnen GmbH, Bochum zu 49,1 % und zu 40,7 % an der TMR Telekommunikation Mittleres Ruhrgebiet GmbH, Bochum sowie zu 38,5 % an der PN Biomasseheizkraftwerk Papenburg GmbH & Co. KG, Leer und zu 18 % an der Trianel Windkraftwerk Borkum GmbH & Co. KG, Aachen sowie zu 49 % an der bestmile GmbH & Co. KG, Bochum. Ebenso sind noch kleine Beteiligungen wie der mit 7 % an der Betriebsgesellschaft Radio Bochum mbh & Co. KG und die VfL Bochum-Stadioncenter GmbH mit 5 % als auch die Beteiligungen mit 2,56 % an der rku.it GmbH, Herne sowie an der Gemeinschaftskraftwerks Steinkohle Kamm GmbH & Co. KG mit 2,2 % zu nennen. Die Angebotspalette der Stadtwerke Bochum GmbH reicht von Strom, Gas, Wasser und Fernwärme bis zu sonstigen Dienstleistungen. In eigenen Kraftwerken erzeugt, aber auch durch Strombezug, wurden 2010 über ein eigenes Stromverteilungsnetz (3.396,4 km Länge) 1.983,2 Mio. kwh verkauft. Der Absatz über ein eigenes Rohrnetz von 950,7 km beim eingekauften Gas lag bei 2.301,6 Mio. KWh und bei der Fernwärme über eigene Versorgungsleitungen von 94,3 km bei 350,3 Mio. kwh. Das ebenfalls eigene Rohrnetz bei der Wasserversorgung beträgt 1.160,6 km und hier wurden 2010 insgesamt knapp 25 Mio. Kubikmeter Wasser abgesetzt. Die Stadtwerke Bochum GmbH wird von zwei Geschäftsführern geleitet, wovon einer als Sprecher fungiert. Ein Arbeitsdirektor ist explizit nicht genannt. Der Aufsichtsrat (AR) ist dem Drittelbeteiligungsgesetz angelehnt und besteht aus 15 Mitgliedern, davon 6 Arbeitsnehmervertreter Dortmunder Stadtwerke AG (DSW 21) Zu 18 % ist die Dortmunder Stadtwerke AG an der KSBG beteiligt. Eigentümerin der Stadtwerke ist wiederum zu 100 % die Stadt Dortmund. Im Konsolidierungskreis des DSW21-Konzerns werden 20 Tochter- und zwölf weitere Konzernunternehmen ausgewiesen. Dazu gehören: Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH, Dortmund (DSW21) zu 53 % 17

24 Dortmund (DSW21-Netz) zu 100 % Energieplus GmbH, Dortmund zu 100 % DEW21 Windkraftbeteiligungsgesellschaft mbh, Dortmund zu 100 % Windkraft Alsleben 1 GmbH & Co. KG, Leinfelden zu 100 % Erste ENP Windpark Alzheim GmbH & Co. KG, Osnabrück DEW21 Verwaltungsgesellschaft mbh, Dortmund zu 100 % Dortmunder Hafen AG, Dortmund zu 98,33 % DE Infrastruktur GmbH, Dortmund zu 81 % Flughafen Dortmund GmbH zu 74 % Flughafen Dortmund Handling GmbH zu 100 % H-Bahn-Gesellschaft Dortmund mbh zu 100 % Stadtkrone Ost-Beteiligungsgesellschaft mbh & Co. KG, Dortmund zu 55 % Dortmunder Gemeinnützige Wohnungsgesellschaft mbh zu 90 % Dortmunder Stadtentwicklungsgesellschaft mbh zu 100 % Dortmund-Märkische Eisenbahn GmbH i.l. zu 74 % DOKOM (Gesellschaft für Telekommunikation mbh, Dortmund) zu 97,94 % (davon 11,29 % DEW 21) Westfalentor 1 GmbH, Dortmund zu 100 % Phoenix See Entwicklungsgesellschaft mbh, Dortmund zu 100 %, KEB Holding AG, Dortmund zu 65,12 % Hohenbuschei Beteiligungsgesellschaft mbh, Dortmund zu 51 % Hohenbuschei GmbH & Co. KG, Dortmund zu 51 % das Gemeinschaftsunternehmen Wasserwerke Westfalen GmbH, Dortmund zu 50 %. Außerdem zählen zum Konsolidierungskreis die assoziierten Unternehmen: Wasser und Gas Westfalen Beteiligungsgesellschaft mbh, Bochum zu 50 % Wasser und Gas Westfalen GmbH & Co. Holding KG, Bochum zu 50 % Stadtwerke Schwerte GmbH, zu 50 %, 18

25 Stadtwerke Schwerte Holding GmbH & Co. KG zu 50% Entsorgung Dortmund GmbH zu 49 % Rku.it GmbH Herne zu 40 % RW Energie-Beteiligungsgesellschaft mbh & Co. KG, Dortmund zu 34,41 %. Die Stadtwerke Dortmund AG versorgt im Wesentlichen die Stadt Dortmund mit Strom, Erdgas, Fern- und Nahwärme sowie mit Wasser. Der Konzern-Umsatzanteil lag hier 2010 bei gut 70 %. Der Stadtwerke Dortmund AG (Konzern) schließt auch den öffentlichen Nahverkehr (Umsatzanteil 2010: 13,8 %), Hausbewirtschaftung (Umsatzanteil: 8,4 %) und Telekommunikation (Umsatzanteil: 2,5 %) mit ein. Der Stadtwerke Konzern wird von drei Vorständen geleitet, wovon einer als Sprecher fungiert. Ein Arbeitsdirektor ist explizit nicht genannt. Der Aufsichtsrat (AR) ist dem Mitbestimmungsgesetz von 1976 angelehnt und besteht aus 23 Mitgliedern, davon 9 Arbeitsnehmervertreter Dortmunder Energie- und Wasserversorgung (DEW) Die Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH ist zu 18 % an der KSBG beteiligt. Gesellschafter der Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH sind zu 53 % die Dortmunder Stadtwerke AG und zu 47 % die RWE Westfalen Rheinland Netz AG. An Beteiligungen hält die Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH: 25 % an der Stadtwerke Schwerte Holding GmbH & Co. KG, Schwerte, 1,5 % an der Stadtwerke Schwerte GmbH und 25 % an der Stadtwerke Schwerte Beteiligungsgesellschaft mbh 25 % an der KGE-Kommunale Gasspeichergesellschaft Epe mbh & Co. KG, Gronau Epe 25 % an der KGBE-Kommunale Gasspeicher Beteiligungsgesellschaft Epe mbh, Gronau Epe 50 % an der Wasserwerke Westfalen GmbH, Dortmund 20 % an der rku.it GmbH, Herne 30 % an der strasserauf GmbH, Düsseldorf 33,33 % am Institut für Wasserforschung GmbH, Dortmund 19

26 3,77 % an der Green Gecco Beteiligungsgesellschaft mbh & Co. KG, Troisdorf 3,77 % an der Green Gecco Verwaltungs GmbH, Troisdorf 18 % an der KSBG- Kommunale Beteiligungsgesellschaft GmbH & Co. KG, Essen 25 % DEW21 Bioenergie Verwaltungs GmbH, Dortmund 25 % an der DEW Bioenergie Brennstoff KG, Dortmund 1,32 % an der GWZ Gas- und Wasserwirtschaftszentrum GmbH & Co. KG, Bonn 5,55 % an der Gemeinschaftskraftwerk Steinkohle Hamm GmbH & Co. KG, Essen. Das Unternehmen wird von drei Geschäftsführern (inkl. eines Vorsitzenden) geleitet. Ein Arbeitsdirektor ist explizit nicht genannt. Der Aufsichtsrat wird gebildet nach dem 1976er Mitbestimmungsgesetz und besteht aus 20 Mitgliedern, davon 10 Arbeitsnehmervertretern Stadtwerke Essen AG Die Stadtwerke Essen AG ist mit 15 % an der KSBG beteiligt. Eigentümerinnen sind zu 51 % die Essener Versorgungs- und Verkehrsgesellschaft mbh (deren Eigentümerin wiederum zu 100 % die Stadt Essen ist), zu 20 % die Thüga AG mit Sitz in München und mit 29 % die RWE Deutschland AG. Die Stadtwerke Essen AG hält Beteiligungen an: der Wassergewinnung Essen GmbH (50 %) der infralogistik ruhr GmbH zu 49 % der Entwässerung Essen GmbH zu 100 % der rhein ruhr partner Gesellschaft für Messdienstleistungen mbh zu 50 % der KGE Kommunale Gasspeichergesellschaft Epe mbh & Co. KG, Gronau-Epe zu 25 % der KGBE Kommunale Gasspeicher Beteiligungsgesellschaft Epe mbh, Gronau-Epe zu 25 % und der enuvo-rhein ruhr partner Gesellschaft für Erneuerbare Energien mbh, Essen zu 50 %. 20

27 Die Stadtwerke Essen AG versorgen das Stadtgebiet Essen mit Strom, Erdgas, Wärme und Trinkwasser und kümmert sich um die Instandsetzung und Erweiterung des Abwassernetzes und den Betrieb des Trilogistikzentrums im Hafen Essen. Geleitet wird die Stadtwerke Essen AG von einem zweiköpfigen Vorstand ohne einen explizit genannten Arbeitsdirektor. Der Aufsichtsrat besteht aus 15 Mitgliedern, davon 5 Arbeitnehmervertretern und entspricht damit dem Drittelbeteiligungsgesetz Stadtwerke Dinslaken GmbH Die Stadtwerke Dinslaken GmbH hat sich mit 6 % an der KSBG beteiligt. Eigentümerin der Stadtwerke ist zu 95 % die Stadt Dinslaken und zu 5 % die ENNI Stadt & Service Niederrhein AÖR, die wiederum zu 100 % der Stadt Moers gehört. Die Stadtwerke Dinslaken versorgen vorrangig die Stadt Dinslaken mit Strom, Erdgas und Trinkwasser und über die Tochtergesellschaft Fernwärmeversorgung Niederrhein GmbH, Dinslaken, und die Beteiligungsgesellschaften Fernwärmeverbund Niederrhein Duisburg/Dinslaken GmbH & Co. KG, Dinslaken, sowie die Westfälische Fernwärmeversorgung GmbH, Münster die Einwohner in 30 Städten und Gemeinden Nordrhein-Westfalens mit Wärme aus Heizkraftwerken, industriellen Prozessen und Biomasseanlagen. Eigene Erzeugungsanlagen haben die Stadtwerke Dinslaken nicht. Sowohl Strom und Gas als auch Trinkwasser und Fernwärme werden fremd beschafft. Zum Konzernabschluss der Stadtwerke Dinslaken GmbH gehören folgende Tochterunternehmen: Zu 62,1 % die Fernwärmeversorgung Niederrhein GmbH, Dinslaken zu 100 % die WEP Wärme-, Energie- und Prozesstechnik GmbH, Hückelhoven zu 100 % die Wasserwerke Dinslaken GmbH zu 57,2 % die DINKOMM GmbH, Dinslaken (nicht konsolidiert). Daneben werden als Gemeinschaftsunternehmen geführt: zu 50 % die Fernwärmeverbund Niederrhein Duisburg/Dinslaken Verwaltungs GmbH, Dinslaken zu 50 % die Biokraftgesellschaft Moers/Dinslaken mbh, Moers. Hinzu kommen die folgenden assoziierten Unternehmen: 21

28 Westfälische Fernwärmeversorgung GmbH, Münster zu 50 % WSG Wärmezähler-Service GmbH, Essen, ebenfalls zu 50 % Zu 45 % die WAB Wärme aus Biomasse GmbH, Dinslaken Zu 50 % die MID-Cert Ges. für Zertifizierung mbh, Essen Zu 20 % die DINAMIT GmbH, Dinslaken. Weiter werden kleinere Beteiligungen bis zu 5 % an energiewirtschaftliche Unternehmen gehalten, u.a. 0,53 % an der Trianel Kohlekraftwerk Lünen GmbH & Co. KG. Im Jahr 2010 erbrachte die Stromversorgung einen Absatz von 226,8 Mio. kwh und bei der Gasversorgung wurden 271,9 Mio. kwh realisiert. Der Wasserabsatz betrug Tm 3. Die Stadtwerke Dinslaken GmbH wird von zwei Geschäftsführern (einem Stellvertreter) geleitet. Der Aufsichtsrat ist dem Drittelbeteiligungsgesetz angelehnt und besteht insgesamt aus 16 Mitgliedern (davon aber völlig unverständlich aus nur 3 Arbeitnehmervertretern) Energieversorgung Oberhausen Die Energieversorgung Oberhausen AG (evo) hält 6 % an der KSBG. Gesellschafter ist zu 10 % die RWE AG und ebenfalls zu 10 % die Stadtwerke Oberhausen AG, die wiederum zu 100 % der Stadt Oberhausen gehört. 80 % der Energieversorgung Oberhausen AG gehören der FSO GmbH & Co. KG. Die evo nimmt im Stadtgebiet von Oberhausen flächendeckend den Vertrieb von Energie (Strom, Erdgas, Fernwärme und Energieservice), die Erbringung energienaher Dienstleistungen sowie die Energieerzeugung im Kraft-Wärme-Kopplungsprozess war. Der Bezug von Erdgas erfolgt aktuell von E.ON Ruhrgas AG und RWE Vertrieb. Zukünftig erfolgt er von mehreren Lieferanten und wird über die Quantum GmbH abgewickelt. Fernwärme und Strom werden in zwei eigenen Heizkraftwerken (HKWs) an den Standorten Alt-Oberhausen und Sterkrade erzeugt, im Übrigen von mehreren Stromhändlern und der Gemeinschafts-Müllverbrennungsanlage Niederrhein GmbH (nur Wärme) bzw. der OXEA Group (nur Abwärme) bezogen. Daneben betreibt die evo eine Dampferzeugungsanlage auf einem durch Einräumung einer befristeten Dienstbarkeit überlassenen Grundstück. Zur evo AG gehört auch zu 100 % die evo Energie-Netz GmbH. Zwischen beiden Gesellschaften bestehen Beherrschungs- und Gewinnabführungsverträge. 22

29 Beteiligt ist die evo AG zu 50 % an der mit der Proenery Contracting GmbH & Co. KG gegründete Biostrom Oberhausen GmbH. Zweck der Gesellschaft ist die Errichtung und der Betrieb eines Biomasse Heizkraftwerks in Oberhausen Sterkrade. Die evo AG wird von zwei gleichberechtigten Vorständen geführt. Der Aufsichtsrat besteht aus 15 Mitgliedern, davon 5 Arbeitnehmervertretern und ist damit dem Drittelbeteiligungsgesetz angelehnt. 23

30 Abb. 3: Einbindung der STEAG und ihrer Töchter in das Stadtwerke-Konsortium Energieversorgung Oberhausen AG Sitz: Oberhausen Dortmunder Stadtwerke AG Sitz: Dortmund Dortmunder Energieund Wasserversorgung GmbH Sitz: Dortmund Bündelt die einzelnen Anteile der einzelnen Stadtwerke- Unternehmen des Stadtwerke- Konsortiums Rhein Ruhr Evonik Industries AG Sitz: Essen 25,01% CVC Capital Partners Stadtwerke Bochum GmbH Sitz: Bochum 18% 6% 19% Stadtwerke Duisburg AG Sitz: Duisburg Stadtwerke Dinslaken GmbH Sitz: Dinslaken 18% 18% Stadtwerke-Konsortium Rhein Ruhr 6% Stadtwerke Essen AG Sitz: Essen 15% KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft mbh Sitz: Essen 51% STEAG GmbH Sitz: Essen 49% 100% RBV Verwaltungs - GmbH Sitz: Essen 74,99% RAG-Stiftung Sitz: Essen 100% 100% 100% 100% 100% STEAG Energy Services GmbH Sitz: Essen STEAG Power Saar GmbH Sitz: Saarbrücken STEAG New Energies GmbH Sitz: Saarbrücken STEAG Power Minerals GmbH Sitz: Dinslaken STEAG Fernwärme GmbH Sitz: Essen Weitere konsolidierte und assoziierte Unternehmen sowie Kraftwerke Kraftwerksstandorte im Ausland Kraftwerk Mindanao, Philippinen, 51% Kraftwerk Termopaipa IV, Kolumbien, 51 % Kraftwerk in Iskenderun/Türkei, 51% Raffinerie-Kraftwerke RKB Leuna GmbH, 100% REG Raffinerie-Energie GmbH & Co. OHG, 80%. Quelle: eigene Darstellung 24

31 Abb. 4: Eigentümerstrukturen Stadt Witten 15,2 % Stadt Essen Stadt Oberhausen Stadt Duisburg Stadt Dortmund Stadt Herne Stadt Bochum 27,8 % 57,0 % 51 % 100 % Essener Versorgungsund Verkehrsgesellschaft mbh Sitz: Essen 10% 100 % Stadtwerke Oberhausen AG Sitz: Oberhausen 80% 100 % Duisburger Versorgungs- und Verkehrsgesellschaft mbh Sitz: Duisburg Energie- und Wasserversorgung Mittleres Ruhrgebiet GmbH 20 % Thüga AG 50% FSO GmbH & Co.KG 20% RWE Rheinland Westfalen Netz AG 1 % 99 % Sitz: München Sitz: Oberhausen Sitz: Essen Holding für Versorgung und Verkehr GmbH Bochum 29 % RWE Deutschland AG 50% 100 % 53 % 47 % 5 % 95 % Sitz: Essen Stadt Moers 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 % 15 % 6 % 19 % 6 % 18 % 18 % KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft mbh Sitz: Essen Quelle: eigene Darstellung 25

32 2.3 Entstehung und Entwicklung des STEAG-Konzerns Die Gründung der STEAG datiert zurück auf das Dritte Reich. Im Jahr 1937 erhielt das Unternehmen als STeinkohlen-Elektrizitäts-AG nach eigenen Aussagen den Auftrag, zwei rüstungsmotivierte Großprojekte [, die Vereinigten Aluminiumwerke in Lünen und die Chemischen Werke in Hüls,] mit einer angemessenen Energieversorgung auszustatten. 53 Durch technologische Fortschritte gelang es der STEAG, die Leistungen der beiden Steinkohlenkraftwerke derart zu steigern, dass sie sich mit der der bis dahin dominierenden großen Braunkohlekraftwerke messen lassen konnte. Nach einer wirtschaftlich schwierigen Phase der Stagnation in der Nachkriegszeit, insbesondere bedingt durch die belastete Vergangenheit ihrer Hauptabnehmer, kam es zu Beginn der 1960er Jahre bei der STEAG zu einem Expansionsschub. Ausschlaggebend war der Preisverfall bei Steinkohle infolge des verstärkten Imports. Zur Absatzstabilisierung bei der hiesigen Kohle entdeckten einzelne Bergbaugesellschaften die Möglichkeit der Steinkohleverstromung neu. Sie bildeten zusammen mit der auf diesem Gebiet bereits erfahrenen STEAG im Laufe der 1960er Jahre mehrere Gemeinschaftskraftwerke im Ruhrgebiet (u.a. in Herne) und in Voerde am Niederrhein, deren Betriebsführung die STEAG übernahm. Parallel entwickelte das Unternehmen seit Beginn der 1960er Jahre erste Fernwärmeprojekte. Mit dem Ausufern der Strukturkrise im Montanbereich sah sich die Mehrzahl der Bergbauunternehmen im Ruhrgebiet veranlasst, die Kräfte zu bündeln und in der neugegründeten Ruhrkohle AG zu fusionieren. Dabei brachten die Altunternehmen auch ihre Beteiligungen an der STEAG ein, so dass die Ruhrkohle ab 1971 im Besitz der Aktienmehrheit an der STEAG war. Zugleich erhielt die STEAG immer größere Anteile an den Gemeinschaftskraftwerken und mehrere Zechenkraftwerke wurden übertragen, die jedoch abgesehen von dem Werk in Walsum eher veraltet und unwirtschaftlich waren. Die 1980er Jahre waren geprägt durch die Schließung von kleineren Kraftwerken infolge erhöhter Umweltschutzauflagen, größere emissionsreduzierende Investitionen in 53 STEAG, Die Geschichte der STEAG, aufgerufen am Zu den nachfolgenden Ausführungen vgl. ebenfalls diese Quelle. 26

33 den vorhandenen Kraftwerkspark, den Ausbau der Leistung an Altstandorten und die Gründung eines Großkraftwerks in Bergkamen in Kooperation mit den Vereinigten Elektrizitätswerken Westfalen (VEW). Zugleich stellte die STEAG darauf ab, ihre Anteile an Gemeinschaftskraftwerken weiter auszubauen. Ab den 1990er Jahren expandierte das Unternehmen, das sich inzwischen zu 100 % im Besitz der Ruhrkohle AG befand, über die Grenzen Nordrhein-Westfalens hinaus. Im Zuge der deutschen Wiedervereinigung wurde für die Strom- und Wärmeversorgung der neu entstehenden Großraffinerie in Leuna ein Kraftwerk errichtet, das vorrangig mit Rückständen aus der Raffinerie betrieben wird. Anknüpfend an diese Erfahrungen beteiligte sich die STEAG im Jahr 2000 am Raffineriekraftwerk in Köln-Godorf. Zuvor wurden die Saarkraftwerke 1998 nach der Verschmelzung der staatlichen Saarbergwerke AG auf die Ruhrkohle AG integriert. Als verhältnismäßig junges Standbein in dem Unternehmen kam ab Mitte der 1990er Jahre der Bereich der EE hinzu. Am Anfang standen die Errichtung und der Betrieb geothermischer Anlagen. Als Ableger aus der Steinkohletradition entwickelte sich zudem das Geschäft mit der Strom- und Wärmegewinnung aus Grubengas aus dem Bergbau. Ergänzt wird die Angebotspalette durch Windmühlen, Biogas- und Biomasseanlagen, wobei bei den nach der Jahrtausendwende erstellten Anlagen vorrangig Altholz als Brennstoff verwendet wird. Die internationalen Aktivitäten der STEAG reichen zurück in die 1980er Jahre profilierte sich das Unternehmen durch die Oberbauleitung eines Großkraftwerks in der Türkei. Die dabei gewonnene internationale Reputation dürfte der STEAG bei ihrem nachfolgenden Engagement beim türkischen Steinkohlekraftwerk in Iskenderum im Jahr 2000, aber auch bei der Beteiligung in Termopaipa (Kolumbien) im Jahr 1998 und in Mindanao (Philippinen) im Jahr 2006 zugutegekommen sein. 2.4 Geschäftsfelder des STEAG-Konzerns Nachfolgend sollen die unterschiedlichen Geschäftsfelder des STEAG-Konzerns untersucht werden. Die Angaben stützen sich weitestgehend auf die Homepage der STEAG, den Geschäftsbericht des Konzerns und den darin enthaltenen freiwilligen 54 Konzernabschluss, den Jahresabschluss der Evonik STEAG GmbH zum Ultimo 2010, 54 STEAG, Geschäftsbericht 2011, S. 62: Der Konzernabschluss der STEAG GmbH und ihrer Tochterunternehmen (zusammen STEAG-Konzern ) wird freiwillig aufgestellt und nicht offengelegt. 27

34 den Jahresabschluss der STEAG GmbH zum Ultimo 2011 sowie weiteren Jahresabschlüssen von Tochtergesellschaften. Eine Differenzierung der Aktivitäten der einzelnen Tochterunternehmen ist allerdings nur in dem Umfang möglich, wie sie in diesen Quellen von der STEAG zugelassen wird. Insbesondere ist die gesonderte Ermittlung der Umsätze, Jahresüberschüsse und Mitarbeiterzahlen in vielen Tochtergesellschaften nicht möglich. Denn ihre Einzelabschlüsse sind im Bundesanzeiger nicht enthalten, da hier von der Erleichterungsvorschrift des 264 Abs. 3 HGB Gebrauch gemacht wurde. Hinzu kommt, dass die KSBG keinen Finanzbericht veröffentlicht und im Bundesanzeiger eben nur die konsolidierte Bilanz inklusive Anhang zur Verfügung steht. Vereinzelt lassen sich Rückschlüsse auf einzelne Unternehmensteile der STEAG aus dem Jahresabschluss der RBV für das Jahr 2010 ziehen. 55 Inwieweit die organisatorischen Unternehmensabgrenzungen nach dem Übergang auf die KSBG identisch sind, entzieht sich allerdings unserem Kenntnisstand STEAG-Konzern Nach der Herauslösung aus der Ruhrkohle AG (vgl. S. 7f.) präsentiert sich die rund um die Steinkohle herum entwickelte STEAG heute als ein Konzern, der im Geschäftsbericht 2011 seine Kernkompetenz in Planung, Realisierung und Betrieb hocheffizienter Kraftwerke auf Basis fossiler Brennstoffe (Steinkohle, Erdgas, Raffinerienebenprodukte) sowie erneuerbaren Energien (Biomasse, Biogas, Grubengas, Geothermie und Wind) 56 sieht. Das Unternehmen, ursprünglich gegründet in Lünen und heute mit dem Hauptsitz in Essen, ist international breit aufgestellt, einer der größten deutschen Strom- und Wärmeanbieter und hat vorrangig Kunden in der öffentlichen Versorgung (u.a. EVUs und die Deutsche Bahn) und Industrie. Zudem streicht das Management heraus, mit über 100 kommunalen Unternehmen zusammenzuarbeiten. 57 Die STEAG ist als integrierter Anbieter über die ganze Wertschöpfungskette der Energieversorgung aktiv (vgl. ): Sie beschafft die Brennstoffe für die Erzeugung von Strom in eigenen, zumeist auf Steinkohlebasis betriebenen Kraftwerken. Das dabei über Jahrzehnte aufgebaute ingenieurstechnische und betriebswirtschaftliche Know-how sowie das Kontaktnetzwerk werden synergetisch genutzt, um im In- und Ausland externe Kraftwerksprojekte von der Planung über die Genehmigung und den Bau bis 55 Vgl. RBV Verwaltungs-GmbH, Jahresabschluss zum Geschäftsjahr bis , STEAG, Geschäftsbericht 2011, S ebenda, S

35 hin zum Betrieb für Dritte oder die Betriebsschulung zu begleiten. Auch die eigenen Kraftwerke werden in der Regel selbst geplant, gebaut und anschließend betrieben. Der erzeugte Strom und oftmals auch die dabei anfallende Wärme werden selbst vermarktet. Die Wärme wird zum Großteil durch im Eigenbetrieb befindliche Fernwärmenetze transportiert, vereinzelt wird auch der Strom durch eigene Netze geleitet. So verfügt die STEAG über langjährige Erfahrungen als Betreiber eines Hoch- und Mittelspannungsnetzes im Saarland. 58 Anfallende Reststoffe aus dem Prozess der Energieumwandlung, wie insbesondere die entstehende Flugasche, werden recycelt und weiterverkauft. Abb. 5: Geschäftsfelder der STEAG Vgl. STEAG, Dabei unterscheidet das Unternehmen im Konzernbericht für 2011 grob die beiden Bereiche Kraftwirtschaft und EE und dezentrale Anlagen. Zum Bereich Kraftwirtschaft zählt der Konzern, folgt nach Jahresabschluss der Evonik STEAG GmbH 59 : 58 Vgl. STEAG, Geschäftsbericht 2011, S Die organisatorische Struktur des Konzerns wird in den öffentlich verfügbaren Berichten nicht trennscharf beschrieben. Innerhalb des Konzernberichts geht unter, welche Geschäfte von der Mutter und welche von den Tochterunternehmen übernommen werden. Auch stimmt die Nomenklatur in der Beschreibung der Geschäftsfelder in den verschiedenen Quellen nicht immer überein, wobei sich sicherlich auch durch die Herauslösung aus dem Evonik Konzern organisatorische Änderungen ergeben haben dürften. Unklar ist beispielsweise auch, ob der Bereich EE und dezentrale Anlagen mit der Einheit, die zuvor unter dem Begriff Renewable Energies geführt wurde, trennscharf identisch ist. 29

36 die Einheit Power mit dem Betrieb von in- und ausländischen Kraftwerken sowie der Vermarktung des erzeugten Stroms und vor allem der Bereitstellung von Kapazitäten für andere EVUs (insbesondere für RWE) als Lohnverstromer, den Betrieb von Fernwärmeanlagen mit der Vermarktung von Fern- und Prozesswärme, die Kohleeinheit, mit dem Brennstoffhandel und der vorrangigen Beschaffung und Vermarktung von Kohle, die Einheit Power Minerals mit der Vermarktung der Reststoffe, und die Einheit Energy Services, in der die Projektentwicklung und Realisierung sowie die Bereitstellung von verschiedenen Formen von Dienstleistungen rund um das Energiegeschäft anfällt. In diesem Bereich Kraftwirtschaft wurde im Jahr 2010 ein Außenumsatz von gut Mio. EUR erwirtschaftet. Im anschließenden Jahr wurde mit Mitarbeitern ein Außenumsatz 2011 von Mio. EUR erzielt. Der Außenumsatz im Bereich EE und dezentrale Anlagen lag 2010 bei rund 248 Mio. EUR. Im Folgejahr konnte er mit Hilfe von insgesamt 804 Mitarbeitern auf ca. 280 Mio. EUR gesteigert werden. In der Verwaltung waren 2011 weitere 373 Beschäftigte aktiv. Die relative Bedeutung der Wertschöpfungseinheiten kann der Abb. 6 entnommen werden: Mit Abstand die wichtigsten Geschäftseinheiten sind der inländische Betrieb von Kraftwerken (30,0 % Anteil am Außenumsatz) sowie die Kohleinheit (28,9 %) gefolgt vom ausländischen Kraftwerksbetrieb (20,0 %). Die Einheiten Fernwärme (6,0 %), Power Minerals (3,2 %) sowie Energy Services (3,1 %) spielen im Außenumsatz eine eher untergeordnete Rolle. Bedeutender ist die Einheit EE. Sie trug 2010 mit 8,8 % zum Gesamtaußenumsatz bei. 30

37 in v.h. in Mio. EUR Abb. 6: Außenumsatz der STEAG-Einheiten Außenumsatz Vgl. Evonik STEAG GmbH, Jahresabschluss zum , S. 4f. Abb. 7: Außenumsatzdynamik der STEAG-Einheiten: 70,0 60,0 50,0 40,0 Außenumsatz-Dynamik (2010 ggü. 2009) 61,9 30,0 20,0 10,0 4,2 3,8 10,1 4,4 8,2 15,1 0,0 Vgl. Evonik STEAG GmbH, Jahresabschluss zum , S. 4f. Zumindest in der kurzfristigen Dynamik von 2009 bis 2010 entwickelte sich die Einheit Energy Services mit einem Plus im Außenumsatz von fast 62 % am stärksten fort. Hinzu kommt in der strategischen Bedeutung, dass gerade diese Einheit auch im Innenumsatz zahlreiche Leistungen erbringt. Überdurchschnittlich stark ist aber auch 31

38 das Geschäftsfeld der EE gewachsen. Hier konnte ein Zuwachs von gut 15 % verbucht werden. Die unterschiedlichen Geschäftsfelder werden nach dem Stand vom Ultimo 2010 von der STEAG-Mutter, von 30 inländischen sowie 15 ausländischen konsolidierten Tochterunternehmen und neun inländischen sowie einem ausländischen assoziierten bzw. Gemeinschaftsunternehmen wahrgenommen. 60 An den drei großen Auslandskraftwerken ist die STEAG mit jeweils 51 % Mehrheitseigentümer. In der Türkei erfolgte die Beteiligung am Kraftwerk in Iskenderum über die Iskenderun Enerji Üretim ve Ticaret A.S., auf den Philippinen am Kraftwerk in Mindanao über die STEAG State Power Inc. und in Kolumbien am Kraftwerk Termopaipa über die Compania Electrica de Sochagota S.A.E.S.P. Die Jahresüberschüsse in 2010 beliefen sich nach den Angaben des RBV-Jahresabschlusses für die Beteiligung am Kraftwerk Iskenderum auf 146,5 Mio. EUR, am Standort Minadanao auf 28 Mio. EUR und beim kolumbianischen Kraftwerk auf 2,1 Mio. EUR. Bei Anwendung des Eigentumsanteils resultiert so für die STEAG aus diesen drei Kraftwerken ein anteilsmäßiger Jahresüberschuss von rund 90 Mio. EUR. In einer ähnlichen Größenordnung, aber nicht nach den einzelnen Kraftwerken differenziert, wird auch der Ergebnisbeitrag im Jahresabschluss der STEAG GmbH für das Jahr 2011 ausgewiesen. Zu den wichtigsten, nachfolgend behandelten konsolidierten Tochterunternehmen mit Sitz im Inland zählen die STEAG Energy-Services GmbH, die STEAG Fernwärme GmbH, die STEAG New Energies GmbH, die STEAG Power Minerals GmbH sowie die STEAG Power Saar GmbH (vgl. Abb. 3). Alleineigentümerin all dieser Tochterunternehmen ist die Muttergesellschaft STEAG GmbH STEAG GmbH Die operative und strategische Führung des Konzerns übernimmt die STEAG GmbH als Muttergesellschaft und zugleich größte Einzelgesellschaft im Verbund. Der Erlösanteil 60 Vgl. STEAG, Geschäftsbericht 2011, S. 86. Als konsolidierte Unternehmen werden solche in den Konzernabschluss einbezogen, welche die STEAG GmbH unmittelbar oder mittelbar beherrscht (STEAG, Geschäftsbericht 2011, S. 67). Unternehmen gelten als assoziiert bzw. als Gemeinschaftsunternehmen wenn ein maßgeblicher Einfluss ausgeübt werden kann bzw. diese gemeinschaftlich geführt werden (STEAG, Geschäftsbericht 2011, S. 75). 32

39 am Konzernumsatz von 3,1 Mrd. EUR im Jahr 2011 beläuft sich mit knapp 1,8 Mrd. EUR auf 58 %. In der Muttergesellschaft sind wesentliche Querschnittsabteilungen des Konzerns angesiedelt. Dazu zählt das Finanzmanagement. 61 Die Mittelaufnahme, das Liquiditätsmanagement, die Risikosteuerung und die Vergabe von Bürgschaften sowie von Garantien für die Tochtergesellschaften werden im Wesentlichen in dieser Abteilung gebündelt. Vereinzelt können Tochtergesellschaften aber auch selbst Mittel anlegen bzw. unter Besicherung durch die STEAG GmbH Kredite aufnehmen. Nach der Verschmelzung der Evonik Trading GmbH auf die STEAG GmbH wird im operativen Geschäft das umsatzträchtige Kohlehandelsgeschäft ebenfalls von der Konzernmutter wahrgenommen. 63 Die STEAG ist nach Angaben des Geschäftsberichtes hierzulande der führende Importeur und Vermarkter von Steinkohle mit eigenen Verschiffungsprogrammen. Die Steinkohle wird dabei sowohl in den eigenen Kraftwerken zur Verstromung eingesetzt als auch an externe Kohlehändler weiterverkauft. 64 Dieser Geschäftsbereich steuert gut 60 % des Umsatzes der Konzernmutter bei. 65 Zudem wurden in der STEAG GmbH die Kohlehandels- und Stromvermarktungsaktivitäten in einem Handelsbereich konzentriert. In der Einheit Beschaffung und Optimierung erfolgt nun ein holistisches Management der zunehmenden Marktpreisrisiken bei der Beschaffung von Brennstoffen, Logistik und CO 2 -Zertifikaten sowie bei der Vermarktung von Energielieferungen und Leistungsvorhaltungen. 66 Zugleich betreibt die STEAG GmbH auf eigene Rechnung inländische Kraftwerke (vgl. zu Details Kap. 2.5). Während die saarländischen Kraftwerke von der Tochter STEAG Power Saar GmbH und die drei Steinkohle-Kraftwerken im Ausland von Auslandstöchtern betrieben werden, sind die Kraftwerke an Rhein und Ruhr sowie die Raffinerie-Kraftwerk in Leuna und Köln der STEAG GmbH zuzuordnen. Zwar ist die STEAG GmbH nicht bei all diesen Kraftwerken Alleineigentümer, dennoch übernimmt das Unternehmen oftmals die Betriebsführerschaft. Dieser Bereich der 61 Vgl. STEAG, Geschäftsbericht 2011, S Vgl. STEAG, Geschäftsbericht 2011, S Vgl. STEAG, Geschäftsbericht 2011, S Vgl. STEAG GmbH, Jahresabschluss zum Geschäftsjahr bis , Vgl. Evonik Steag GmbH, Jahresabschluss zum 31. Dezember 2010 und Konzernlagebericht 2010, S

40 Energielieferungen kommt dabei auf einen Umsatzanteil von rund 33 % und die Betriebs- und Geschäftsführungsentgelte auf gut 3 %. 67 Das Raffineriekraftwerk in Leuna wird über die Raffinerie-Kraftwerks-Betriebs GmbH betrieben, die sich zu 71 % im Besitz der STEAG befindet. Im Jahresabschluss für die STEAG-Raffinerie-Kraftwerk-Sachsen-Anhalt GmbH, die sich im Alleineigentum der STEAG befindet, wird der Jahresüberschuss für 2011 auf 25,7 Mio. EUR nach rund 23 Mio. EUR im Vorjahr ausgewiesen. 68 Die ebenfalls als Raffineriekraftwerk ausgelegte Anlage in Köln Godorf wird von der RKB Raffinerie-Kraftwerksbetriebs GmbH betrieben. In 2010 erwirtschaftete die zugehörige REG Raffinerie-Energie GmbH & Co. ohg, an der die STEAG GmbH einen 80-%-igen Anteil hält, einen Jahresüberschuss von knapp 5 Mio. EUR nach 3,6 Mio. EUR in Die Gewinnsituation aus dem Betrieb der anderen Kraftwerke lässt sich aus den Jahresabschlussdaten nicht ablesen STEAG Energy Services GmbH Die STEAG Energy Services GmbH mit Hauptsitz in Essen bietet ein vollständiges Leistungspaket rund um den Betrieb von Kraftwerken an. 72 Die Mitarbeiter des Unternehmensteils erwirtschafteten in 2011 einen Gesamtumsatz von 132,6 Mio. EUR. Dabei stützt sich das Management auf sechs weitere Beteiligungsgesellschaften. Nur der Ableger in der Türkei ist mit einem 10-%-igen Fremdbesitzanteil nicht im Alleineigentum der STEAG. Umsatz- und Beschäftigungsmäßig am bedeutendsten sind die Beteiligungen in Indien (Umsatz 24,5 Mio. EUR mit 655 Mitarbeitern), in den USA (Umsatz: 14,2 Mio. EUR mit 48 Mitarbeitern) und in Brasilien (Umsatz: 5,2 Mio. EUR mit 37 Mitarbeitern). Hinzu kommt die OPUS Personaldienstleistungen GmbH in Deutschland mit 8,6 Mio. EUR Umsatz, der von 115 Beschäftigten erwirtschaftet wird. Die Beteiligungen in der Schweiz und in der Türkei befinden sich noch im Aufbau und wurden erst in 2011 gegründet. 67 Vgl. STEAG GmbH, Jahresabschluss zum Geschäftsjahr bis , Vgl. STEAG-Raffinerie-Kraftwerk-Sachsen-Anhalt GmbH, Jahresabschluss zum Geschäftsjahr bis zum , 2012, 72 Vgl. Steag Energy Services, Die Energie im Blick: Kurzporträt Energy Services, Stand

41 Die Energy-Services GmbH stützt sich auf die folgenden vier operativen Einheiten jeweils mit nationaler aber auch internationaler Ausrichtung: Energy Technologies 77 : Diese Einheit beschäftigt sich ganzheitlich mit der Planung, Errichtung (inkl. Bauüberwachung), Inbetriebnahme und Modernisierung von fossilen sowie regenerativen Kraftwerken und Umweltschutzanlagen. Dazu gehören auch die Konzeption und Erstellung der umgebenden Gebäude. Zum Teil werden STEAG-interne Projekte vorangetrieben, wie z.b. die Planung und der Neubau des Steinkohlekraftwerks Walsum 10. Sobald hier die Probleme der Inbetriebnahme überwunden sein werden (vgl. S. 49), wird hier ein Steinkohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von über 45 % an das Netz gehen. Es übertrifft damit nach Angaben der STEAG-Ingenieure wegen seiner technologischen Überlegenheit alle anderen Kraftwerke rund um den Globus 78 um mindestens bis zu vier Prozentpunkte. Während jahrzehntealte Kohlekraftwerke lediglich über einen Wirkungsgrad von 30 % verfügen, wird im Unternehmen sogar schon an der nächsten Generation von Steinkohlekraftwerken mit der sogenannten 700- C-Technologie experimentiert, die dann einen Wirkungsgrad von über 50 % erreichen könnten. 79 Als unternehmensinterne Maßnahme verstand sich auch die Modernisierung der Leitwarte im Kraftwerk Voerde. Im Außenverhältnis war die Energy Technologies beispielsweise für die Planung und Errichtung der GuD-Anlage Lausward in Düsseldorf, aber auch für Projekte in Schwellenund Entwicklungsländern verantwortlich. Aktuell wird eine Konzeptstudie für eine GuD-Anlage mit 400 bzw. 600 MW Leistung in Duisburg-Wannheim inklusive Fernwärmenetzanbindung erarbeitet. 80 Darüber hinaus betreibt das Unternehmen die Generalplanung einer GuD-Anlage in Köln-Niehl mit MW el für Rheinenergie. 81 Zugute kommt der STEAG bei all diesen Aktivitäten eine lange Erfahrung in der Errichtung und dem Betrieb eigener und fremder 77 Vgl. Steag Energy Services, Der Bereich Energy Technologies ist Spezialist für Planung, Realisierung und Betrieb von Kraftwerken sowie Energie- und Umweltschutzanlagen, ohne Jahresangabe, Zugriff Wirtschaftswoche, Mörderische Hitze, , S Vgl. ebenda. 80 Vgl. STEAG, Geschäftsbericht 2011, S Vgl. STEAG, Geschäftsbericht 2011, S

42 Kraftwerke. Ursprünglich von der Kohleverstromung und KWK kommend bedient das Unternehmen aber immer mehr auch das Engineering im Versorgungsbereich auf Basis von Erdgas, Biomasse, Abfall und Sonderbrennstoffen und bietet zugleich auch die Errichtung und den Betrieb von Rauchgasreinigungsanlagen an. Ergänzt wird das Leistungsspektrum neben der der Bereitstellung von Leittechnik durch Angebote im Bereich der Starkstromtechnik und Verteilnetze, wie zum Beispiel die Planung und Durchführung des Netzanschlusses von Kraftwerken, die Netzsteuerung oder die Integration eigener Industriekraftwerke in das Unternehmensnetz. Zur Angebotspalette zählen ferner Lösungen zur Wasseraufbereitung-, -entsalzung, zum Wassermanagement und zur Abwasserbehandlung. Expandieren will der Unternehmenszweig zukünftig in der industriellen Nutzung von großen Wind- und Solarenergieanlagen. So sollen Windprojekt in Europa und der Türkei vorangetrieben und die Partnerschaft mit Windparkentwickler Germania Windpark GmbH gefestigt werden. Als Leistungen werden hier die technische und kaufmännische Entwicklung, die Finanzierung, die Projektplanung und der Kauf, die Konstruktion und Inbetriebnahme sowie der Betrieb und die Instandhaltung von Windprojekten offeriert. In diesem Zusammenhang entwickelt das Unternehmen derzeit das größte Windprojekt der STEAG, Crucea Nord in Rumänien mit einer Leistung von 108 MW. In der Nutzung der Sonnenenergie setzt das Management von Energy Technologies verstärkt auf solarthermische Kraftwerke und ihre Anbindung an bestehende Kraftwerke. Als komparativer Vorteil erweist sich in diesem Zusammenhang die große Ähnlichkeit des an die Sonnenkollektoren angeschlossenen Wasser-Dampf-Kreislaufs zu dem in Kohlekraftwerken. 82 Neben der Konzeption und Ausführungsbegleitung werden auch eigene Investitionen in Projekte und die Kooperation mit Evonik Degussa als 82 Vgl. STEAG, Geschäftsbericht 2011, S

43 assoziiertem Partner der Desertec-Initiative erwogen. Konkret wird derzeit der Einstieg in ein Solarthermieprojekt in Südafrika geprüft. Plant Services: Die hier bereitgestellten Leistungen betreffen im Wesentlichen die Betriebsführung von Anlagen für Dritte, Personaldienstleistungen rund um die Betriebsführung inklusive weltweites Training und Kraftwerker-Ausbildung, Messungen für Betriebsabnahmen, Kontrollen und Emissionen von Anlagen, sowie das Katalysatormanagement. Vertraglich wurde für längere Zeit beispielsweise die Betriebsführung von Kraftwerken in Entwicklungs- und Schwellenländern vereinbart. Derzeit laufen solche Vereinbarungen noch in Indien in Halida (116 MW bis 2012), Vendanta (Indien, MW bis 2017) und Hazira (156 MW bis 2016) sowie in Brasilien (CSA Sepetiba, 480 MW bis 2016) und in Chile (Santa Maria I, 350 MW bis 2013). Zu der Einheit zählt auch OPUS Personaldienstleistungen GmbH, die sich auf Personalvermittlung, -überlassung und -beratung sowie Qualifizierung und Ausbildung konzentriert und über die Erlaubnis zur Arbeitnehmerüberlassung verfügt. Nuclear Technologies 83 : Aufgabe dieses Bereichs ist die Planung (u.a. Genehmigungsverfahren, Lieferantenauswahl, Eigenlieferung von Komponenten), Errichtung, Inbetriebnahme, Stilllegung und Deinstallation kerntechnischer Anlagen sowie die ingenieurtechnische Begleitung der Dekontamination. Dazu gehören die Planung und Errichtung von Zwischenlagern in Deutschland, von Lagern für Natururan (Feed-Stores) und abgereichertes Uran (Tail-Stores) für die Urenco GmbH, von Endlagern für Atom-U-Boote und von Verglasungseinrichtungen 84 in Karlsruhe sowie in China. Zudem hat die Nuclear Technologies am Rückbau von Reaktoranlagen, z.b. in Jülich, mitgearbeitet. Sie bietet in diesem Zusammenhang die Planung der Abschaltung, die Genehmigungsplanung, die Demontage und den Abbau, das Erstellen von Entsorgungskonzepten und den Entsorgungstransport an. Widersprüchlich sind die öffentlichen Informationen über, eine STEAG- 83 Vgl. auch Evonik Industries, Evonik Energy Services: Der Bereich Nuclear Technologies stellt sich vor, ohne Jahresangabe. 84 Hochradioaktive Abfälle aus dem Betrieb von Wiederaufbereitungsanlagen werden in Glaskokillen zwischengelagert. 37

44 Beteiligung am Kernbrennstofflager Ahaus. Einerseits wurde am im Haupt- und Finanzausschuss eine Anfrage durch die Verwaltung der Stadt Bochum in Abstimmung mit den dortigen Stadtwerken wie folgt beantwortet: Das Stadtwerke-Konsortium strebt nach wie vor eine Veräußerung der Beteiligung am Brennelemente-Zwischenlager in Ahaus an. 85 Drei Tage später vermelden die Ruhrnachrichten den Rückzug aus dem Nuklear Geschäft: Danach will sich die STEAG nach mehrheitlichem Aufsichtsratsbeschluss von der Beteiligung am Atomlager in Ahaus trennen. Für den Rückzug aus dem Geschäft mit der Entsorgung von atombetriebenen U-Booten habe es noch keine Mehrheit gegeben. 86 Andererseits erklärte der technische Vorstand der Stadtwerke Essen in einer Unterausschusssitzung der Stadt Essen gut zwei Monate zuvor laut des Sitzungsprotokolls: Die STEAG sei nicht an dem Brennelemente-Zwischenlager Ahaus beteiligt, sondern an dem betreffenden Grundstück. Hier sei bereits beabsichtigt, die Grundstücksanteile zu verkaufen. 87 Im Jahresabschluss der RBV jedenfalls wurde bei den Beteiligungsgesellschaften unter der Rubrik sonstige Unternehmen noch die Brennelemente-Zwischenlager Ahaus GmbH mit einem 45-%-Anteil geführt. Für das Jahr 2010 wurde dort insgesamt ein Jahresüberschuss von 1,5 Mio. EUR ausgewiesen. Auch im Jahresabschluss 2011 der Brennelement-Zwischenlager Ahaus GmbH findet sich nach wie vor eine Verbindung zum Mitgesellschafter STEAG Energy Services GmbH. Bei unverändertem 45-%-Anteil stehe der STEAG eine Garantiedividende von 0,1 Mio. EUR zu. Außerdem partizipiert sie am voll auszuschüttenden, im Laufe der Jahre recht stabilen Jahresüberschuss von 1,6 Mio. EUR anteilsmäßig. 88 System Technologies: Das vierte Standbein innerhalb der Energy-Services GmbH widmet sich dem Energie- und Betriebsmanagementsysteme sowie der 85 Stadt Bochum, Mitteilung der Verwaltung an den Haupt- und Finanzausschuss: Aktuelle Entwicklung bei der Steag, Vorlage Nr , , S. 4. Zuvor schon wurde im Stadtrat auf Anfrage der FDP von der Verwaltung festgestellt, dass die Evonik Services GmbH Minderheitsgesellschafter einer 45 %-igen Beteiligung an der Brennelemente-Zwischenlager Ahaus GmbH sei. Hauptgesellschafter sei die Gesellschaft für Nuklear Services GmbH. Vgl. Stadt Bochum, Ergänzung zur Beschlussvorlage der Verwaltung: Stadtwerke Bochum GmbH - Gründung und Beteiligung an zwei neuen Gesellschaften, Vorlage Nr , Ruhrnachrichten, Rückzug aus Nuklear-Geschäft: Steag trennt sich von Atomlager, Ruhrnachrichten.de, Bückemeyer, D. zitiert in: Stadt Essen, Auszug aus der Niederschrift über die Sitzung des Unterausschusses Finanzen und Beteiligungen: Sachstandsbericht STEAG, Brennelemente-Zwischenlager Ahaus GmbH, Jahresabschluss zum , 2012, 38

45 Nachrichtentechnik und Site IT. Neben der Optimierung der Kraftwerkssteuerung, z.b. auch über eine ideal IT-gestützte Ausrichtung von Windrädern, geht es hier um Schadensfrüherkennung und Prozessgüteüberwachung. Zudem wird ein digitaler Betriebsfunk im Ruhrgebiet im senet-netz angeboten, das derzeit von etwa 300 Teilnehmern STEAGintern und von rund Teilnehmern externe genutzt wird. Derzeit beteiligt sich die Energy Services GmbH in Südafrika an einem großen Neubauprojekt. Hier soll das mit 800 MW weltweit größte trockengekühlte Kohle- Kraftwerk Medupi gebaut werden. Der Beitrag der STEAG-Tochter besteht hier vorrangig in der Beratung im interdisziplinären Engineering rund um Kraftwerksplanung, der Qualitätsüberwachung bei den Komponenten, der Montage und der Organisation sowie in der Zulieferung von Software zur Optimierung des nachfolgenden Betriebs STEAG New Energies GmbH Während sich die STEAG Energy Services mit Großvorhaben aus dem Bereich der EE beschäftigt, konzentriert sich die STEAG New Energies in enger Abstimmung mit ortsansässigen EVUs, Kommunen, Bürgern, Gewerbebetrieben, Industrieunternehmen und Flächeninhabern auf eine Vielzahl dezentraler Projekte. 90 Die erzeugte Energieform wird dabei in regionale Verteil- Gebiets- oder Objektnetze eingespeist. Die Angebotspalette umfasst erzeugungsseitig im Wesentlichen EE. Bedient wird dabei das komplette Feld des Energie-Contracting, bei dem zahlreiche Dienstleistungen für Eigentümer und Nutzer von Immobilien sowie für gewerbliche und industrielle Kunden angeboten werden. Dazu zählen die Planung und Errichtung von Erzeugungsanlagen und verteilanlagen, das Bereitstellen von Mess- und Regeltechniken, die Finanzierung, der Betrieb, die Abrechnung und die Lieferung von Nutzenergien und der fertigen Endprodukte (Wärme, Kälte, Strom). Im Jahr 2010 wurden mit 770 Mitarbeitern im Inund Ausland Umsätze von über 250 Mio. EUR erwirtschaftet. Nach eigener Auskunft ist STEAG New Energies hierzulande einer der größten Betreiber von Fernwärmeversorgungen auf geothermischer Basis, einer der größten Betreiber von Biomasse-Heizkraftwerken, einer der größten Fernwärmeversorger und 89 STEAG, Geschäftsbericht 2011, S Vgl. STEAG, Geschäftsbericht 2011, S. 17f. und STEAG New Energies, Produkte & Leistungen, abgerufen am

46 Anbieter in der dezentralen Energieversorgung und Marktführer bei der energetischen Verwertung von Grubengas. 91 Innerhalb des Konzerns hat sich STEAG New Energies beispielsweise auf kleinere Windparkprojekte spezialisiert. Dabei werden nicht nur traditionelle Freiflächen als Standorte erschlossen, sondern wegen der besseren Windausbeute auch Halden und Deponien. So wurden etwa 2010 zwei 100 m hohe Windräder auf der Ruhrgebietshalde in Oberscholven mit Rotoren in 200 m Höhe errichtet. Investor und Betreiber der Anlagen sind das STEAG-Tochterunternehmen STEAG Minigas Power und die Emscher Lippe Energie GmbH. Angesichts des Erfolgs befinden sich fünf weitere Anlagen mit insgesamt 16 MW auf einer Halde am Niederrhein in der Planung. Die STEAG-Tochter ist in diesem Geschäftsfeld dezentraler Windanlagen auch im Ausland aktiv. Zum Beispiel hat sie in Frankreich einen Windpark mit 10 MW geplant, der Mitte 2012 in Betrieb gehen soll. Weitere Projekte sind derzeit in Polen geplant. Ferner werden zahlreiche Biogasprojekte mit Landwirten als regionalen Partnern geplant, finanziert, realisiert und betrieben. Im Bereich der energetischen Nutzung von Biomasse zumeist auf Holzbasis zählt sich die STEAG New Energies als Betreiber von elf Biomasseanlagen, von denen neun als KWK-Anlagen ausgelegt sind, zu den drei größten Anbietern in Deutschland. 92 Überwiegend wird dabei Altholz (Bau-, Möbelrückstände) eingesetzt. Beispielsweise hat die STEAG-Tochter in Kooperation mit der Stadt Ilmenau 1991 das Gemeinschaftsunternehmen Ilmenauer Wärmeversorgung gegründet und den Ausbau des dortigen Fernwärmenetzes vorangetrieben. Seit 2005 wird dort ein gemeinsam errichtetes Biomasse-Kraftwerk mit einer Leistung von 5 MW el und 10 MW th betrieben, womit rund ein Viertel des städtischen Strombedarfs und die Hälfte der Fernwärmeversorgung bereitgestellt werden. Über das städtische Fernwärmenetz werden öffentliche Gebäude, Wohnbebauung, Gewerbe- und Industriebetriebe beheizt. Besondere Expertise weist das Unternehmen auch in der Planung und Realisierung von geothermischen Heizkraftwerken auf. 93 Bereits 1994 wurde von der STEAG das erste Kraftwerk dieser Art in Betrieb errichtet. Gestützt auf diese Erfahrungen wird zusammen mit dem Zweckverband Geowärme Erding ein Fernwärmesystems auf der 91 STEAG New Energies, Biomasse-Heizkraftwerk Traunreut, 2012, S Vgl. STEAG New Energies, Biomasse-Heizkraftwerk Traunreut, 2012, S STEAG, Geschäftsbericht 2011, S

47 Grundlage von Geothermie betrieben, bei dem in zwei angeschlossenen Geoheizwerken Thermalwasser aus m Tiefe genutzt wird. Hierbei handelt es sich um eines der größten Systeme auf dieser Basis überhaupt. Im Bereich der energetischen Verwertung von Grubengas, einem Gebiet, auf dem Deutschland eine Vorreiterrolle hat, bezeichnet sich die STEAG New Energies mit ihren über 100 Anlagen an Saar und Ruhr bundesweit als Marktführer (s.o.). 94 Erzeugt wurden hier in GWh el und 378 GWh th. Mittlerweile wird das Geschäftsfeld auch in Polen ausgebaut. Mit dieser Ausrichtung, die angesichts schwankender Methangasgehalte ein besonderes Know-how in der Nutzung erfordert, wird erneut der Anknüpfungspunkt zur Steinkohletradition des Unternehmens deutlich. Grubengas entsteht durch den Steinkohlenabbau und muss sowohl im aktiven als auch im stillegelegten Bergbau aus Sicherheitsgründen durch Bewetterung (Frischluftaustausch) freigesetzt oder abgesaugt werden. Durch das Absaugen kann die STEAG-Tochter das Grubengas in Heiz- bzw. Heizkraftwerken vollständig und nachhaltig verwerten. An der Saar verfügt sie sogar über ein eigenes Grubengasnetz bei dem mehrere Absaugstationen mit den Energieanlagen verbunden werden. Zur Sicherung der Energieversorgung auch bei Engpässen offeriert die STEAG New Energies auch mobile Energiezentralen. Sie können flexibel bei Störfällen, der Notwendigkeit einer Zusatz- oder Überbrückungsversorgung oder auch zur Dauerversorgung angemietet werden. Obendrein organisiert das Unternehmen auch Beteiligungsmodelle für dezentrale Anlagen. Kommunen, Landwirte und Bürger vor Ort können so zugleich auch finanziell von den Erzeugungsanlagen profitieren, was auch zu einer höheren Akzeptanz beiträgt STEAG Power Saar GmbH Ende der 1990er Jahre wurden die Saarkraftwerke in die Ruhrkohle AG und damit in die STEAG integriert (vgl. Kap. 2.3). Als Relikt verblieb die im Jahr 2008 gegründete Tochtergesellschaft STEAG Power Saar GmbH. 95 Vorrangig betreibt sie als Mit- bzw. Alleineigentümer die drei saarländischen STEAG-Kraftwerke Bexbach, Völklingen- 94 Vgl. auch STEAG New Energies, Energie aus Grubengas, Vgl. zu den nachfolgenden Ausführungen auch STEAG Power Saar GmbH, aufgerufen am

48 Venne und Weiher (vgl. Kap. 2.5). Bei einer elektrischen Leistung von insgesamt rund 2 GW wird hier Steinkohle verstromt. Aus den als KWK-Anlagen ausgebauten Kraftwerken in Völklingen und Weiher wird zudem Abwärme gewonnen, mit der die Industrie und private Haushalte versorgt werden. Zu den Großabnehmern zählen die Ford-Werke in Saarlouis und die Stadtwerke Saarbrücken. Zur Wärmeversorgung von mittlerweile über Haushalts- und Gewerbekunden bedient sich das Unternehmen der Fernwärmeschiene Saar. Ihr Ausbau wurde in den 1970er Jahren begonnen und gilt mit einer durchgehenden Länge von 35 km als eines der größten deutschen Fernwärmeverbundsysteme. Betrieben wird das Versorgungsnetz unter Mitwirken von STEAG New Energies von der Fernwärmeverbund-Saar GmbH, die wiederum zu 26 % den Stadtwerken Saarbrücken und zu 74 % der Steag Power GmbH gehört. Zu den Geschäftsfeldern zählt auch der Betrieb eines virtuellen Regelkraftwerks. Hier werden rund 60 kleinere und größere industrielle sowie kommunale Kraftwerke mit ihren Reserven steuerungstechnisch in einem Pool zusammengeführt. 96 Der schnell mobilisierbare Strom wird dann als kurzfristig Regelenergie über das Internet an die Übertragungsnetzbetreiber meistbietend verkauft. Zugleich wird im Fall von Erzeugungsspitzen auch eine negative Minutenreserve angeboten. Das Unternehmen verfügt des Weiteren über ein eigenes Energie- und Netzmanagement. Hier werden zentral die an Wirtschaftlichkeit und Bedarf orientierte Steuerung der eigenen Kraftwerke sowie das Abwickeln der Bilanzkreis- und Handelsaktivitäten koordiniert. Darüber hinaus wird das Leistungsspektrum des STEAG-Tochterunternehmens durch Energiedienstleistungen abgerundet. So werden Energieversorgern, industriellen und gewerblichen Kunden Leistungen im Zusammenhang mit der Lieferung, Montage, Inbetriebnahme und Wartung von Energienetzen offeriert. 96 Vgl. Handelsblatt, Virtuelle Kraftwerke bündeln Ressourcen und senken so den Energiepreis, , S. b02. 42

49 2.4.6 STEAG Power Minerals GmbH Dieses Tochterunternehmen widmet sich seit drei Jahrzehnten u.a. der individuell optimierten Reststoffverwertung aus der Steinkohleverstromung. 97 So entsteht bei der Verbrennung der zuvor staubfein gemahlenen Steinkohle Flugasche. Sie bildet sich, weil die Kohle in der Regel nicht zu 100 % aus brennbarem Kohlenstoff besteht. Das im eingeblasenen Staub befindliche nicht brennbare Nebengestein hat einen Anteil zwischen 5 % und 35 %, bleibt nach der Verbrennung als Flugasche zurück und kann aber als wertvoller Baustoff in der Bau- und Baustoffindustrie, beispielweise für Beton oder Kalksandsteine, eingesetzt werden. Zudem beliefert diese STEAG-Tochter Kraftwerke mit Kalkprodukten, die für die Rauchgasentschwefelung benötigt werden, und mit Ersatzbrennstoffen. In der Vermarktung der Reststoffe ist das Unternehmen auf der Abnehmerseite international vernetzt und kann sich auf seiner Zuliefererseite auf langfristige Verträge mit Kraftwerksbetreibern stützen. 98 Die Handel mit den Produkten, aber auch mit Kalksteinmehlen, wird durch die regional aufgestellten Tochtergesellschaften Euroment (in den Benelux-Ländern), STEAG Energo Mineral (in Polen), Power Minerals Ltd. (in Großbritannien) und Kremer Baustoffe Zeil (in Deutschland) übernommen. Hier haben die STEAG-Gesellschaften den Status eines Marktführers. 99 Neu gegründet wurde zuletzt die Einheit International Sales, die die weitere internationale Expansion des Geschäfts vorantreiben soll. Angesichts der langjährigen Erfahrungen einerseits und der Tatsache, dass andererseits in vielen Ländern die Reststoffe oftmals nicht genutzt werden, sieht das Management dafür gute Entwicklungschancen. Die Tochtergesellschaft Mineral Plus konzentriert sich auf die zum Teil auch maßgeschneiderte Entwicklung und Produktion von Baustoffen, die Versorgung mit Düngemitteln sowie auf die Industrieentsorgung. Im Bereich der Abfallwirtschaft werden dabei Verbrennungsrückstände (Aschen, Stäube, Gipse) als Baustoffzuschläge, Ersatzstoffe oder Bindemittel recycelt. Überdies bietet das Unternehmen alle Leistungen rund um die Entsorgung von Schlämmen an. 97 Vgl. zu den nachfolgenden Ausführungen STEAG Power Minerals GmbH, abgerufen am sowie die dort befindlichen Links zu den Tochterunternehmen. 98 Vgl. zu den nachfolgenden Ausführungen STEAG, Geschäftsbericht 2011, S. 17 und STEAG Fernwärme GmbH, aufgerufen am Vgl. STEAG Power Minerals GmbH, International vernetzt: STEAG Power Minerals erschließt neue Märkte, in: Segment, Mai 2012, S

50 Ferner erzeugt und handelt die STEAG Power Minerals mit metallischen und mineralischen Strahlmitteln und organisiert auch die Entsorgung. Benötigt werden die Strahlmittel in der Wasserstrahl-Schneidindustrie, in der Oberflächenreinigung und zur Fertigung von Spezialprodukten mit individueller Oberflächengestaltung (z.b. Mattierungen) STEAG Fernwärme GmbH Die Gründung der STEAG Fernwärme GmbH datiert zurück auf das Jahr Hier fiel mit der Inbetriebnahme eines STEAG-Fernheizwerks in Essen der Startschuss für die Fernwärmeversorgung der Essener Innenstadt, in der seit 1994 sogar 90 % der Gebäude von der STEAG beliefert werden. Anschließend kamen Mitte der 1960er Jahre die Fernwärmeversorgung in Bottrop und 1971 in Gelsenkirchen hinzu. Seit den 1978 betreibt die STEAG-Tochter mit der Fernwärmeschiene Ruhr das bundesweit erste überregionale Verbundsystem und ist damit zugleich auch größter Fernwärmeanbieter im Ruhrgebiet. Insgesamt werden hier, aber auch in Bonn, mit Hilfe eines 600 km langen Fernwärmenetzes rund Kunden mit 2,3 Mrd. kwh Fernwärme beliefert. Zu den Großabnehmern zählen die Städte Bottrop, Essen, Gelsenkirchen, die Stadtwerke in Herten und Lünen, RWE und Evonik Industries. In dem Unternehmen arbeiteten 178 Beschäftigte zum Ultimo 2011, die für einen Umsatz von rund 116 Mio. EUR sorgten. Die Leistungen beschränken sich nicht allein auf die Lieferung von Fernwärme, sondern umfassen ein Komplettangebot um die gesamte Wärmeversorgung von Immobilien. Dazu zählen beispielsweise auch Wirtschaftlichkeitsberechnungen, Planung der individuellen Wärme- und Warmwasserversorgung, Wartungsdienstleistungen, Wärmezähler-Services, Verbrauchserfassung und -kontrolle. Kommunalpolitisch umstritten war in diesem Zusammenhang insbesondere die Verlängerung der Fernwärme-Konzession für die STEAG in der Stadt Essen im Jahr Mit Wirkung von 2010 an hätte eine Kündigung und die Übernahme in Eigenregie der Stadt Essen erfolgen können, stattdessen erfolgte aber eine automatische Verlängerung bis Ein diesbezüglicher Antrag der Fraktion Die Linke/DKP/AUF 100 Vgl. zu den nachfolgenden Ausführungen auch STEAG Power Saar GmbH, aufgerufen am

51 scheiterte an den Mehrheitsverhältnissen im Stadtrat, obwohl Gutachten vorlagen, die den finanziellen Vorteil einer solchen Kündigung für die Stadt Essen belegten. 101 Derzeit wirkt die STEAG Fernwärme an einer Machbarkeitsstudie des Landes NRW zur Wärmeversorgung im Ruhrgebiet mit. Ziel ist es, bis zum Jahr 2050 zum einen die Fernwärmeschienen vom Niederrhein und von der Ruhr und zum anderen die lokalen Netze von Duisburg und Oberhausen zu verbinden. Dadurch sollen Effizienzgewinne in der Nutzung der angeschlossenen KWK-Anlagen generiert werden. 2.5 Kraftwerksportfolio der STEAG Mit dem Kauf des STEAG-Anteils hat das Stadtwerkekonsortium zahlreiche fossil betriebene Kraftwerke im In- und Ausland erworben (vgl. Tab. 1 und Tab. 2). Im Ausland hält die STEAG GmbH jeweils eine 51-%-ige Mehrheitsbeteiligung an drei Steinkohle-Kraftwerken, die sie zuvor selbst gebaut hat und nun betreibt. Die Anlagen verfügen über eine Gesamtleistung von etwa 1,7 GW und erzeugen pro Jahr rund 11 TWh Strom. Aufgrund der gesplitteten Eigentumsverhältnisse entfallen auf die STEAG ein Leistungsanteil von knapp 0,9 GW und ein Stromanteil von 5,6 TWh/a. Die Auslandskraftwerke sind noch vergleichsweise jung und haben eine Restlaufzeit von 17 bis 24 Jahren bis zum Überschreiten ihrer kalkulatorischen Abschreibungsdauer. Die größte Bedeutung unter den Auslandskraftwerken hat mit über drei Vierteln der Kapazitäten eindeutig der Standort im türkischen Iskenderum. Es folgen das Werk in Mindanao auf den Philippinen mit 13,5 % und Termopaipa in Kolumbien mit knapp 10 % der Auslandskapazitäten. 101 Vgl. Die Linke Kreisverband Essen, STEAG-Deal zum Schaden der Stadt, aufgerufen am

52 Tab. 1: Fossiler Kraftwerkspark im Ausland Kraftwerk Energieträger Verwendung Eigentümer Kolumbien (Termopaipa) Philippinien (Mindanao) Türkei (Iskenderun) Steinkohle Strom STEAG 51 %; Maguro Global Contour (N.Y.) 49 % Steinkohle Strom STEAG GmbH 51 %; Rest Aboitiz Power und La Philippina Uygongoco Corp. Steinkohle Strom STEAG GmbH 51 %; Oyak 49 % Summe Ausland Intsallierte Leistung Restlaufzeit bis Überschreiten der kalkulatorischen Abschrei- Nutzbare Stromabgabe Jahr der Anteil Inbetrieb- in MW Steag in 2011 nahme in in GWh/a bungszeit 1) in MW Jahren Quelle: STEAG, und eigene Recherche *) Die kalkulatorische Abschreibung geht über die steuerliche hinaus und berücksichtigt den Zeitpunkt, ab dem sich unter Abwägen von Kapitalkosten, Wartung und Wirkungsgraden modernerer Anlagen eine installierte Anlage nicht mehr rentiert. Ohne eine zwischenzeitliche Modernisierung (wie hier unterstellt) beläuft sich die Abschreibungsdauer nach Angaben der OECD auf 25 Jahre für GuD-Anlagen und auf 30 Jahre für Kohle-KW. 102 Insgesamt dominiert im Portfolio aber der hiesige Anlagenpark. Ohne das neue, wegen aktueller technischer Probleme (s.u.) noch nicht im Betrieb befindliche Kraftwerk Walsum 10, werden hierzulande an zehn Standorten fossile Kraftwerke mit einer Leistung von 7,4 GW betrieben, die im Jahr 2011 eine nutzbare Stromabgabe von knapp 23 TWh produzierten. Vor diesem Hintergrund bezeichnet sich die STEAG selbst als fünftgrößte[r] Stromerzeuger und ( ) zweitgrößte[r] Steinkohleverstromer in Deutschland. 103 Berücksichtigt man die Eigentumsverhältnisse an den Kraftwerken, so stehen der STEAG in Deutschland (ohne Walsum 10) derzeit 6 GW zu, wovon 5,7 GW in Steinkohlekraftwerken erbracht werden. Zum Vergleich: Nach den aktuellsten Daten des Bundeswirtschaftsministeriums waren hierzulande Ende ,2 GW an Kapazitäten installiert. Gemessen daran beläuft sich der eigentumsrechtlich zustehende Anteil der fossilen STEAG-Kraftwerke an den deutschen Leistungskapazitäten auf rund 3,5 %. Wenn Walsum 10, das zu 51 % in Besitz der STEAG ist, hinzukommt und nicht gleichzeitig andere Kraftwerke geschlossen werden, wird die STEAG eigentumsrechtlich über ca. 6,4 GW verfügen, der deutschlandweite Anteil fossiler STEAG-Kraftwerke an der installierten Leistung wird dann nur unwesentlich auf 3,7 % zulegen. 102 Vgl. Schneider, L., Stromgestehungskosten von Großkraftwerken, 1998, S. 53. Die BMU-Leitstudie 2010 setzt für Kohle-KW sogar nur eine Abschreibungsdauer von 25 Jahren an (vgl. BMU-Leitstudie, Anhang-II, S. 19.). 103 STEAG Power Saar GmbH, aufgerufen am

53 Tab. 2: Fossiler Kraftwerkspark im Inland Kraftwerk Energieträger Verwendung Eigentümer Anteil Steag in MW Restlaufzeit bis Überschreiten der kalkulatorischen Abschrei- in MW bungszeit 1) in Jahren Bergkamen A Steinkohle Strom; STEAG GmbH 49 %; Fernwärme RWE Power AG 51 % Bexbach Steinkohle Strom STEAG Power Saar GmbH 25 % (Betreiber); 75 % EnBW Herne 2 Steinkohle STEAG GmbH 100 % Strom; Herne 3 Steinkohle Fernwärme STEAG GmbH 100 % Herne 4 Steinkohle STEAG GmbH 100 % Köln-Godorf Erd- und Strom; STEAG GmbH 80 %; Raffineriegas Prozessdampf Shell 20 % Leuna Raffineriegas Strom; STEAG GmbH 100 % Prozessdampf; (Betreiber RKB als 100- Druckluft %-ige Tochter der STEAG GmbH) Lünen 6 Steinkohle Strom; STEAG GmbH 100 % Bahnstrom; 1553 Lünen 7 Steinkohle Fernwärme STEAG GmbH 100 % Voerde West 1 Steinkohle STEAG GmbH 100 % /71-11/-12 Voerde West 2 Steinkohle STEAG GmbH 100 % /71-11/-12 Voerde A Steinkohle STEAG GmbH 75 %; Strom RWE Power AG 25 % Voerde B Steinkohle STEAG GmbH 75 %; RWE Power AG 25 % Völklingen- Steinkohle Strom; STEAG Power Saar MKV*: 1982 MKV*: 0 Fenne (MKV*,HKV*), Fernwärme; GmbH 100 % HKV*: 1989 HKV*: 2 Grubenmethangas Prozessdampf MHK*: 2002 MHK*: 20 (MHK*) bis 23 Walsum 7 Steinkohle STEAG GmbH 100 % /60-22/-23 Strom; Walsum 9 Steinkohle STEAG GmbH 100 % Fernwärme; Walsum 10 Steinkohle STEAG GmbH 51 %; k.a. voraussichtl. > 30 Prozessdampf EVN AG 49 % III/2013 Weiher 3 Steinkohle Strom; STEAG Power Saar Fernwärme GmbH 100 % Summe mit Walsum 10 Summe ohne Walsum 10 Installierte Leistung Nutzbare Stromabgabe in 2011 in GWh/a k.a Quelle: STEAG, und eigene Recherche gegelbte Kraftwerke: Schließung wird erwogen *) siehe oben Jahr der Inbetriebnahme Der Eigentumsanteil an der deutschen Gesamtstromerzeugung lässt sich nicht genau ermitteln, da die Stromabgabe, wie zum Beispiel in Voerde, zum Teil einerseits nur standortbezogen dokumentiert ist, an diesen Standorten aber andererseits unterschiedliche Eigentümerstrukturen bestehen. Wendet man grob den Anteilsschlüssel an, der bei den Leistungskapazitäten besteht (6 GW von 7,4 GW = 81 %), belief sich die auf den STEAG-Anteil entfallende Stromabgabe im Jahr 2011 auf 18 bis 19 TWh. Nach den aktuellsten Angaben des Bundeswirtschaftsministeriums betrug die Bruttostromerzeugung in Deutschland in 2011 rund 612 TWh. Gemessen daran beträgt 47

54 der eigentumsrechtlich zustehende Anteil der fossilen STEAG-Kraftwerke an der inländischen Stromproduktion etwa 3 %. 104 Die vielfach in der Öffentlichkeit kolportierte Wirkung auf die deutsche Marktstruktur auf Erzeugungsseite wirkt vor diesem Hintergrund leicht übertrieben. So vermeldete der WDR etwa: Mit Steag bekommen die Kommunalen auf einen Schlag fast Megawatt an Erzeugungskapazitäten in die Hand. 105 Übersehen wurde dabei aber, dass bei diesen Zahlen in nennenswertem Umfang auch Kraftwerke im Ausland dazu gezählt wurden, die keinen Einfluss auf die deutsche Marktstruktur haben. Hinzu kommt, dass bei den MW offenbar auch Walsum 10 mitgerechnet wurde und dass sich die hiesigen Erzeugungsanlagen eben nur zum Teil in STEAG-Besitz befinden, auch wenn Betriebsführung bei STEAG liegt. Ähnlich falsch lag auch das Handelsblatt, als es von einem Marktanteil von rund zehn Prozent berichtete und offenbar in der Berichterstattung einem Vertreter der Konsortiums folgte: In der Stromproduktion hätten sie [Anmerkung der Verfasser: die Stadtwerke] aber nur einen Anteil von zehn Prozent. Durch die Übernahme verdoppele sich der Anteil. 106 Darüber hinaus ist der hiesige Kraftwerkspark übermäßig veraltet. Gemessen an der kalkulatorischen Abschreibungsdauer haben von den 18 Blöcken neun ihre wirtschaftliche Nutzungsdauer zum Teil über 15 Jahre überschritten. Vor diesem Hintergrund und der Tatsache, dass ab 2013 alle CO 2 -Zertifikate erworben werden müssen (vgl. Kap ), soll noch in diesem Jahr über die eventuelle Schließung der Kraftwerksblöcke Herne 3, Lünen 6 und 7 sowie Voerde West 1 und 2 entschieden werden. 107 Eine Stilllegung dieser zu 100 % in STEAG-Besitz befindlichen Werke würde die installierte Leistung in Deutschland um gut 1,5 GW verringern. Wenn Walsum 10 bis dahin wie geplant läuft, verbleibt netto eine Leistungseinbuße von 772 MW bzw. bezogen auf den eigentumsrechtlichen Teil sogar eine Einbuße von MW, weil die eventuell zu schließenden Kraftwerke im Alleinbesitz der STEAG sind, Walsum 10 aber zu 49 % der österreichischen EVN AG mitgehört. Zeitweise waren 104 Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, Zahlen und Fakten: Energiedaten, Tabelle 21, Kay Bandermann, Konsortium aus Revierstadtwerken kauft Kohleverstromer, Hrsg. WDR, zitiert auf: v_2010/aktuelle_pressemeldungen/fuenf_fragen_zur_steag-uebernahme.standard.gid- N2FkNDZmMzU4OWFmYTIyMWM3N2Q2N2Q0YmU1NmI0OGU_.html, abgerufen am Handelsblatt, Stadtwerke konkurrieren mit RWE, Vgl. STEAG, Geschäftsbericht 2011, S

55 darüber hinaus noch zwei weitere Kraftwerke geplant. Auch wegen der Risiken des Emissionshandels wurde auf die Umsetzung aber bisher verzichtet. 108 Die regionalen Schwerpunkte in Deutschland liegen angesichts der skizzierten historischen Entwicklung des Konzerns (vgl. Kap. 2.3) am Niederrhein, im Ruhrgebiet und im Saarland. An Rhein und Ruhr stehen ohne Walsum 10 in Bergkamen, Lünen, Herne, Walsum und Voerde fünf Steinkohlekraftwerke mit teils mehreren Blöcken und einer Gesamtleistung von etwa 5,8 GW zur Verfügung. Die Stromabgabe dieser Kraftwerke beläuft sich auf 16,4 TWh/a. Das Steinkohlekraftwerk Walsum 10 sollte bei einem geplanten Investitionsvolumen von über 800 Mio. EUR mit einer Leistung von 750 MW eigentlich ab 2010 schon in den kommerziellen Betrieb gehen. 109 Mit einem Wirkungsgrad von 45 % würde es zu den modernsten und effektivsten Kohlekraftwerken der Welt gehören. Die Projektleitung hat die STEAG-Tochter Energy Services übernommen. Sie konnte jedoch nicht verhindern, dass bei der Herstellung der Heizkessellegierung durch Hitachi Power Europe Probleme mit der Verwendung des High-Tech Stahls T24 entstanden, so dass sich erhebliche Verzögerungen einstellen. Geplant ist nun nach zwei erfolglosen Reparaturversuchen, den Kessel gegen einen neuen auszutauschen und die Stromerzeugung im dritten Quartal 2013 aufzunehmen. Im Saarland werden an den drei Standorten Bexbach, Fenne und Weiher ebenfalls Steinkohlekraftwerke betrieben. Sie haben zusammen 2 GW an Leistung bei einer nutzbaren Stromabgabe von 5,2 TWh/a. Angesichts der Eigentumsverhältnisse steht der STEAG hier eine Leistung von 1,4 GW zu. Die Kraftwerke sind zumeist als KWK-Anlagen ausgebaut, so dass immerhin in ökologisch effizienter Kuppelproduktion die im Zuge der Stromerzeugung anfallende Wärme energetisch weiter genutzt werden kann. Aufgrund der regionalen Konzentration kann dazu in die vorhandenen Fernwärmenetze eingespeist werden, die teils von der STEAG selbst, teils von den Stadtwerke-Konsorten betrieben werden. Zwei weitere Raffinerie-Kraftwerke befinden sich in Köln und Leuna. Ihre Gesamtleistung beträgt knapp 0,37 GW bei einem eigentumsrechtlichen Anteil der 108 Vgl. Wirtschaftswoche, Kraftwerksnotstand in Deutschland, wiwo.de, Vgl. STEAG Saar Energie (Hrsg.), Kraftwerk Fenne, Saarbrücken, 2006, keine Seitenangabe und Handelsblatt, Steag zahlt Dividende aus den Rücklagen, , S

56 STEAG von 0,33 GW. Die insgesamt nutzbare Stromabgabe wird auf gut 1 TWh/a beziffert. Hier werden Reststoffe der Raffinierung bzw. Rückstände zur Energieversorgung der dortigen Raffinerien genutzt. Die Angaben zum Umfang der STEAG-Stromerzeugung aus dezentralen Anlagen und EE sind nur begrenzt belastbar. Im Geschäftsbericht 2011 wird erwähnt, dass zum Portfolio neben den zuvor beschriebenen Kraftwerken weitere über 200 Anlagen zur Energieerzeugung aus erneuerbaren Energien und zur dezentralen Energieversorgung 111 zählen. Auf der Homepage der STEAG GmbH findet sich zudem der Hinweis: Bundesweit haben wir über 100 Anlagen zur Energieerzeugung aus erneuerbaren Energien. Darüber hinaus gibt es weitere über 100 dezentrale Anlagen zur Energieversorgung von Industrie und Gewerbekunden. 112 Betreiber dieser weltweit verstreuten Anlagen dürften vorrangig die beiden Tochterunternehmen Energy Services und New Energies sein. New Energies gibt auf seiner Homepage an, an über 100 Standorten in Deutschland und Vertriebspräsenz im Ausland über 1,3 GW th und 0,3 GW el an installierter Leistung zu verfügen. Das entspräche einem EE-Anteil an der Gesamtleistung in der STEAG Gruppe von gut 3 %. 113 Ob darüber hinaus noch Kapazitäten bei Energy Services angesiedelt sind, entzieht sich unserem Kenntnisstand. Überdies findet sich im Geschäftsbericht 2011 noch der Hinweis, dass sich nach Umrechnung der thermischen Energie in die äquivalente elektrische Menge der Gesamtenergieabsatz der STEAG auf GWh ä belief. Für den Wärmeabsatz aus dem Bereich EE und dezentrale Anlagen wird ein Wert von GWh th und für den Stromabsatz ein Wert von GWh el angegeben. Rechnet man die thermische Energie grob nach dem Schlüssel 1 GWh el = 3 GWh 115 th um, ergeben sich im Bereich der EE als äquivalente elektrische Menge GWh ä, das sind rund 6 % des Gesamtenergieabsatzes. 111 STEAG, Geschäftsbericht 2011, S STEAG, aufgerufen am Auf diesen Wert kommt man auch durch eine grobe Schätzung aus indirekten Angaben: Nach dem aktuellen Geschäftsbericht beträgt die installierte Leistung 9,4 GW, wovon sich 7,7 GW in Deutschland befänden (Vgl. STEAG, Geschäftsbericht 2011, S. 1). Bei diesen Angaben muss Walsum 10 außen vor geblieben sein, denn sonst käme man auf eine Leistungssumme von 9,9 GW. Ohne Walsum beläuft sich aber die Kapazität der fossilen Kraftwerke auf etwa 9,1 GW. Aus der Differenz zu den 9,4 GW lässt sich vorbehaltlich der Datenkompatibilität auf eine Gesamtkapazität von 0,3 GW an installierter EE- Leistung schließen. 115 Vgl. Olt, C., Emissionshandel für Kreislaufwirtschaftsorientierte Sanitärkonzepte in Entwicklungsländern, Masterarbeit an der Bauhaus-Universität Weimar, 2008, S

57 2.6 Unternehmenskultur Das wichtigste Kapital eines Unternehmens sind die Beschäftigten. Nur sie sind in der Lage einen Neuwert zu generieren. Nur sie stehen für Innovation und Produktivität. Ende 2011 beschäftigte der STEAG-Konzern Mitarbeiter, davon über 30 % im Ausland bzw. bei ausländischen Konzernunternehmen. Der Frauenanteil der Gesamtbelegschaft lag dabei nur bei 13 % und das Durchschnittsalter der Mitarbeiter betrug 43 Jahre, was auf eine ältere Belegschaft hinweist. 116 Eingebettet sind Beschäftigte dabei jeweils in eine Unternehmenskultur. Diese muss von demokratisch partizipativen Strukturen geprägt sein (vgl. Abb. 8). Ob solche modernen Strukturen bei der STEAG GmbH vorliegen, konnte nur fragmentarisch auf Grund veröffentlichter Daten zum Personal der STEAG untersucht werden. Abb. 8: Demokratisch-partizipative Unternehmenskultur Kommunikationsdialektik Holistische Informationspolitik Ideenmanagement Demokratischpartizipative Unternehmenskultur Weiterbilung Personalentwicklung Immaterielle Partizipation (Mitbestimmung) Materielle Partizipation Quelle: eigene Darstellung Dabei gehört als erstes zu einer demokratisch- partizipativen Unternehmenskultur eine echte paritätische Mitbestimmung (immaterielle Partizipation), die auf eine rechtliche Gleichstellung zwischen Kapital und Arbeit setzt. Pattabstimmungen im Aufsichtsrat werden dazu durch ein neutrales AR-Mitglied aufgelöst. Dies ist aber, wie bereits ausgeführt wurde, weder bei der STEAG GmbH noch bei der KSBG der Fall. Hier liegt jeweils lediglich eine Partizipation gemäß dem Mitbestimmungsgesetz von 1976 vor, so 116 Vgl. Konzerngeschäftsbericht STEAG 2011, S

58 dass bei Pattsituationen im AR zwischen Kapital und Arbeit die Arbeitnehmerseite auf Grund des Doppelstimmrechts des immer von der Kapitalseite gestellten AR- Vorsitzenden überstimmt werden kann. Beim zweiten Baustein einer demokratischpartizipativen Unternehmenskultur muss auf eine holistische Informationspolitik gesetzt werden. Diese umfasst erstens die Herstellung eines Zusammenhangs von mehreren Informationen. Erst wenn dies gelingt, entsteht beim Verarbeiter von Informationen eine neue Erkenntnis nämlich mehr Wissen. Zweitens muss sich die Wissensbereitstellung auf die jeweiligen engen arbeitsplatzbezogenen (funktionalen) Aufgabenerfüllungen beziehen; daneben auf vor- und nachgelagerte horizontale und vertikale Arbeitsplatzstrukturen und zusätzlich auf ein aufgabenunabhängiges allgemeines Unternehmenswissen. Um Informationen und Wissen im Unternehmen rational auszutauschen, müssen Menschen kommunizieren. Bei der Kommunikation ist nicht nur das Verbale oder Schriftliche wichtig, auch nonverbale Verhaltensweisen wie Mimik, Blickkontakt, Körperhaltung, ermutigende Gesten spielen hier eine große Rolle. Jede Kommunikation ist vierdimensional aufgebaut: 117 Sie besteht aus einem Sachinhalt (worüber wird informiert), dem Beziehungsaspekt (was ich von meinem Gesprächspartner halte und wie ich zu ihm stehe), einer Selbstoffenbarung (was ich von mir selbst kundgebe) und einem Appellaspekt (wozu ich meinen Kommunikationspartner veranlassen möchte). Diese Vier-Dimensionalität muss in einer demokratisch-partizipativen Unternehmenskultur als symmetrische bzw. dialogorientierte personelle Interaktion gelebt und über alle Hierarchieebenen angstfrei und ohne Mobbing- und Bossingprozesse umgesetzt werden. Dies bezieht sich sowohl auf die Ebene der vertikalen (hierarchischen) Kommunikation als auch auf die horizontale Kommunikation zwischen Stelleninhabern auf gleicher Hierarchieebene. Unternehmen müssen dazu eine offene Streit- und Konfliktkultur sowie eine Kultur der Zivilcourage schaffen, wobei viele deutsche Unternehmen über eine solche konstruktive Kultur nicht einmal im Ansatz verfügen: Konflikte werden totgeschwiegen oder aber emotional ausgetragen. Beides hat massive negative Konsequenzen: Entscheidend ist daher ein Umgang mit Konflikten, bei dem Konflikte the- 117 Schulz von Thun, F., Miteinander Reden, Bd. 1, Hamburg 1990, S. 12ff. 52

59 matisiert, analysiert und in einem konstruktiven, sachlichen und kooperativen Stil gelöst werden. ( ) Auch wenn Personen, die abweichende Positionen vertreten, in der Sache gar nicht Recht haben sollten, so stimuliert doch alleine ihr Widerspruch bereits divergentes Denken und bewirkt eine Steigerung der Kreativität und der Entscheidungsqualität. In einer konstruktiven Konfliktkultur müssen daher auch Querdenken, Zivilcourage und konstruktiver Eigensinn gefordert und gefördert werden. 118 Kurz gesagt, zur Bergung aller Potenziale einer demokratischen Partizipation ist in den Unternehmen eine dialektische Kommunikation, die auf Thesen- und Antithesenbildung zur Generierung innovativer Synthesen basiert, auf allen Ebenen zu etablieren. Im Kontext einer dialektischen Kommunikation ist auch die Personalführung einzuordnen, die allgemein als ein kommunikativer Prozess zur Einflussnahme auf die Beschäftigten zum Zweck einer zielgerichteten Leistungserstellung definiert werden kann. Personalführung muss dabei zur Vereinheitlichung im ganzen Unternehmen in Form von Führungsrichtlinien fixiert werden. Es steht in der Personalwirtschaftslehre außer Zweifel, dass lediglich noch eine partizipative Personalführung auf Basis von Zielvereinbarungen den betrieblichen Ansprüchen genügt. 119 Hier wird nur wenig aufgabenbezogen und auch nur wenig mitarbeiterbezogen geführt. Ebenso wird im Sinne eines dreidimensionalen Führungsstils ein auskömmlicher Reifegrad der Beschäftigten unterstellt. Ob dies alles bei der STEAG GmbH gegeben ist, entzieht sich auf Grund einer im Rahmen des Gutachtens nicht durchgeführten empirischen Untersuchung unserer Kenntnis. Auf Basis von Analysen für die gesamte Elektrizitätswirtschaft 120 ist aber wohl eher hochwahrscheinlich zu vermuten, dass auch hier bei der STEAG, wie für die gesamte Branche, keine optimalen Ergebnisse in Sachen holistische Informationspolitik, Kommunikationsdialektik und partizipative Personalführung festgestellt würden. Dennoch ist zu konstatieren, dass die STEAG sich dem Deutschen Corporate Governance Kodex, der auf eine rechtmäßige und verantwortungsvolle Unternehmensführung und - kontrolle sowie einen fairen Umgang mit Geschäftspartnern und Stakeholdern setzt, verpflichtet hat und ebenso die Grundsätze der Kernarbeitsnormen der ILO (International Labour Organisation) achtet, die auf Arbeitsschutz sowie auf Umwelt- und Sicher- 118 Frey, D., Schultz-Hardt, Zentrale Führungsprinzipien und Center-of-Excellence-Kulturen als notwendige Bedingung für ein funktionierendes Ideenmanagement, in: Frey, D., Schutz-Hardt, S. (Hrsg.), Vom Vorschlagwesen zum Ideenmanagement, Göttingen, Bern 2000, S. 38f. 119 Vgl. Breisig, T., Personal. Eine Einführung aus arbeitspolitischer Perspektive. Herne, Berlin 2005, S. 198ff. 120 Vgl. Bontrup, Heinz-J., Marquardt, Ralf-M., Kritisches Handbuch der deutschen Elektrizitätswirtschaft, 2. Aufl., Berlin

60 heitsstandards basieren. Nicht explizit in den Veröffentlichungen der STEAG genannt wird aber eine heute notwendige Betriebsvereinbarung über ein Whistleblowing als Compliance-Instrument. 121 Ein modernes Unternehmen zeichnet sich weiter durch eine ausgeprägte Lern- und Innovationsbereitschaft aus. Ohne qualifizierte Mitarbeiter sind Innovations- und Produktivitätsprozesse sowie -entwicklungen nicht denkbar. Qualifikation setzt Bildung und Weiterbildung sowie Personalentwicklung voraus. Dies ist ein weiterer Baustein einer demokratisch-partizipativen Unternehmenskultur. Nur eine qualifizierte Belegschaft garantiert den wirtschaftlichen Erfolg. Die Beschäftigten sind daher gemäß den sich ständig verändernden Markt- und Produktionsanforderungen weiterzuentwickeln. Es muss zu laufenden Qualifizierungs-Investitionen kommen. Dies scheint die STEAG zu beherzigen, wenn sie in ihrem Geschäftsbericht 2011 (S. 25) schreibt: Insbesondere die Sicherung der für das Geschäft von STEAG spezifischen Qualifikationen ist unabdingbar. Ein Beitrag dazu ist der Studiengang Energietechnik, der gemeinsam mit anderen Unternehmen der Energiebranche entwickelt wurde. Über die Sicherstellung der fachlichen Qualifikationen hinaus wird es gerade in einem Umfeld schneller Veränderungen immer wichtiger, persönliche Kompetenzen (wie zum Beispiel Führungskompetenzen) zu entwickeln und zu sichern. Vor diesem Hintergrund wurde ein Potenzialträgerprogramm aufgelegt, das im November 2011 gestartet ist. Dieses Programm dient der Unterstützung und Entwicklungsbegleitung von Nachwuchskräften. Ein weiteres unverzichtbares Element einer demografiefesten Personalarbeit ist der Erhalt von Know-how und Wissen, das durch langjährige Berufserfahrung erworben wurde. Um dieses Wissen im Unternehmen zu sichern, wurde das Projekt Wissenstransfer an verschiedenen Kraftwerksstandorten aufgelegt und 2011 erfolgreich abgeschlossen. Die daraus gewonnenen Erkenntnisse sollen unternehmensweit eingesetzt werden. Und die STEAG tut offensichtlich auch viel für die Erstausbildung im dualen System. So lag 2011 die Ausbildungsquote im STEAG-Konzern bei 5 % und bei der STEAG GmbH als Einzelunternehmen sogar bei über 7 %. 122 Letztlich sind nur Innovationen in der Lage, die Substanz eines Unternehmens langfristig zu sichern. Im Innovationsindikator des Deutschen Instituts für 121 Vgl. Albrecht, Achim, Whistleblowing im Fokus des Europäischen Gerichtshofs für Menschenrechte eine Sachstandsanalyse, in: Bontrup, Heinz-J., Korenke, Thomas, Wienbracke, Mike (Hrsg.), Arbeit- Personal-Soziales. Festschrift zum 65. Geburtstag von Peter Pulte, Hamburg 2012, S Vgl. Konzerngeschäftsbericht STEAG 2011, S

61 Wirtschaftsforschung (DIW) landet dabei Deutschland aber nur auf Platz 8 von 17 führenden Industrienationen. 123 Zum betrieblichen Innovationsmanagement 124, das allgemein auf Partizipation basieren sollte, gehört neben der Aussteuerung der klassischen Forschungs- und Entwicklungsabteilungen (F&E) im Rahmen einer demokratisch-partizipativen Unternehmenskultur auch ein mitarbeiterzentriertes Ideenmanagement. Dabei sollten insbesondere Unternehmen, die sich auf Grund ihrer Unternehmensgröße keine eigene F&E-Abteilung leisten können, vehement auf ein Ideenmanagement setzen. Wie wichtig und positiv dies allein im Produktinnovationsprozess ist, zeigt die empirische Untersuchung von Schachtner. 125 Neuere Untersuchungen leiten heute das Ideenmanagement aus dem klassischen Betrieblichen Vorschlagswesen (BVW), dem Total Quality Management (TQM) und der Arbeitnehmererfindung ab (vgl. Abb. 9). Abb. 9: Instrumente des Innovationsmanagements Innovationsmanagement Forschung und Entwicklung Ideenmanagement Betriebliches Vorschlagswesen (zentral vs. dezentral) Total Quality Management Arbeitnehmererfindung Quelle: eigene Darstellung Der Begriff des Ideenmanagement wurde erstmals Mitte der 1970er Jahre entwickelt. Das Deutsche Institut für Betriebswirtschaft e.v. in Frankfurt a. M. (DIB) definiert dabei das Ideenmanagement wie folgt: Ideenmanagement ist die systematische Führung von Ideen und Initiativen der Mitarbeiter bezogen auf Einzelleistungen und/oder 123 Vgl. Belitz, H., Clemens, M., Schmidt-Ehmcke, J., Schneider, S., Werwatz, A., Rückstand in der Bildung gefährdet Deutschlands Inoovationsfähigkeit, in: DIW-Wochenbericht, Nr. 46/2008, S Vgl. dazu ausführlich Hauschildt, J.,Salomo, S., Innovationsmanagement, 4. Aufl., München Vgl. Schachtner, K., Ideenmanagement im Produktinnovationsprozess. Zum wirtschaftlichen Einsatz der Informationstechnologie, (Diss.), Wiesbaden

62 Teamleistungen zum Wohle des Unternehmens und der Mitarbeiter. 126 Noch treffender und umfassend umschreibt das Ideenmanagement. 127 Demnach ist das aktive Ideenmanagement ein Denk- und Handlungskonzept sowie eine Handlungsweise mit einer prozessorientierten betrieblichen Einrichtung auf der Managementebene, die alle Bereiche der Ideengenerierung umfasst und zur Förderung und Nutzbarmachung der aus der wirtschaftlichen Kreativität und des Wissensmanagements resultierenden Ideen und Verbesserungsvorschläge aller am kooperativen Leistungsprozess beteiligten Personen und Teams beiträgt, um Innovationen herbeizuführen und diese mit Hilfe des Innovationsmanagements auf dem Markt in Marktleistung umzusetzen. Zumindest auf dem Gebiet des BVW ist dabei die STEAG GmbH sehr erfolgreich. Im Jahr 2011 wurden Verbesserungsvorschläge mit den Schwerpunkten Unfallverhütung, Betriebssicherheit und Optimierung betrieblicher Abläufe eingereicht. Der Nettojahresnutzen lag bei über 5,5 Mio.. Das BVW der STEAG GmbH wurde dabei auf der letzten internationalen Tagung des Deutschen Instituts für Betriebswirtschaft als bestes und das der STEAG Power Saar GmbH als zweitbestes in der Branche Energie und Energieversorger ausgezeichnet. 128 Bei Umsetzung der aufgezeigten Bausteine eines Ideals einer demokratischpartizipativen Unternehmenskultur kommt es regelmäßig zu verbesserten wirtschaftlichen Ergebnissen, an denen die Beschäftigten zu beteiligen sind. Was ist dabei unter einer solchen materiellen Beteiligung (Partizipation) zu verstehen? Zunächst einmal eine gemäß Tarifvertrag bestimmte Entlohnung für die von den Beschäftigten erbrachte Arbeitsleistung, die uneingeschränkt bei der STEAG vorliegt. Aufbauend auf die so festgelegten Tarifverträge muss es danach ( on-top ) zu Gewinn- und Kapitalbeteiligungen kommen. 129 Diese liegen allerdings bei der STEAG GmbH nicht vor, wenn es auch hier zu unregelmäßigen Prämienzahlungen (unechte Gewinnpartizipationen) neben dem Tarifentgelt kommt. 126 Deutsches Institut für Betriebswirtschaft e.v., Führungsinstrument Vorschlagswesen, 3. Aufl., Berlin 2003, S Vgl. Ridolfo, E., Ideenmanagement, 2. Aufl., Marburg 2005, S Konzerngeschäftsbericht STEAG 2011, S Vgl. Bontrup, H.-J., Springob, K., Gewinn- und Kapitalbeteiligung. Eine mikro- und makroökonomische Analyse, Wiesbaden

63 2.7 Betriebswirtschaftliche Ausgangslage Um den Kauf der STEAG durch das Stadtwerke-Konsortium wirtschaftlich beurteilen zu können, sollen im Folgenden die STEAG, aber auch die sieben Gesellschafter des Stadtwerke-Konsortiums (zusammengefasst in der KSBG) auf Basis einer betriebswirtschaftliche Analyse (Auswertung von veröffentlichten Bilanzen sowie Gewinn- und Verlustrechnungen) vorgenommen werden. Hierbei geht es um eine reine Beurteilung der ökonomischen Potenz der STEAG und der Gesellschafter. Dies ist wichtig, will man im weiteren Gang der Untersuchung die wirtschaftlichen Möglichkeiten einer Unterstützung der STEAG in ihrer Neuausrichtung beurteilen. Methodisch wurde bei der betriebswirtschaftlichen Analyse auf die im Bundesanzeiger veröffentlichten Geschäftsberichte zurückgegriffen. Es handelt sich also um eine externe Bilanz-Analyse. Daten des internen Rechnungswesens standen den Gutachtern nicht zur Verfügung, so dass z.b. eine Analyse der Spartenergebnisse für Strom, Fernwärme u.a. nicht möglich war. Einheitlich wurden dafür aber sowohl die STEAG als auch die sieben Gesellschafter anhand einer Wertschöpfungsentstehungs- als auch einer Wertschöpfungsverteilungsrechnung im Zeitraum von 2006 bis 2010 (die Daten der Konsortial-Unternehmen für 2011 waren bei Erstellung des Gutachtens noch nicht veröffentlicht) untersucht. Daneben wurde das jeweilige unternehmerische Gesamtergebnis in das Betriebs- und Finanzergebnis sowie in das außerordentliche Ergebnis differenziert. Auch wird eine Ergebnisverwendungsrechnung nach Ertragsteuern gezeigt. Wichtig war auch die Vermögens- bzw. Investitionsanalyse und die Untersuchung der Finanzierungsstruktur in Eigen- und Fremdkapital und nicht zuletzt eine Betrachtung der Rentabilität (Eigen- und Gesamtkapitalrendite). Im Einzelnen können die Daten mit Hilfe der Tabellen des Anhangs 1 nachvollzogen werden Evonik STEAG GmbH Die Evonik STEAG GmbH, jetzt STEAG GmbH, mit Sitz in Essen ist das Mutterunternehmen des STEAG-Konzerns (vgl. Kap ). Sie hält direkt und indirekt die Anteile an den zum Konzern gehörenden Tochterunternehmen. Der Evonik STEAG GmbH obliegt die operative und strategische Leitung der Geschäftsgebiete des Konzerns. Die Gesellschaft ist darüber hinaus mit Umsätzen von knapp 700 Mio. (2010) und einer Bi- 57

64 lanzsumme von Mio. die größte Einzelgesellschaft des Konzerns. Dabei sind die wesentlichen inländischen Beteiligungsunternehmen über Beherrschungs- und Ergebnisabführungsverträge mit der Gesellschaft verbunden. Im Folgenden werden die wesentlichen wirtschaftlichen Ergebnisse der Evonik STEAG GmbH im Jahreseinzelabschluss von 2006 bis 2010 dargestellt. Alle Daten finden sich ausführlich im Anhang. Die Netto-Umsatzerlöse der STEAG GmbH haben sich von 2006 bis 2010 um 15,9 % verringert. Ebenso ging die Gesamtleistung, wenn auch nur um einen Prozentpunkt wegen positiver Bestandsveränderungen, um 14,9 % zurück. Hohe sonstige betriebliche Erträge in Höhe von 64,6 Mio. (davon allein 14,3 Mio. für CO 2 Zertifikate) weisen für 2010 einen Produktionswert von 741,2 Mio. aus. Aber auch der Produktionswert hat sich seit 2006 um 13,0 % zurückentwickelt. Da der Materialaufwand aber zwischen 2006 und 2010 um 24,9 % sank, stieg der Rohertrag im selben Zeitraum um 14,9 %. Zieht man vom Rohertrag die Abschreibungen, sowie die sonstigen betrieblichen Aufwendungen und die sonstigen Kostensteuern ab, so erhält man die Wertschöpfung eines Unternehmens. Diese ist bei der STEAG GmbH von 2006 bis 2010 um 31,9 % stark rückläufig. Dies liegt im Wesentlichen an den überproportional gestiegenen sonstigen betrieblichen Aufwendungen mit einer Zunahme von 160,5 % und den hierin enthaltenen Verwaltungskostenumlagen, die die Beteiligungsunternehmen der Muttergesellschaft in Rechnung stellen. Da die Profite der STEAG GmbH mit den Beteiligungen gemacht werden, ist nicht nur die Wertschöpfungsquote mit 15,0 % (2010) für ein produzierendes Unternehmen sehr gering, sondern auch die Lohnquote übersteigt die Wertschöpfung, so dass es zu einer negativen Mehrwertquote (Gewinn- und Zinsquote) kommt. So lagen die Lohnquote 2010 bei 121,2 % und die Mehrwertquote bei -21,2 % (zur Entwicklung der Quoten vgl. den Angang). Nach Abzug des Personalaufwandes von der Wertschöpfung ergibt sich das Betriebsergebnis vor Ertragssteuern. Der Personalaufwand ist hier von 2006 bis 2010 um 19,5 % rückläufig. Dies liegt zum einen an einem Personalabbau um 7,0 % und zum anderen an einer Umbuchung von Aufzinsungen von Pensions- und langfristigen Personalrückstellungen, die nun im Zinsergebnis gemäß der Erstanwendung des Bilanzmodernisie- 58

65 rungsgesetzes (BilMog) verbucht werden. Da aber der Personalaufwand weniger stark verfiel als die Wertschöpfung, stieg der Verlust im Betriebsergebnis vor Ertragssteuern von -4,1 Mio. auf -23,6 Mio. um 475,5 %! Weil der wesentliche Ergebnisbeitrag der STEAG GmbH aus dem operativen Geschäft der Beteiligungen erfolgt, die über einen Beherrschungs- und Gewinnabführungsvertrag mit der Muttergesellschaft verbunden sind, und für die durch die STEAG GmbH operative und Verwaltungsdienstleistungen erbracht werden, zeigt sich dies im sehr positiven Finanzergebnis. Dennoch ist auch dies von 2006 bis 2010 stark von 328,6 Mio. auf 134,4 Mio. oder um 59,1 % zurückgegangen. Ein außerordentliches Ergebnis wurde nur 2010 mit -4,3 Mio. erzielt. Dies resultiert aus der Anwendung des BilMog, wodurch zusätzliche einmalige Pensionsrückstellungenen fällig wurden. Unter Berücksichtigung des Betriebs- und Finanzergebnisses sowie des außerordentlichen Ergebnisses und der gezahlten Ertragssteuern war auch der Jahresüberschuss nach Steuern von 2006 bis 2010 stark um 79,0 % rückläufig. Um die Shareholder mit einer Gewinnausschüttung in gewohnter Höhe zu befriedigen mussten 2010 zum ersten Mal sogar Gewinnrücklagen in Höhe von 50 Mio. aufgelöst werden. Dennoch ist zu konstatieren, dass die STEAG GmbH von 2006 bis 2010 insgesamt 827 Mio. Gewinn an die Anteilseigner ausgeschüttet hat. Das Gesamtvermögen der STEAG GmbH zeigt für die Jahre 2006 und 2010 die folgende Struktur: 59

66 Vermögensstruktur STEAG GmbH in Mio Anlagevermögen 1.159, ,9 Umlaufvermögen 547,7 401,4 Gesamtvermögen 1.707, ,3 davon Finanzaktiva 1.033, ,9 Quote Finanzaktiva 60,5 % 66,2 % Anlagenquote 67,9 % 75,4 % Umlaufvermögensquote 32,1 % 24,6 % Relation AV:UV 2,1 3,1 Deckungsgrad 44,8 % 51,6 % Nettoinvestitionen (Sachanlagen) 22,9 28,0 Abschreibungen (Sachanlagen) 12,0 10,9 Investitionsquote 1,3 % 1,6 % Abschreibungsquote 0,7 % 0,6 % Anlagenabnutzungsgrad 92,9 % 90,1 % Investitionsdeckung 52,4 % 38,9 % Das Gesamtvermögen der STEAG GmbH (die gesamte Investition) belief sich 2010 auf 1.630,3 Mio. (2006: 1.707,6 Mio. ). Der Rückgang des Vermögens um gut 4,5 % oder 77,3 Mio. ist Wertminderungen im Anlagevermögen und planmäßigen Abschreibungen geschuldet. Das Sachanlagevermögen kommt bezogen auf das Gesamtvermögen 2010 auf eine Quote von 75,4 % (2006: 67,9 %). Die Relation Anlagevermögen zu Umlaufvermögen lag 2010 bei 3,1 und 2006 bei 2,1. Sehr hoch ist die Quote der Finanzaktiva. Sie lag 2010 bei 66,2 % und 2006 bei 60,5 %. Der Grund liegt in den vielen Beteiligungen und Tochterunternehmen der STEAG GmbH. Der Deckungsgrad des Anlagevermögens (Eigenkapital : Anlagevermögen) lag 2010 bei 51,6 % (2006: 44,8 %). Er zeigt die Fristenkongruenz. Demnach soll kurz- und langfristiges Vermögen durch kurz- und langfristig gebundenes Kapital finanziert werden. Demnach sollten Werte > 1 vorliegen. Diese goldene Bilanzregel wird demnach bei der STEAG GmbH nicht erreicht bzw. sogar weit verfehlt. Langfristig gebundene Aktiva werden demnach primär mit kurzfristig gebundenem Kapital refinanziert. Die Nettoinvestitionen (Sachanlagen) übertrafen sowohl 2010 mit 28,0 Mio. als auch 2006 mit 22,9 Mio. weit die Abschreibungsbeträge auf Sachanlagen in Höhe von 10,9 Mio. (2010) und 12,0 Mio. (2006). Demnach lag ein hohes Unternehmenswachstum vor. Dies zeigt die Investitionsquote (Nettoinvestitionen : Sachanlagen zu historischen Anschaffungskosten) als auch die, wenn auch rückläufige Investitionsdeckungsquote 60

67 mit 38,9 % im Jahr 2010 (2006: 52,4 %). Darüber hinaus zeigt die Abschreibungsquote (Abschreibungen auf Sachanlagen des Geschäftsjahres : Sachanlagen zu historischen Anschaffungs- oder Herstellungskosten) inwieweit durch Abschreibungen auf das Sachanlagevermögen stille Reserven zu Lasten des Gewinns gebildet (Quote steigt) oder zu Gunsten des Gewinns aufgelöst wurden (Quote sinkt). Hier liegt realiter bei der STEAG mit einem Quotenwert von 0,6 % in 2010 und einem Wert von 0,7 % in 2006 eine leichte Auflösung stiller Reserven vor. Eine weitere wichtige Größe ist der Anlagenabnutzungsgrad (kumulierte Abschreibungen auf das Sachanlagevermögen : Sachanlagevermögen zu historischen Anschaffungskosten). Hierdurch wird der Modernisierungsgrad der investierten Anlagen angezeigt. Je höher (niedriger) diese Kennzahl ausfällt, desto höher (Niedriger) ist das durchschnittliche Alter der Sachanlagen und umso größer (niedriger) der zukünftige Investitionsnachholbedarf für Modernisierungsmaßnahmen. Hier kann man bei der STEAG GmbH bei einem Modernisierungsgrad von 92,9 % (2006) und einem leicht verbesserten Wert in Höhe von 90,1 % in 2010 von einem in Summe alten Sachanlagenpark ausgehen, der in der Vergangenheit auf stark zurückgestaute Investitionen schließen lässt. Wie wurde das Gesamtvermögen der STEAG GmbH finanziert? Dies zeigt die folgende Finanzierungsstruktur in der Tabelle: Finanzierungsstruktur STEAG GmbH in Mio Eigenkapital 519,2 633,9 Fremdkapital 1.188,6 996,4 davon Bankverbindlichkeiten 22,5 0,7 Bankverbindlichkeiten bezogen 1,3 % 0,04 % auf Gesamtkapital Eigenkapitalquote 30,4 % 38,9 % Statischer Verschuldungsgrad 43,7 % 63,6 % Cash Flow 361,0 83,6 Innenfinanzierungsquote 1.576,4 % 298,6 % Die Eigenkapitalquote lag 2010 bei 38,9 % (2006: 30,4 %). Dies kann als eine komfortable Quote bezeichnet werden, zumal nur geringe Bankverbindlichkeiten mit einer Quote bezogen auf das Gesamtkapital in Höhe von 0,04 % (2010) und 1,3 % (2006) vorliegen. Auch der Cash Flow übersteigt bei weitem die Investitionen, was die mehr 61

68 als hohe Innenfinanzierungsquote für das Sachanlagevermögen mit 298,6 % (2010) und sogar 1.576,4 % (sic!) für 2006 zeigt. Wichtig ist bei der Finanzierung des Vermögens der statische Verschuldungsgrad (Eigenkapital : Fremdkapital). Dieser betrug ,6 % und ,7 %. Dabei kann allerdings ein optimales Verhältnis von Eigen- und Fremdkapital als eine allgemeingültige Regel nicht formuliert werden. Generell kann man lediglich sagen: da bei größerem Eigenkapitalanteil die finanzielle Stabilität höher ist, sollte bei größerem Ertragsrisiko auch der Eigenkapitalanteil entsprechend größer sein. 130 Dabei zeigt der Leverage Effekt 131, daß der Einfluß des Verschuldungsgrades auf die Eigenkapitalrendite und das Risiko entscheidend vom Verhältnis zwischen Investitionsrendite (= Gesamtkapitalrendite) und Fremdkapitalkosteneinsatz (=Fremdkapitalzinslast) abhängt. 132 Die Daten dazu sind der folgenden Tabelle zu entnehmen. Zuvor sei aber noch auf die Umsatzrendite verwiesen, die den je Euro Umsatz verbleibenden Gewinnbeitrag (= Gewinnspanne) vor Ertragssteuern misst hat die STEAG GmbH demnach je 100 Umsatz unglaubliche 40,70 Gewinn (sic!) erzielt waren es auch noch 15,90 je 100 Umsatz. Rentabilitäten vor Ertragssteuern der STEAG GmbH Umsatzrendite 40,7 % 15,9 % Eigenkapitalrentabilität 62,5 % 16,8 % Fremdkapitalzinslast 1,1 % 3,7 % Gesamtkapitalrendite -0,2 % -1,4% Kapitalproduktivität 0,0958 0,0683 Mehrwertquote -2,5% -21,2% Der Leverage Effekt zeigt bei den unterschiedlichen Kapitalrenditen, dass die Eigenkapitalrentabilität für r p > 0 mit wachsendem (sinkendem) Verschuldungsgrad zunimmt (abnimmt), und zwar proportional für EK = konstant (zusätzliche Fremdfinanzierung) und progressiv für GK = konstant (Substitution von Eigenkapital durch Fremdkapital. Dieser Gewinnchance steht das Risiko entgegen, daß die Investitionsrendite sinkt o- 130 Coenenberg, Adolf G., Jahresabschluß und Jahresabschlußanalyse, 9. Aufl., Landsberg a. Lech 1987, S G = r * EK + (r p) * FK bzw. G/EK = r + (r p) * FK/EK; G = Gewinn, EK = Eigenkapital, FK = Fremdkapital, r = Investitionsrendite (= Gesamtkapitalrendite), G/EK = Eigenkapitalrentabilität, p = Fremdkapitalzinslast 132 Coenenberg, Adolf G., Jahresabschluß und Jahresabschlußanalyse, a.a.o., S

69 der/und das Zinsniveau derart steigt, daß r p < 0 wird. Die Eigenkapitalrendite sinkt dann unter die Gesamtkapitalrendite; u.u. kommt es zu Verlusten und somit zum Eigenkapitalverzehr. Dieses Risiko in der angelsächsischen Literatur als financial leverage-risk bezeichnet schlägt umso stärker zu Buche, je höher der Verschuldungsgrad ist. 133 Für die STEAG GmbH zeigt sich hier, dass es nicht richtig war den Verschuldungsgrad von 43,7 % (2006) auf 63,6 % (2010) zu erhöhen, weil das Zinsniveau des Fremdkapitals mit 3,7 % oberhalb der Gesamtkapitalrendite von -21,2 % in 2010 lag. Der Effekt auf die Eigenkapitalrentabilität war entsprechend negativ. Diese ging von 62,5 % auf 16,8 % entsprechend stark zurück. Der Rückgang der Gesamtkapitalrendite kann auch anhand der Kapitalproduktivität (Wertschöpfung : Gesamtkapital) und der Mehrwertquote (Gewinn + Zinsen : Wertschöpfung) gezeigt werden. Beide, sowohl die Kapitalproduktivität als auch die Mehrwertquote (sogar extrem stark) gingen 2010 zurück (vgl. die Tab. Rentabilitäten vor Ertragssteuern) STEAG-Konzern Neben der Evonik STEAG GmbH (als Einzelabschluss mit den inländischen Beteiligungen) werden in den Konzernabschluss zusätzlich alle wesentlichen in- und ausländischen Tochterunternehmen (davon 29 im Inland und 19 im Ausland) einbezogen, die die Evonik STEAG GmbH unmittelbar oder mittelbar beherrscht. Wesentliche assoziierte Unternehmen sowie Gemeinschaftsunternehmen (davon 10 im Inland ein Unternehmen im Ausland) werden nach der Equity-Methode bilanziert, wenn ein maßgeblicher Einfluss ausgeübt werden kann bzw. diese gemeinschaftlich geführt werden. Der Konzernabschluss wurde dabei insgesamt für die Jahre 2010 und 2011 nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) aufgestellt. Der STEAG-Konzern erzielte 2011 Netto-Umsatzerlöse in Höhe von 3.066,9 Mio.. Die Umsatzrendite vor Ertragssteuern lag dabei 2010 bei 9,1 % und 2011 bei nur noch 0,9 %. Der Jahresüberschuss nach Ertragssteuern belief sich auf nur 4,9 Mio. in 2011 und die Eigenkapitalrentabilität nach Ertragssteuern betrug nur 0,4 %. Im Jahr 2010 lag der Jahresüberschuss nach Ertragssteuern noch bei 203,5 Mio., was einer Eigenkapitalrentabilität von 13,9 % entsprach. Der drastische Rückgang der Werte in einer 133 Ebenda, S

70 sehr hohen Wertberichtigung des Kraftwerks Walsum 10 in Höhe von 240,6 Mio. geschuldet. Die Netto-Umsatzerlöse des STEAG-Konzerns betrugen im Jahr 2010 noch 2.809,4 Mio.. Damit lag der Umsatzerlös 2011 um 9,2 % höher. Dies ist im Wesentlichen auf höhere Steinkohlepreise als Bestandteil des Strompreises und des Kohlehandels zurückzuführen. Auch der Geschäftsbereich Erneuerbare Energien und Dezentrale Anlagen hatte einen wesentlichen Anteil an der Umsatzsteigerung. Die Vorjahreswerte enthalten Umsatzerlöse von 239,3 Mio. der im Vorjahr verkauften Gesellschaften RVG GmbH und WSA GmbH sowie Umsatzerlöse von 55,4 Mio. des im Vorjahr verkauften Geschäftsgebiets Koks. Unter Berücksichtigung dieser Umsatzerlöse fällt der Anstieg gegenüber dem Vorjahr noch deutlicher aus. 134 Von den Netto-Umsatzerlösen entfielen 2011 aber lediglich 9,0 % auf Erneuerbare Energie und Dezentrale Anlagen. Die Kraftwirtschaft belegte 91 % der Netto- Umsatzerlöse. Unter Berücksichtigung von Bestandsveränderungen und andere aktivierte Eigenleistungen betrug die Gesamtleistung des STEAG-Konzerns ,3 Mio. (2010: 2.810,2 Mio. ). Dies entsprach einer Steigerungsrate von 9,3 %. Berücksichtigt man die sonstigen betrieblichen Erträge, so ergibt sich der Produktionswert. Dieser lag 2011 bei 3.291,6 Mio. (2010: 2.995,3 Mio. ). Hier zeigt sich eine Steigerung um 9,9 %. Nach Abzug aller Vorleistungen betrug die Wertschöpfung des STEAG-Konzerns ,8 Mio. (2010: 678,3 Mio. ). Dies war gegenüber 2010 ein starker Rückgang um 30,6 %. Im Wesentlichen ist auch dies auf eine Wertberichtigung des Kraftwerks Walsum 10 zurückzuführen. Die Wertschöpfungsquote lag 2011 bei 22,6 % (2010: 14,3 %). Eine Strukturanalyse des Gesamtergebnisses zeigt für 2011 ein Betriebsergebnis vor Ertragssteuern in Höhe von 333,1 Mio. (2010: 75,7 Mio. ) und ein negatives Finanzergebnis von -76,4 Mio. (2010: - 48,1 Mio. ). Das außerordentliche Ergebnis war 2010 und 2011 jeweils Null. Hieraus errechnet sich ein Jahresüberschuss vor Ertragssteuern im Jahr 2011 in Höhe von 256,7 Mio. (2010: 27,6 Mio. ) und ein Jahresüberschuss nach Ertragssteuern von 203,5 Mio. (2010: 4,9 Mio. ). Das Ergebnis ist demnach 2011 enorm auf Grund der Wertberichtigung des Kraftwerks Walsum 10 eingebrochen. 134 Konzerngeschäftsbericht STEAG

71 Die Wertschöpfungsverteilungsrechnung zeigt für die Jahre 2010 und 2011 das folgende Ergebnis: Wertschöpfungsverteilungsrechnung STEAG-Konzern in Mio Gewinn Eigentümer 233,1 4,9 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 % Die Lohnquote ist von 50,9 % auf 83,9 % stark gestiegen, während die Mehrwertquote von 49,1 % auf 16,1 % gesunken ist. Dabei war der enorm hohe Rückgang der Mehrwertquote einem heftigen Rückgang der Gewinnquote von 34,4 % auf 1,2 % geschuldet, während die Zinsquote mit knapp 15 % stabil war. Auch hier erklärt sich das stark veränderte Ergebnis fast ausschließlich aus der Wertberichtigung des Kraftwerks Walsum 10. Im STEAG-Konzern waren Ende Mitarbeiter beschäftigt. Mehr als 30 % davon im Ausland Mitarbeiter fanden in der Kraftwirtschaft (79,6 %), 804 im Bereich Erneuerbare Energien und Dezentrale Anlagen (13,9 %) und 373 in der zentralen Verwaltung (6,5 %) Beschäftigung. Die Arbeitsproduktivität (Wertschöpfung in Relation zur Beschäftigtenzahl) lag 2010 noch bei durchschnittlich je Mitarbeiter ging sie auf oder um 42,1 % zurück. Dies lag sowohl an einer stark rückläufigen Wertschöpfung um 30,6 % (wegen der hohen Wertberichtigung beim Kraftwerk Walsum 10) als auch an einem Beschäftigungszuwachs auf Grund einer Erstkonsolidierung der STEAG Energy Services (India) und der Energetyka Cieplna (Polen) sowie den Ausbau der Geschäftstätigkeit bei den Gesellschaften STEAG Energy Services (USA) und STEAG Energy Services do Brasil. Darüber hinaus erhöhte sich die Zahl der Beschäftigten im Bereich Verwaltung im Zuge des Aufbaus der unternehmerischen Selbständigkeit der STEAG GmbH im Zusammenhang mit dem Eigentümerwechsel Anfang

72 Das Gesamtvermögen (die Investition) des STEAG-Konzerns belief sich im Jahr 2011 auf 4.075,5 Mio. (2010: 4.333,9 Mio. ). Vermögensstruktur STEAG-Konzern in Mio Anlagevermögen 2.745, ,6 Umlaufvermögen 1.594, ,9 Gesamtvermögen 4.333, ,5 davon Finanzaktiva 2.166, ,1 Quote Finanzaktiva 50,0 % 51,0 % Anlagenquote 63,3 % 61,6 % Umlaufvermögensquote 36,7 % 38,4 % Relation AV:UV 1,7 1,6 Deckungsgrad 53,3 % 53,0 % Nettoinvestitionen (Sachanlagen) 163,4 140,4 Abschreibungen (Sachanlagen) 78,2 79,1 Investitionsquote 3,8 % 3,2 % Abschreibungsquote 1,8 % 1,8 % Anlagenabnutzungsgrad 35,4 % 29,1 % Investitionsdeckung 47,9 % 56,3 % Der Rückgang des Vermögens um gut 5,9 % oder 258,4 Mio. ist im Wesentlichen Wertminderungen im Anlagevermögen (Walsum 10) und planmäßigen Abschreibungen geschuldet. Das Sachanlagevermögen kommt bezogen auf das Gesamtvermögen 2011 auf eine Quote von 61,6 % (2010: 63,3%). Die Relation Anlagevermögen zu Umlaufvermögen lag 2011 bei 1,6 und 2010 bei 1,7. Sehr hoch ist die Quote der Finanzaktiva. Sie lag 2010 bei 50,0 % und 2011 bei 51,0 %. Der Grund liegt in den vielen Beteiligungen und Tochterunternehmen des STEAG-Konzerns. Der Deckungsgrad des Anlagevermögens (Eigenkapital : Anlagevermögen) lag 2011 bei 53,0 % (2010: 53,3 %). Die goldene Bilanzregel wird demnach auch im STEAG- Konzern weit verfehlt. Die Nettoinvestitionen (Sachanlagen) übertrafen sowohl 2010 mit 163,4 Mio. als auch 2011 mit 140,4 Mio. weit die Abschreibungsbeträge auf Sachanlagen in Höhe von 78,2 Mio. (2010) und 79,1 Mio. (2011). Demnach lag ein hohes Unternehmenswachstum vor. Dies zeigt die Investitionsquote (Nettoinvestitionen : Sachanlagen zu historischen Anschaffungskosten) als auch die Investitionsdeckungsquote mit 56,3 % im Jahr 2011 (2010: 47,9 %). Hier liegt bei der STEAG mit einem Quotenwert von 1,8 % in 2010 und 66

73 2011 hinsichtlich des Anlagevermögens weder eine Auflösung noch eine Bildung stiller Reserven vor. Bei einem Modernisierungsgrad von 35,4 % (2010) und einem noch stark verbesserten Wert in Höhe von 29,1 % in 2011 kann man von einem modernen Sachanlagenpark ausgehen, so dass über den gesamten Konzern hinweg rückblickend keine zurückgestauten Investitionen vorliegen. Dies muss aber relativiert werden. Da im Konzernabschluss auch sämtliche Auslandsaktivitäten und damit auch die vergleichsweise modernen Auslandskraftwerke im Anlagevermögen bilanziert und nicht abgeschrieben sind, liegt für den Konzern ein höherer Modernisierungsgrad als für die die STEAG-GmbH vor. Im Mutterunternehmen werden dagegen sämtliche, weitgehend abgeschriebene hiesige Kraftwerksanlagen bilanziert. Das Gesamtvermögen im STEAG-Konzern wurde u.a. mit einer Eigenkapitalquote von 32,6 % (2011) (2010: 33,7 %) finanziert. Finanzierungsstruktur STEAG-Konzern in Mio Eigenkapital 1.463, ,0 Fremdkapital 2.876, ,5 davon Bankverbindlichkeiten 1.512, ,0 Bankverbindlichkeiten bezogen 34,9 % 31,4 % auf Gesamtkapital Eigenkapitalquote 33,7 % 32,6 % Statischer Verschuldungsgrad 50,9 % 48,4 % Cash Flow 295,4 382,9 Innenfinanzierungsquote 180,8 % 272,7 % Dies kann als eine komfortable Quote bezeichnet werden. Relativ hoch sind allerdings dafür die Bankverbindlichkeiten mit einer Quote bezogen auf das Gesamtkapital in Höhe von 34,9 % (2010) und 31,4 % (2011). Dennoch liegt über den Cash Flow eine hohe Innenfinanzierungsquote für das Sachanlagevermögen mit 180,8 % (2010) und sogar 272,7 % für 2011 vor. 67

74 Rentabilitäten vor Ertragssteuern des STEAG-Konzerns Umsatzrendite 9,1 % 0,9 % Eigenkapitalrentabilität 17,5 % 2,1 % Fremdkapitalzinslast 3,5 % 2,5 % Gesamtkapitalrendite 7,7 % 1,9 % Kapitalproduktivität 0, ,11552 Mehrwertquote 49,1 % 16,1 % Der statische Verschuldungsgrad (Eigenkapital : Fremdkapital) betrug ,9 % und ,4 %. Für den STEAG-Konzern zeigt sich hier, dass es richtig war, den Verschuldungsgrad von 50,9 % auf 48,4 % zu senken, weil das Zinsniveau des Fremdkapitals mit 2,5 % oberhalb der Gesamtkapitalrendite von 1,9 % in 2011 lag. Der Effekt auf die Eigenkapitalrentabilität war trotzdem entsprechend negativ. Diese ging von 17,5 % auf 2,1 % zurück und kam gefährlich in die Nähe der Gesamtkapitalrendite, da der Verschuldungsgrad nicht adäquat abgebaut wurde. Der Rückgang der Gesamtkapitalrendite kann auch anhand der Kapitalproduktivität (Wertschöpfung : Gesamtkapital) und der Mehrwertquote (Gewinn + Zinsen : Wertschöpfung) gezeigt werden. Beide, sowohl die Kapitalproduktivität von 0,15629 % auf 0,11552 % als auch die Mehrwertquote (sogar extrem stark) von 49,1 % auf 16,1 % gingen 2011 zurück. Im Folgenden sollen nun auch die einzelnen sieben Gesellschafter der KSBG, die 51 % an der STEAG GmbH hält, auf ihre wirtschaftliche Potenz hin untersucht werden. Dabei wurden ebenso alle zur Verfügung stehenden und veröffentlichten Geschäftsberichte im zuvor schon gezeigten betriebswirtschaftlichen Duktus ausgewertet. Diese Analyse ist in sofern wichtig, weil hiermit untersucht werden soll, ob die Gesellschafter der STEAG diese im Fall einer wo möglichen wirtschaftlichen Krise mit weiteren Geldmitteln (Eigenkapitalzuführung) unterstützen könnten? Stadtwerke Duisburg AG Im Jahr 2010 erzielte die Stadtwerke Duisburg AG Brutto-Umsatzerlöse in Höhe von 836,6 Mio.. Darin enthalten sind 29,0 Mio. Stromsteuer und 12,5 Mio. Gassteuer, so dass sich die in der Gewinn- und Verlustrechnung verrechneten Netto-Umsatzerlöse auf 795,1 Mio. beliefen. Davon entfielen auf Strom 61,8 %, auf Gas 15,1 % und auf Fernwärme 6,8 %. Zwischen 2006 und 2010 stiegen die Netto-Umsatzerlöse um 55,7 % 68

75 (jahresdurchschnittlich um 11,7 %). Etwas weniger nahm im gleichen Zeitraum auf Grund von Bestandsveränderungen und sonstige aktiver Eigenleistungen die Gesamtleistung um 53,2 % zu (jahresdurchschnittlich um 11,3 %). Die Stadtwerke Duisburg AG weist hohe sonstige betriebliche Erträge aus. Dazu zählen insbesondere Erträge aus der Personalüberlassung für Tochtergesellschaften, sowie Erträge aus Produktverrechnungen und Vergütungen nach dem Kraft-Wärme- Kopplungsgesetz. Ebenso werden hier Auflösungen von Rückstellungen sowie Erträge aus dem Abgang des Anlagevermögens und sonstige periodenfremde Erträge verbucht. Im Jahr 2010 betrugen die sonstigen betrieblichen Erträge 125,8 Mio.. Zwischen 2006 und 2010 gab es eine Steigerung um 266,8 % (jahresdurchschnittlich um 38,4 %). Zählt man die sonstigen betrieblichen Erträge zur Gesamtleistung hinzu, so erhält man den Produktionswert. Dieser hat von 2006 bis 2010 um 66,5 % zugelegt (jahresdurchschnittlich um 13,6 %). Produktionswert minus Materialaufwand ergibt den Rohertrag, der im gleichen Zeitraum nur um 3,2 % gestiegen ist (jahresdurchschnittlich um 0,8 %). Der Grund ist der weit überproportionale Anstieg der Materialaufwendungen um 131,3 %. Zieht man vom Rohertrag die Abschreibungen auf das Sach- und das Umlaufvermögen, die sonstigen betrieblichen Aufwendungen und die sonstigen Kostensteuern ab, so ergibt sich die Wertschöpfung, die zwischen 2006 und 2010 relativ stark schwankend um 2,4 % zurück ging (jahresdurchschnittlich um -0,6 %). Die Wertschöpfungsquote ist dabei ebenfalls stark rückläufig (von 2006 bis 2010 um 10,2 Prozentpunkte) und fällt für ein produzierendes Unternehmen mit 14,4 % im Jahr 2010 äußerst gering aus. Zieht man von der Wertschöpfung den Personalaufwand ab, so erhält man das Betriebsergebnis vor Ertragssteuern. Hier zeigt sich von 2006 bis 2010 ein Anstieg von 38,5 Mio. auf 61,9 Mio. um 60,8 % (jahresdurchschnittlich um 12,6 %). Das Finanzergebnis ist dagegen auf Grund hoher Zinsbelastungen steigend negativ (jahresdurchschnittlich um 17,7 %). Im Jahr 2010 betrug das Finanzergebnis -19,6 Mio.. Dies lag im Wesentlichen an hohen Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, die sich 2010 auf 123,2 Mio. beliefen, und die einen entsprechend hohen Zinsaufwand nach sich ziehen. Hinzu kamen 2010 gut 9,4 Mio. aus der Verlustübernahme der Stadtwerke Duisburg Netzgesellschaft mbh. 69

76 Ein außerordentliches Ergebnis wurde zwischen 2006 und 2010 nur im Jahr 2010 erzielt. Hier überstiegen die außerordentlichen Erträge die Aufwendungen um 5,9 Mio.. Die Erträge ergaben sich dabei aus der Auflösung von Personalrückstellungen durch den personellen Übergang der Mitarbeiter zur Stadtwerke Duisburg Netzgesellschaft mbh und die außerordentlichen Aufwendungen durch Effekte aus der Änderung des Bilanzrechtsmodernisierungsgesetzes (BiLMoG). Fasst man das Betriebsergebnis vor Ertragssteuern und das Finanzergebnis sowie das a- ußerordentliche Ergebnis zusammen und zieht davon die Ertragssteuern ab, so ergibt sich der Jahresüberschuss nach Ertragssteuern. Dieser betrug ,0 Mio.. Hier ist tendenziell seit 2006 ein starker Anstieg um 73,6 % (jahresdurchschnittlich um 14,8 %) zu verzeichnen. Der Gewinn wurde fast zu 100 % an die Eigner der Stadtwerke (gemäß ihrer jeweiligen Anteile (vgl. Kap. 2.2)) abgeführt. Die Verteilung der Wertschöpfung auf Arbeits- und Kapitalerträge zeigt zwischen 2006 und 2010 eine sehr starke Abnahme der Lohnquote. Diese ging von 71,7 % auf 53,4 % bzw. um 18,3 Prozentpunkte zurück. Dafür stieg die Mehrwertquote (Gewinn und Zins) entsprechend von 28,3 % auf 46,6 % an. Die Zinsquote innerhalb der Mehrwertquote ist dabei mit 11,6 Prozentpunkten sehr hoch, was wiederum Spiegelbild der hohen Bankkredite ist. Insgesamt lag hier eine kräftige Umverteilung der Wertschöpfung zu Lasten der Arbeitseinkommen vor. Jahresdurchschnittlich waren im Jahr 2010 bei der Stadtwerke Duisburg AG Mitarbeiter plus 80 Auszubildende beschäftigt. Die durchschnittliche Arbeitsproduktivität je Beschäftigten lag 2010 bei Im Jahr 2006 lag sie bei je Mitarbeiter. Der Anstieg ist auf einen Personalabbau von Beschäftigten (2006) auf (2010) zurückzuführen. Dabei geht der Personalabbau überwiegend auf eine Ausgliederung von 436 Mitarbeitern in 2010 zur Stadtwerke Duisburg Netzgesellschaft mbh zurück. 70

77 Vermögensstruktur Stadtwerke Duisburg AG in Mio Anlagevermögen 536,9 489,0 Umlaufvermögen 87,0 144,2 Gesamtvermögen 623,9 633,2 davon Finanzaktiva 6,8 16,1 Quote Finanzaktiva 1,1 % 2,5% Anlagenquote 86,1 % 77,2 % Umlaufvermögensquote 13,9 % 22,8 % Relation AV:UV 6,2 3,4 Deckungsgrad 38,8 % 40,3 % Nettoinvestitionen (Sachanlagen) 44,9 38,7 Abschreibungen (Sachanlagen) 50,4 45,5 Investitionsquote 2,5 % 2,0 % Abschreibungsquote 2,8 % 2,4 % Anlagenabnutzungsgrad 71,5 % 75,9 % Investitionsdeckung 112,2 % 117,6 % Das Gesamtvermögen der Stadtwerke Duisburg AG (die gesamte Investition) belief sich 2010 auf 633,2 Mio. (2006: 623,9 Mio. ). Der Anstieg des Vermögens um 1,5 % (jahresdurchschnittlich 0,4 %) oder 9,3 Mio. ist planmäßigen Abschreibungen geschuldet, die oberhalb der jährlichen Investitionen lagen. Das Sachanlagevermögen kommt bezogen auf das Gesamtvermögen 2010 auf eine Quote von 77,2 % (2006: 86,1 %). Die Relation Anlagevermögen zu Umlaufvermögen lag 2010 bei 3,4 und 2006 bei 6,2. Die Quote der Finanzaktiva ist sehr gering. Sie lag im Jahr 2006 bei nur 1,1 % und 2006 bei 2,5 %. Der Deckungsgrad des Anlagevermögens (Eigenkapital : Anlagevermögen) lag 2010 bei 40,3 % (2006: 38,8 %). Die goldene Bilanzregel (s.o.) wird demnach bei den Stadtwerken Duisburg nicht erreicht bzw. sogar weit verfehlt. Die Nettoinvestitionen (Sachanlagen) lagen zwischen 2006 und 2010 in keinem Jahr über den Abschreibungen auf Sachanlagen. Demnach war kein Unternehmenswachstum zu verzeichnen. Dies zeigt die Investitionsquote als auch die hohe Investitionsdeckungsquote mit 112,2 % im Jahr 2006 (2010: 117,6 %). Darüber hinaus dokumentiert die Abschreibungsquote mit einem Quotenwert von 2,8 % in 2006 und 2,4 % in 2010 eine Auflösung stiller Reserven zu Gunsten des Gewinns. Hinsichtlich des Anlagenabnutzungsgrads von 71,5 % (2006) und einem noch erhöhten Wert von 75,9 % in 2010 kann man bei der Stadtwerke Duisburg AG nicht von einem 71

78 modernen Sachanlagenpark ausgehen. Hier liegen in der Vergangenheit zurückgestaute Investitionen vor. Wie wurde das Gesamtvermögen der Duisburger Stadtwerke AG finanziert? Dies zeigt die folgende Finanzierungsstruktur in der Tabelle: Finanzierungsstruktur Duisburger Stadtwerke AG in Mio Eigenkapital 208,2 197,2 Fremdkapital 415,7 436,0 davon Bankverbindlichkeiten 132,1 123,2 Bankverbindlichkeiten bezogen 21,2 % 19,5 % auf Gesamtkapital Eigenkapitalquote 33,4 % 31,1 % Statischer Verschuldungsgrad 50,1 % 45,2 % Fremdkapitalzinslast 3,0 % 2,7 % Cash Flow 78,1 93,1 Innenfinanzierungsquote 173,9 % 240,6 % Die Eigenkapitalquote lag 2010 bei 31,1 % (2006: 33,4 %). Dies kann als eine komfortable Quote bezeichnet werden. Relativ hoch sind allerdings dafür die Bankverbindlichkeiten mit einer Quote bezogen auf das Gesamtkapital in Höhe von 21,2 % (2006) und 19,5 % (2010). Dennoch liegt über den Cash Flow eine hohe Innenfinanzierungsquote für das Sachanlagevermögen mit 173,9 % (2006) und sogar 240,6 % für 2010 vor. Der statische Verschuldungsgrad (Eigenkapital : Fremdkapital) lag 2006 bei 50,1 % und 2010 bei 45,2 %. Die Umsatzrendite betrug 2006 bei der Stadtwerke Duisburg AG je 100 Umsatz 5,50 Gewinn vor Ertragssteuern waren es 6,10 je 100 Umsatz. 72

79 Rentabilitäten vor Ertragssteuern der Stadtwerke Duisburg AG Umsatzrendite 5,5 % 6,1 % Eigenkapitalrentabilität 13,6 % 24,4 % Fremdkapitalzinslast 3,0 % 2,7 % Gesamtkapitalrendite 6,2 % 9,8 % Verschuldungsgrad 50,1 % 45,2 % Kapitalproduktivität 0,2178 0,2096 Mehrwertquote 28,3 % 46,6 % Die Eigenkapitalrentabilität vor Ertragssteuern verbesserte sich zwischen 2006 und 2010 kräftig. Sie ging von 13,6 % auf 24,4 % hoch. Auch die Gesamtkapitalrendite legte von 6,2 % auf 9,8 % zu. Der Anstieg der Gesamtkapitalrendite kann auch anhand der Kapitalproduktivität (Wertschöpfung : Gesamtkapital) und der Mehrwertquote (Gewinn + Zinsen : Wertschöpfung) gezeigt werden. Die Kapitalproduktivität ging dabei von 0,2178 auf 0,2096 zurück, während die Mehrwertquote kräftig zwischen 2006 und 2010 von 28,3 % auf 46,6 % anstieg (vgl. Tab. Rentabilitäten vor Ertragssteuern). An staatlichen Abgaben (Konzessionsabgabe, Strom- und Gassteuer, Ertragssteuern und Kostensteuern) führte die Stadtwerke Duisburg AG im Jahr 2010 insgesamt 71,1 Mio. ab. Dies waren 8,5 % bezogen auf die Brutto-Umsatzerlöse Stadtwerke Bochum GmbH Die Brutto-Umsatzerlöse der Stadtwerke Bochum GmbH betrugen ,6 Mio.. Die vereinnahmte und abgeführte Stromsteuer lag dabei bei 28,9 Mio. und die Erdgassteuer bei 14,2 Mio.. Folglich lagen die Netto-Umsatzerlöse bei 536,5 Mio.. Diese verteilten sich wie folgt: Strom (50,3 %), Gas (22,8 %), Fernwärme (9,3 %), Wasser (8,6 %) und sonstige Leistungen (9,0 %). Der Anstieg der Netto-Umsatzerlöse zwischen 2006 und 2010 betrug 30,1 % (jahresdurchschnittlich 6,8 %). Die Gesamtleistung unter Berücksichtigung der Bestandsveränderungen und aktivierten Eigenleistungen stieg zwischen 2006 und 2010 um 29,7 % (jahresdurchschnittlich um 6,7 %). Die sonstigen betrieblichen Erträge legten extrem stark im gleichen Zeitraum um 418,8 % (jahresdurchschnittlich um 50,9 %) zu. Dies war insbesondere auf das Jahr 2010 zurückzuführen. Hier kam es zu einer Zuschreibung von Erträgen von in Vorjahren vorgenommenen außerplanmäßigen Abschreibungen auf Versorgungs- und Verteilungsanlagen. Außerdem wurden Sonderposten für Investitionszuschüsse aufgelöst und eine bereits 2008 abgeschriebene Beteiligung wieder zugeschrieben, da der Grund für 73

80 die Abschreibung weggefallen ist. Wegen der hohen betrieblichen Erträge nahm auch der Produktionswert zwischen 2006 und 2010 bei der Stadtwerke Bochum GmbH um 34,2 % (jahresdurchschnittlich um 7,6 %) zu. Da aber die Materialaufwendungen stärker mit 39,3 % stiegen, wuchs der Rohertrag nur um 24,4 % (jahresdurchschnittlich um 5,6 %). Nach Abzug der Abschreibungen, der sonstigen betrieblichen Aufwendungen und der sonstigen Steuern ergibt sich die verteilbare Wertschöpfung. Diese legte von 82,1 Mio. (2006) auf 109,1 Mio. (2010) um 32,9 % (jahresdurchschnittlich um 7,4 %) zu. Da der Personalaufwand bei der Stadtwerke Bochum GmbH zwischen 2006 und 2010 um 15 % sank (was maßgeblich auf einen Personalabbau um 7,4 % zurückgeht), stieg das Betriebsergebnis vor Ertragssteuern kräftig um 148,1 % (jahresdurchschnittlich um 25,5 %). Das Finanzergebnis ist auf Grund hoher Erträge aus vielen Beteiligungen (vgl. Kap ) und Gewinnabführungen in einigen Jahren sogar größer als das Betriebsergebnis. Es expandierte von 2006 bis 2010 um 53,4 % (jahresdurchschnittlich um 11,3 %). Das außerordentliche Ergebnis ist in den Jahren 2009 und 2010 stark positiv. Dies lag an einer geänderten Bewertung der langfristigen Rückstellungen nach dem BilMoG gem. Art 67 Abs. 7 EGHGB. Der Jahresüberschuss nach Ertragssteuer war auf Basis der drei Teilergebnisse und nach Abzug der gezahlten Ertragssteuern von 2006 bis 2010 besonders in 2010 mit 104,8 Mio. immer positiv. Dabei wurde ein Großteil der Gewinne an die Shareholder ausgeschüttet, aber auch Vorsorge durch die Einstellung der Überschüsse in die Gewinnrücklagen getroffen. Die Wertschöpfungsverteilungsrechnung zeigt für die Jahre 2006 und 2010 das folgende Ergebnis: 74

81 Wertschöpfungsverteilungsrechnung Stadtwerke Bochum GmbH in Mio Gewinn Eigentümer 17,0 55,1 Zinsen Fremdkapitalgeber 7,1 4,7 Mehrwert 24,1 59,8 Arbeitserträge 58,0 49,3 Wertschöpfung 82,1 109,1 Wertschöpfungsquote 19,6 % 19,4 % Lohnquote 70,6 % 45,2 % Mehrwertquote 29,4 % 54,8 % Gewinnquote 20,7 % 50,5 % Zinsquote 8,7 % 4,3 % Hier fällt besonders der starke Rückgang der Lohnquote von 70,6 % (2006) auf 45,2 % (2010), um 25,5 Prozentpunkte, auf. Dafür erhöhte sich die Mehrwertquote (Gewinn und Zins) entsprechend von 29,4 % auf 54,8 % oder um 25,5 Prozentpunkte. Dies ist sowohl auf einen Anstieg der Wertschöpfung zwischen 2006 und 2010 um 32,9 % als auch um einen Rückgang des Personalaufwandes um 15,0 % im gleichen Zeitraum zurückzuführen. Waren 2006 noch 761 Mitarbeiter bei der Stadtwerke Bochum GmbH beschäftigt, so zählt das Jahr 2010 insgesamt noch 705 Mitarbeiter. Hinzu kamen 43 Auszubildende. Die Arbeitsproduktivität lag 2010 bei je Beschäftigten. Im Jahr 2006 waren es dagegen nur Dies ist ein Anstieg um 43,4 %. 75

82 Vermögensstruktur Stadtwerke Bochum GmbH in Mio Anlagevermögen 593,4 812,2 Umlaufvermögen 114,9 176,9 Gesamtvermögen 708,3 989,1 davon Finanzaktiva 431,7 650,7 Quote Finanzaktiva 60,9 % 65,8 % Anlagenquote 83,8 % 82,1 % Umlaufvermögensquote 16,2 % 17,9 % Relation AV:UV 5,2 4,6 Deckungsgrad 55,6 % 67,4 % Nettoinvestitionen (Sachanlagen) 11,2 15,3 Abschreibungen (Sachanlagen) 18,3 17,4 Investitionsquote 1,3 % 1,7 % Abschreibungsquote 2,1 % 1,9 % Anlagenabnutzungsgrad 81,5 % 82,4 % Investitionsdeckung 163,4 % 113,7 % Das Gesamtvermögen der Stadtwerke Bochum GmbH ist zwischen 2006 und 2010 um 39,6 % (jahresdurchschnittlich um 8,7 %) gewachsen. Davon das Anlagevermögen um 36,9 % und das Umlaufvermögen um 54,0 %. Die Finanzaktivaquote ist dabei auf Grund der vielfältigen Beteiligungen (siehe Kap. 2.2) mit 65,8 % im Jahr 2010 sehr hoch. Das Sachanlagevermögen lag 2010 bei einer Quote von 82,1 % (2006: 83,8 %). Die Relation Anlagevermögen zu Umlaufvermögen lag 2010 bei 4,6 und 2006 bei 5,2. Der Deckungsgrad des Anlagevermögens lag 2010 bei 67,4 % (2006: 55,6 %). Die goldene Bilanzregel wird bei den Stadtwerken Bochum nicht erreicht. Die Nettoinvestitionen (Sachanlagen) lagen zwischen 2006 und 2010 bis auf 2007 in keinem Jahr über den Abschreibungen auf Sachanlagen. Ein Unternehmenswachstum lag damit nicht vor. Dies zeigt sowohl die Investitionsquote als auch die hohe Investitionsdeckungsquote mit 163,4 % im Jahr 2006 (2010: 113,7 %). Die Abschreibungsquote führte bei den Stadtwerken Bochum mit einem Quotenwert von 2,1 % in 2006 und 1,9 % in 2010 zu einer Auflösung stiller Reserven zu Gunsten des Gewinns. Der Modernisierungsgrad der investierten Anlagen zeigt bei Werten von 81,5 % (2006) und einem Wert von 82,4 % in 2010 einen veralteten Sachanlagenpark an. Hier werden in Zukunft größere Investitionen fällig werden. 76

83 Finanzierungsstruktur Stadtwerke Bochum GmbH in Mio Eigenkapital 330,1 547,7 Fremdkapital 378,2 441,4 davon Bankverbindlichkeiten 148,9 194,2 Bankverbindlichkeiten bezogen 21,0 % 19,6 % auf Gesamtkapital Eigenkapitalquote 46,6 % 55,4 % Statischer Verschuldungsgrad 87,3 % 124,1 % Fremdkapitalzinslast 1,9 % 1,1 % Cash Flow 67,9 122,6 Innenfinanzierungsquote 606,3 % 801,3 % Die Eigenkapitalquote lag 2010 bei komfortablen 55,4 % (2006: 46,6 %). Relativ hoch sind die Bankverbindlichkeiten mit einer Quote bezogen auf das Gesamtkapital in Höhe von 21,0 % (2006) und 19,6 % (2010). Dennoch liegt über den Cash Flow eine extrem hohe Innenfinanzierungsquote für das Sachanlagevermögen mit 606,3 % (2006) und sogar mit 801,3 % für 2010 vor. Der statische Verschuldungsgrad (Eigenkapital : Fremdkapital) lag 2006 bei 87,3 % und 2010 bei 124,1 %. Die Umsatzrendite betrug 2006 bei der Stadtwerke Bochum GmbH je 100 Umsatz 11,80 Gewinn vor Ertragssteuern waren es sogar 21,20 je 100 Umsatz. Rentabilitäten vor Ertragssteuern der Stadtwerke Bochum GmbH Umsatzrendite 11,8 % 21,2 % Eigenkapitalrentabilität 14,8 % 20,8 % Fremdkapitalzinslast 1,9 % 1,1 % Gesamtkapitalrendite 3,4 % 6,0 % Verschuldungsgrad 87,3 % 124,1 % Kapitalproduktivität 0,1159 0, 1103 Mehrwertquote 29,4 % 54,8 % Die Eigenkapitalrentabilität vor Ertragssteuern verbesserte sich zwischen 2006 und 2010 kräftig von 14,8 % auf 20,8 %. Auch die Gesamtkapitalrendite legte von 3,4 % auf 6,0 % zu. Die Kapitalproduktivität ging dabei von 0,1159 auf 0,1103 leicht zurück, während die Mehrwertquote zwischen 2006 und 2010 von 29,4 % auf 54,8 % kräftig anstieg. 77

84 Dem Staat flossen als Abgaben (Konzessionsabgabe, Strom- und Gassteuer, Ertragssteuern und Kostensteuern) im Jahr 2010 insgesamt 76,9 Mio. zu. Dies waren 13,3 % bezogen auf die Brutto-Umsatzerlöse Dortmunder Stadtwerke AG (DSW 21) Die Netto-Umsatzerlöse der Dortmunder Stadtwerke AG beliefen sich 2010 auf 1.013,7 Mio.. Seit 2006 haben sie sich um 9,6 % erhöht (jahresdurchschnittlich um 2,3 %). Auch die Gesamtleistung nahm zwischen 2006 und 2010 um 9,6 % zu. Da die sonstigen betrieblichen Erträge um 33,7 % zulegten, nahm auch insgesamt der Produktionswert um 10,8 % zu. Der Materialeinsatz stieg dagegen mit 8,9 % geringer, so dass der Rohertrag um 13,3 % zunahm. Auch die Wertschöpfung nahm zwischen 2006 und 2010 stark um 18,8 % (jahresdurchschnittlich um 4,4 %) zu. Das Betriebsergebnis vor Ertragssteuern war von 2006 bis 2008 negativ. In den Jahren 2009 (48,7 Mio. ) und 2010 (42,2 Mio. ) verbesserte es sich dagegen enorm. Dadurch war von 2006 bis 2008 auch die Mehrwertquote negativ und erst in den Jahren 2009 und 2010 positiv. Die Lohnquote lag 2010 bei 84,1 %, während sie 2006 noch bei 118,6 % gelegen hatte. Dabei waren bei der Dortmunder Stadtwerke AG 2010 im Konzern jahresdurchschnittlich Mitarbeiter und 124 Auszubildende beschäftigt. Die Arbeitsproduktivität ist mit je Beschäftigten in 2010 sehr gering. In den Jahren 2006 bis 2008 fiel sie mit Werten von bis sogar noch wesentlich bescheidener aus. Auf Grund der vielen Beteiligungen der Dortmunder Stadtwerke AG ist das Finanzergebnis in allen Jahren positiv ausgefallen. Es stieg zwischen 2006 und 2010 jahresdurchschnittlich um 8,3 %. Das außerordentliche Ergebnis betrug ,4 Mio. 140 und ,2 Mio In den anderen Jahren lag es bei Null. Der Jahresüberschuss nach Ertragssteuern betrug ,7 Mio.. Er ist fast kontinuierlich seit 2006 von nur 7,4 Mio. angestiegen. Die Jahresüberschüsse wurden in allen Jahren als Bilanzgewinn thesauriert, was zu einer Ausweitung des Eigenkapitals um 272,2 Mio. führte. 140 Die außerordentlichen Erträge basieren dabei aus einem Zinsausgleich von Aktien, der bei der Fusion von RWE und VEW entstanden ist (vgl. Geschäftsbericht DSW 21, 2008, S. 94). 141 Die außerordentlichen Aufwendungen gehen hier auf die Umstellung auf das BilMoG gemäß Art. 67 Abs. 7 EGHGB zurück. 78

85 Das Gesamtvermögen der Dortmunder Stadtwerke erhöhte sich von 2006 bis 2010 um 22,6 % auf absolut 3.898,5 Mio.. Ebenso stieg die Finanzaktivaquote von 55,9 % auf 56,7 %. Dafür ging die Anlagenquote leicht auf 86,7 % zurück. Die Nettoinvestitionen lagen in allen Jahren über den Abschreibungswerten, was auf ein entsprechendes Unternehmenswachstum schließen lässt. Auch der Anlagenabnutzungsgrad ist sehr niedrig. Vermögensstruktur Dortmunder Stadtwerke AG (DSW 21) in Mio Anlagevermögen 2.827, ,3 Umlaufvermögen 351,5 519,2 Gesamtvermögen 3.178, ,5 davon Finanzaktiva 1.775, ,2 Quote Finanzaktiva 55,9 % 56,7 % Anlagenquote 88,9 % 86,7 % Umlaufvermögensquote 11,1 % 13,3 % Relation AV:UV 8,0 6,5 Deckungsgrad 49,8 % 45,7 % Nettoinvestitionen (Sachanlagen) 121,5 117,1 Abschreibungen (Sachanlagen) 71,5 75,7 Investitionsquote 4,5 % 3,8 % Abschreibungsquote 2,6 % 2,5 % Anlagenabnutzungsgrad 36,5 % 37,7 % Investitionsdeckung 58,8 % 64,6 % Bei der Finanzierung zeigen sich eine hohe Eigenkapitalquote von 44,3 % (2006) und immer noch bei einem relativ stärkeren Anstieg des Fremdkapitals zum Eigenkapital eine hohe Quote von 39,6 % in 2010 aber auch auf Grund von hohen Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten ein hoher statischer Verschuldungsgrad von 65,6 % in 2010 und eine hohe Fremdkapitalzinslastquote von 3,7 %. Dennoch lag die Innenfinanzierungsquote 2010 weit über 100 % (2006: 70,6 %). 79

86 Finanzierungsstruktur Dortmunder Stadtwerke AG (DSW 21) in Mio Eigenkapital 1.409, ,8 Fremdkapital 1.769, ,7 davon Bankverbindlichkeiten 751, ,0 Bankverbindlichkeiten bezogen 23,6 % 28,7 % auf Gesamtkapital Eigenkapitalquote 44,3 % 39,6 % Statischer Verschuldungsgrad 79,6 % 65,6 % Cash Flow 85,8 181,6 Innenfinanzierungsquote 70,6 % 155,1 % Rentabilitäten vor Ertragssteuern Dortmunder Stadtwerke AG (DSW 21) Umsatzrendite 0,7 % 10,7 % Eigenkapitalrentabilität 0,5 % 7,0 % Fremdkapitalzinslast 2,1 % 3,7 % Gesamtkapitalrendite -1,3 % 1,1 % Kapitalproduktivität 0,0701 0,0678 Mehrwertquote -18,6 % 15,9 % Mager fielen bei der Dortmunder Stadtwerke AG in Relation zu den anderen Stadtwerken die Rentabilitätskennziffern aus. Die Umsatzrendite vor Ertragssteuern lag 2010 allerdings bei satten 10,7 %, während sie 2006 nur auf einen Wert von 0,7 % kam. Die Eigenkapitalrendite nahm zwischen 2006 und 2010 von 0,5 % auf 7,0 % zu. Auch die Gesamtkapitalrentabilität konnte sich auf Grund eines starken Anstiegs der Mehrwertquote trotz eines Rückgangs der Kapitalproduktivität von -1,3 % auf 1,1 % verbessern. An Konzessionsabgabe führten die Dortmunder Stadtwerke von 2006 bis 2010 fast 204 Mio. an den Staat ab. Über Strom- und Gassteuern wurden in den Geschäftsberichten keine Angaben gemacht Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH Die Brutto-Umsatzerlöse der Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH lagen 2010 bei 844,9 Mio.. An Stromsteuer fielen 35,5 Mio. und an Energiesteuer 22,2 Mio. an. Die Netto-Umsatzerlöse betrugen 787,2 Mio.. Davon entfielen jeweils inkl. Strom- und Energiesteuer 366,1 Mio. (43,3 %) auf dem Stromverkauf, 216,6 Mio. (25,6 %) auf den Gasabsatz, 77,2 Mio. (9,1 %) auf Wassererlöse sowie zu 21,8 Mio. 80

87 (2,6 %) auf Fernwärme und 22,0 Mio. (2,6 %) auf den Verkauf von Nahwärme. Dazu kamen noch Netzpacht- und Dienstleistungseinnahmen in Höhe von 115,6 Mio. von der DEW21-Netzgesellschaft und 25,6 Mio. sonstige Erlöse. Stiegen die Netto-Umsatzerlöse zwischen 2006 und 2010 um 25,7 %, so nahm die Gesamtleistung auf Grund einer starken Zunahme der aktivierten Eigenleistungen sogar um 26,3 % zu. Da das Wachstum der sonstigen betrieblichen Erträge mit -10,7 % negativ war, stieg der Produktionswert von 2006 bis 2010 ein wenig geringer mit 25,1 % (jahresdurchschnittlich um 5,8 %). Der Materialaufwand nahm stark mit 38,7 % zu, so dass der Rohertrag nur noch eine Steigerungsrate von 3,5 % aufwies. Die Wertschöpfung konnte die Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH zwischen 2006 und 2010 aber um 21,5 % (jahresdurchschnittlich um 5 %) steigern. Die Wertschöpfungsquote lag um die 20 %. Bei einem rückläufigen Personalaufwand von - 17,1 % (die Zahl der Beschäftigten nahm um 4,6 % ab) expandierte das Betriebsergebnis vor Ertragssteuern kräftig um 97,3 %. Das Finanzergebnis war kumuliert von 2006 bis 2010 mit 30,7 Mio. negativ. Auch das außerordentliche Ergebnis lag mit 7,8 Mio. im Minus. Der Jahresüberschuss nach Ertragssteuern betrug dafür kumuliert 183,4 Mio.. Der Gewinn wurde voll an die Anteilseigner ausgeschüttet. Bei der Verteilung der Wertschöpfung kam es zu einem kräftigen Rückgang der Lohnquote von 66,3 % (2006) auf 45,2 % (2010). Invers stieg die Mehrwertquote von 33,7 % auf 54,8 %. 81

88 Vermögensstruktur Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH in Mio Anlagevermögen 607,8 773,2 Umlaufvermögen 153,8 152,8 Gesamtvermögen 761,6 926,0 davon Finanzaktiva 369,0 468,1 Quote Finanzaktiva 48,5 % 50,6 % Anlagenquote 79,8 % 83,5 % Umlaufvermögensquote 20,2 % 16,5 % Relation AV:UV 4,0 5,1 Deckungsgrad 37,3 % 31,7 % Nettoinvestitionen (Sachanlagen) 21,4 48,2 Abschreibungen (Sachanlagen) 22,7 27,0 Investitionsquote 2,2 % 3,5 % Abschreibungsquote 2,4 % 2,0 % Anlagenabnutzungsgrad 19,0 % 21,9 % Investitionsdeckung 106,1 % 56,0 % Beim Vermögen fällt ein starker Zuwachs von 21,6 % auf. Diese Steigerung resultiert ausschließlich aus einem Zuwachs des Anlagevermögens. Das Finanzvermögen ist auf Grund der vielfältigen Beteiligungen der Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH mit 50,6 % (2010) am gesamten Vermögen sehr hoch. Die Nettoinvestitionen wurden von 2006 bis 2010 um 125,2 % gesteigert. Die Investitionsdeckung ging deshalb extrem von 106,1 % auf 56,0 % zurück. Der Anlagenabnutzungsgrad (Modernisierungsgrad) ist sehr gering (hoch). Dies deckt sich mit den Investitionssteigerungen. Finanzierungsstruktur Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH in Mio Eigenkapital 227,0 245,3 Fremdkapital 534,6 680,7 davon Bankverbindlichkeiten 31,8 135,5 Bankverbindlichkeiten bezogen 4,2 % 14,6 % auf Gesamtkapital Eigenkapitalquote 29,8 % 26,5 % Statischer Verschuldungsgrad 42,5 % 36,0 % Cash Flow 51,3 57,0 Innenfinanzierungsquote 239,7 % 118,3 % 82

89 Die Finanzierungsstruktur der Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH zeigt eine starke Zunahme der Bankverbindlichkeiten bezogen auf das Gesamtkapital von 4,2 % (2006) auf 14,6 % (2010). Hätten die Anteilseigner weniger des erzielten Gewinns ausgeschüttet, hätte die Verschuldung nicht so hoch ausfallen müssen. Die Eigenkapitalquote ist auskömmlich und die Innenfinanzierungsquote übersteigt weit (wenn auch rückläufig) die 100 %-Marke. Rentabilitäten vor Ertragssteuern Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH Umsatzrendite 7,3 % 6,8 % Eigenkapitalrentabilität 20,2 % 21,9 % Fremdkapitalzinslast 0,3 % 3,0 % Gesamtkapitalrendite 6,4 % 10,4 % Kapitalproduktivität 0,1898 0,1897 Mehrwertquote 33,7 % 54,8 % Auch die Umsatzrendite vor Ertragssteuern ist mit 7 % gut. Dies gilt auch mit über 20 % für die Eigenkapitalrentabilität. Dabei hätte die Eigenkapitalrendite durch eine größere Verschuldung, die Fremdkapitalzinslast liegt weit unter der Gesamtkapitalrendite, noch wesentlich höher ausfallen können. Der Anstieg der Gesamtkapitalrentabilität von 6,4 % auf 10,4 % lag bei einer konstanten Kapitalproduktivität ausschließlich an einem kräftigen Anstieg der Mehrwertquote um 21,1 Prozentpunkte. An staatlichen Abgaben (Konzessionsabgabe, Strom- und Gassteuer, Ertragssteuern und Kostensteuern) wurden im Jahr 2010 von der Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH insgesamt 93,8 Mio. abgeführt. Dies waren 11,1 % bezogen auf die Brutto-Umsatzerlöse Stadtwerke Essen AG Im Jahr 2010 werden die Brutto-Umsatzerlöse der Stadtwerke Essen AG auf 308,1 Mio. beziffert. An Erdgas- und Stromsteuer wurden 18,2 Mio. an den Staat abgeführt, so dass die Netto-Umsatzerlöse bei 289,9 Mio. lagen. Davon entfielen auf Gaslieferungen 135,5 Mio., auf Wasserlieferungen 75,5 Mio. und 66,6 Mio. auf die Abwasserentsorgung sowie 5,1 Mio., auf Leistungen des Hafenbetriebs, 2,5 Mio. 83

90 auf Stromlieferungen und 1,8 Mio. auf die Auflösung von Ertragszuschüssen sowie auf sonstige Leistungen 2,9 Mio.. Die Netto-Umsatzerlöse gingen von 2006 bis 2010 um 7,3 % zurück. Auch die Gesamtleistung nahm um 7,5 % ab. Ebenso der Produktionswert um 3,0 %. Da der Materialaufwand um 5,4 % sank, stagnierte der Rohertrag. Dennoch ging die Wertschöpfung um 3,2 % auf Grund überproportionaler Steigerungen bei den sonstigen betrieblichen Aufwendungen zurück. Die Wertschöpfungsquote lag um die 25 %. Der Personalaufwand wurde um 12,3 % abgebaut nicht zuletzt durch einen Personalrückgang um 4,4 %. Auch dadurch stieg das Betriebsergebnis vor Ertragssteuern von 2006 bis 2010 um 32,1 % kräftig an (jahresdurchschnittlich um 7,2 %). Das Finanzergebnis war in allen Jahren positiv. Die Erträge aus Beteiligungen überstiegen bei weitem die Zinsaufwendungen. Ein außerordentliches Ergebnis wurde im Untersuchungszeitraum nicht erzielt. Unter Berücksichtigung aller drei Teilergebnisse und abgeführter Ertragssteuern realisierte die Stadtwerke Essen AG von 2006 bis 2010 einen kumulierten Jahresüberschuss nach Ertragssteuern in Höhe von 130,5 Mio.. Der Gewinn wurde voll an die Shareholder zur Ausschüttung gebracht. Die Wertschöpfungsverteilung zeigt einen Rückgang der Lohnquote von 79,4 % (2006) auf 71,9 % (2010). Im Gegenzug verändert sich die Mehrwertquote stieg von 20,6 % auf 28,1 %. 84

91 Vermögensstruktur Stadtwerke Essen AG in Mio Anlagevermögen 305,1 382,2 Umlaufvermögen 137,6 51,7 Gesamtvermögen 442,7 433,9 davon Finanzaktiva 6,3 14,4 Quote Finanzaktiva 1,4 % 3,3 % Anlagenquote 68,9 % 88,1 % Umlaufvermögensquote 31,1 % 11,9 % Relation AV:UV 2,2 7,4 Deckungsgrad 47,5 % 37,6 % Nettoinvestitionen (Sachanlagen) 28,3 45,7 Abschreibungen (Sachanlagen) 27,3 25,2 Investitionsquote 2,9 % 4,0 % Abschreibungsquote 2,8 % 2,2 % Anlagenabnutzungsgrad 69,8 % 68,4 % Investitionsdeckung 96,5 % 55,1 % Während das Anlagevermögen zwischen 2006 und 2010 um 25,3 % anstieg, ging das Umlaufvermögen um 62,4 % zurück. Dadurch kam es insgesamt nur zu einem leichten Rückgang des Vermögens um knapp 2 %. Die Finanzaktiva legte von 6,3 Mio. auf 14,4 Mio. oder um 128,6 % zu. Der Deckungsgrad des Anlagevermögens (Eigenkapital : Anlagevermögen) lag 2010 bei nur 37,6,0 % (2006: 47,5 %). Die goldene Bilanzregel wird demnach bei der Stadtwerke Essen AG weit verfehlt. Die Nettoinvestitionen (Sachanlagen) übertrafen sowohl 2010 mit 45,7 Mio. als auch 2006 mit 28,3 Mio. die Abschreibungsbeträge auf Sachanlagen in Höhe von 25,2 Mio. (2010) und 27,3 Mio. (2006). Demnach lag insgesamt ein Unternehmenswachstum im Untersuchungszeitraum in Höhe von 65,3 Mio. vor. Das Wachstum zeigt auch die Investitionsquote als auch die Investitionsdeckungsquote mit 96,5 % im Jahr 2006 und 55,1 % im Jahr Darüber hinaus zeigt die Abschreibungsquote bei der Stadtwerke Essen AG mit einem rückläufigen Quotenwert eine Auflösung stiller Reserven zu Gunsten des Gewinns. Der Anlagenabnutzungsgrad lag bei 69,8 % (2006) und weist 2010 einen leicht verbesserten Wert in Höhe von 68,4 % auf. Trotz vielfältiger getätigter Investitionen liegt immer noch kein moderner Sachanlagenpark vor. 85

92 Finanzierungsstruktur Stadtwerke Essen AG in Mio Eigenkapital 144,8 143,8 Fremdkapital 298,5 290,0 davon Bankverbindlichkeiten 118,6 191,7 Bankverbindlichkeiten bezogen 26,8 % 44,2 % auf Gesamtkapital Eigenkapitalquote 32,7 % 33,1 % Statischer Verschuldungsgrad 48,5 % 49,6 % Cash Flow 62,0 52,0 Innenfinanzierungsquote 219,1 % 113,8 % Die Finanzierungsstruktur der Stadtwerke Essen AG dokumentiert eine starke Zunahme der Bankverbindlichkeiten bezogen auf das Gesamtkapital von 26,8 % (2006) auf 44,2 % (2010). Dieser Anstieg wäre bei kumulierten und voll ausgeschütteten Gewinnen in Höhe von 130,5 Mio. nicht notwendig gewesen. Die Eigenkapitalquote ist komfortabel und auch die Innenfinanzierungsquote übersteigt weit (wenn auch rückläufig) die 100 %-Marke. Rentabilitäten vor Ertragssteuern Stadtwerke Essen AG Umsatzrendite 11,2 % 9,2 % Eigenkapitalrentabilität 24,2 % 18,6 % Fremdkapitalzinslast 2,2 % 2,7 % Gesamtkapitalrendite 3,8 % 5,1 % Kapitalproduktivität 0,1845 0,1823 Mehrwertquote 20,6 % 28,1 % Die Umsatzrendite vor Ertragssteuern ist mit 11,2 % (2006), und auch mit 9,2 % (2010), sehr gut. Dies gilt auch für die Eigenkapitalrentabilität. Diese hätte sogar noch durch eine Steigerung der Verschuldung, die Fremdkapitalzinslast liegt weit unter der Gesamtkapitalrendite, wesentlich höher ausfallen können. Dass die Gesamtkapitalrentabilität dabei von 3,8 % auf 5,1 % angestiegen ist, lag bei konstanter Kapitalproduktivität ausschließlich an einem kräftigen Anstieg der Mehrwertquote um 7,5 Prozentpunkte. 86

93 Die Abgaben an den Staat (Konzessionsabgabe, Strom- und Gassteuer, Ertragssteuern und sonstige Kostensteuern) betrugen im Jahr Mio. bzw. 11 % bezogen auf die Brutto-Umsatzerlöse Stadtwerke Dinslaken GmbH Die Brutto-Umsatzerlöse der Stadtwerke Dinslaken GmbH betrugen ,3 Mio.. Die vereinnahmte und abgeführte Stromsteuer lag dabei bei 3,9 Mio. und die Erdgassteuer bei 1,5 Mio.. Folglich lagen die Netto-Umsatzerlöse bei 172,9 Mio.. Die Umsatzerlöse wurden ausschließlich in Deutschland erzielt. Davon entfielen im Wesentlichen 92,9 Mio. auf den Wärmeverkauf (Fern- und Nahwärme), 47,9 Mio. auf den Stromverkauf und 15,1 Mio. auf den Gasabsatz sowie 6,0 Mio. auf den Wasserverkauf. Der Anstieg der Netto-Umsatzerlöse zwischen 2006 und 2010 betrug 24,7 % (jahresdurchschnittlich 5,7 %). Die Gesamtleistung stieg zwischen 2006 und 2010 ebenfalls um 24,7 %. Die sonstigen betrieblichen Erträge legten extrem stark im gleichen Zeitraum um 237 % (jahresdurchschnittlich um 35,5 %) zu. Dies war insbesondere auf das Jahr 2010 zurückzuführen. Auf Grund der hohen betrieblichen Erträge nahm auch der Produktionswert zwischen 2006 und 2010 um 28,8 % (jahresdurchschnittlich um 6,5 %) zu. Da aber die Materialaufwendungen stärker mit 34,7 % stiegen, stieg der Rohertrag nur um 22,0 % (jahresdurchschnittlich um 5,1 %). Nach Abzug der Abschreibungen, der sonstigen betrieblichen Aufwendungen und der sonstigen Steuern ergibt sich die verteilbare Wertschöpfung. Diese legte von 32,6 Mio. (2006) auf 47,8 Mio. (2010) um 46,6 % (jahresdurchschnittlich um 10,0 %) zu. Auch der Personalaufwand nahm bei der Stadtwerke Dinslaken GmbH zwischen 2006 und 2010 um 10,4 % zu. Trotzdem stieg das Betriebsergebnis vor Ertragssteuern durch die starke Zunahme der Wertschöpfung kräftig um 92,4 % (jahresdurchschnittlich um 17,8 %). Das Finanzergebnis war dagegen in allen Jahren negativ. Kumuliert lag es von 2006 bis 2010 bei -12,1 Mio.. Das außerordentliche Ergebnis war bis auf 2010 immer Null wurden einmalig 0,5 Mio. Aufwendungen wegen Anpassungen auf Grund der neuen Bewertungsvorschriften des BilMoG verbucht. 87

94 Der Jahresüberschuss nach Ertragssteuer war auf Basis der drei Teilergebnisse und nach Abzug der gezahlten Ertragssteuern von 2006 bis 2010 immer positiv. Kumuliert betrug er 60,9 Mio.. Davon wurden 18,3 Mio. an die Shareholder ausgeschüttet. Eine niedrige Lohnquote von 55,8 % (2006) geht bis 2010 noch weiter auf 42,1 % zurück. Dafür stieg die Mehrwertquote (Gewinn und Zins) entsprechend von 44,2 % auf 57,9 % an. Dies ist einem Anstieg der Wertschöpfung zwischen 2006 und 2010 um 46,6 % und einem Anstieg des Personalaufwandes um nur 10,4 % im gleichen Zeitraum geschuldet. Waren 2006 noch 334 Mitarbeiter bei der Stadtwerke Dinslaken GmbH beschäftigt, so zählt das Jahr 2010 insgesamt 305 Mitarbeiter. Die Arbeitsproduktivität lag 2010 bei je Beschäftigten. Im Jahr 2006 waren es dagegen nur Dies ist ein Anstieg um 60,6 %. Vermögensstruktur Stadtwerke Dinslaken GmbH in Mio Anlagevermögen 152,0 167,7 Umlaufvermögen 42,1 66,2 Gesamtvermögen 194,1 233,9 davon Finanzaktiva 1,6 2,6 Quote Finanzaktiva 0,8 % 1,1 % Anlagenquote 78,3 % 71,7 % Umlaufvermögensquote 21,7 % 28,3 % Relation AV:UV 3,6 2,5 Deckungsgrad 46,1 % 52,0 % Nettoinvestitionen (Sachanlagen) 8,4 18,4 Abschreibungen (Sachanlagen) 7,7 12,0 Investitionsquote 2,3 % 4,3 % Abschreibungsquote 2,1 % 2,8 % Anlagenabnutzungsgrad 61,5 % 61,3 % Investitionsdeckung 91,7 % 65,2 % Das Gesamtvermögen der Stadtwerke Dinslaken GmbH ist zwischen 2006 und 2010 um 20,5 % gestiegen. Davon das Anlagevermögen um 10,3 % und das Umlaufvermögen um 57,2 %. Die Quote der Finanzaktiva ist dabei mit 1,1 % im Jahr 2010 sehr gering. Das Sachanlagevermögen lag 2010 bei einer Quote von 71,7 % (2006: 78,3 %). Die Relation Anlagevermögen zu Umlaufvermögen betrug ,5 und ,6. Der Deckungsgrad des Anlagevermögens lag 2010 bei 46,1 % (2006: 52,0 %). Die goldene Bilanzregel wird bei den Stadtwerken Dinslaken damit nicht erreicht. 88

95 Die Nettoinvestitionen (Sachanlagen) lagen zwischen 2006 und 2010 immer weit über den Abschreibungen auf Sachanlagen. Damit lag ein kumuliertes Unternehmenswachstum in Höhe von 37,2 Mio. vor. Der Modernisierungsgrad der investierten Anlagen zeigt bei Werten von 61,5 % (2006) und einem Wert von 61,3 % in 2010 einen weitgehend veralteten Sachanlagenpark an, was auf einen umfangreichen Investitionsbedarf schließen lässt. Das Gesamtvermögen der Stadtwerke Dinslaken GmbH wurde wie folgt finanziert: Finanzierungsstruktur Stadtwerke Dinslaken GmbH in Mio Eigenkapital 70,0 87,2 Fremdkapital 124,1 146,7 davon Bankverbindlichkeiten 64,9 69,8 Bankverbindlichkeiten bezogen 33,4 % 29,8 % auf Gesamtkapital Eigenkapitalquote 36,1 % 37,3 % Statischer Verschuldungsgrad 56,4 % 59,4 % Cash Flow 20,1 27,9 Innenfinanzierungsquote 239,3 % 151,6 % Die Eigenkapitalquote lag 2010 bei guten 36,1 % (2006: 37,3 %). Relativ hoch sind die Bankverbindlichkeiten mit einer Quote bezogen auf das Gesamtkapital in Höhe von 33,4 % (2006) und 29,8 % (2010). Dennoch liegt über den Cash Flow eine hohe Innenfinanzierungsquote für das Sachanlagevermögen mit 239,3 % (2006) und mit 151,6 % für 2010 vor. Der statische Verschuldungsgrad (Eigenkapital : Fremdkapital) lag 2006 bei 56,4 % und 2010 bei 59,4 %. Die Umsatzrendite betrug 2006 bei der Stadtwerke Dinslaken GmbH je 100 Umsatz 8,51 Gewinn vor Ertragssteuern waren es sogar 14 je 100 Umsatz. 89

96 Rentabilitäten vor Ertragssteuern Stadtwerke Dinslaken GmbH Umsatzrendite 8,5 % 14,0 % Eigenkapitalrentabilität 16,9 % 27,8 % Fremdkapitalzinslast 3,3 % 2,4 % Gesamtkapitalrendite 7,4 % 11,8 % Kapitalproduktivität 0,1680 0,2044 Mehrwertquote 44,2 % 57,9 % Die Eigenkapitalrentabilität vor Ertragssteuern verbesserte sich zwischen 2006 und 2010 kräftig von 16,9 % auf 27,8 %. Auch die Gesamtkapitalrendite legte von 7,4 % auf 11,8 % zu. Dies lag sowohl an einem starken Anstieg der Kapitalproduktivität als auch an einem Anstieg der Mehrwertquote. Dem Staat erhielt 2010 Abgaben (Konzessionsabgabe, Strom- und Gassteuer, Ertragssteuern und Kostensteuern) von insgesamt 22,9 Mio.. Dies waren 12,8 % bezogen auf die Brutto-Umsatzerlöse Energieversorgung Oberhausen AG Die Netto-Umsatzerlöse der Energieversorgung Oberhausen AG sind zwischen 2006 und 2010 um 35,1 % gewachsen (jahresdurchschnittlich um 7,8 %). Auch die Gesamtleistung nahm um 35,4 % zu. Auf Grund eines Rückgangs der sonstigen betrieblichen Erträge stieg der Produktionswert von 2006 bis 2010 mit 28,9 % (jahresdurchschnittlich um 6,6 %). Der Materialaufwand nahm sehr stark mit 72,4 % zu, so dass der Rohertrag von 88,6 Mio. auf 73,9 Mio. um 16,6 % zurück ging. Auch die Wertschöpfung ging bei der Energieversorgung Oberhausen AG zwischen 2006 und 2010 um 12,5 % (jahresdurchschnittlich um 3,3 %) zurück. Dies ließ die Wertschöpfungsquote von 31,3 % (2006) auf 21,3 % (2010) um 10 Prozentpunkte stark sinken. Bei einem rückläufigen Personalaufwand von -20,9 % (die Zahl der Beschäftigten nahm dabei um 9,2 % ab) stieg das Betriebsergebnis vor Ertragssteuern von 16,6 Mio. (2006) auf 17,9 Mio. (2010) um 7,8 %. Das Finanzergebnis war kumuliert von 2006 bis 2010 mit 0,3 Mio. knapp positiv. Das außerordentliche Ergebnis lag dagegen über den Untersuchungszeitraum kumuliert mit 2,2 Mio. im Minus. Der Jahresüberschuss nach Ertragssteuern betrug insgesamt 65,0 Mio.. Der Gewinn wurde dabei voll an die Anteilseigner ausgeschüttet. 90

97 Bei der Verteilung der Wertschöpfung kam es zu einem kräftigen Rückgang der Lohnquote von 70,8 % (2006) auf 64,0 % (2010). Die Mehrwertquote stieg dafür von 29,2 % auf 36,0 %. Vermögensstruktur Energieversorgung Oberhausen AG in Mio Anlagevermögen 77,3 92,0 Umlaufvermögen 100,9 78,0 Gesamtvermögen 178,2 170,0 davon Finanzaktiva 13,2 4,2 Quote Finanzaktiva 7,4 % 2,5 % Anlagenquote 43,4 % 54,1 % Umlaufvermögensquote 56,6 % 45,9 % Relation AV:UV 0,8 1,2 Deckungsgrad 105,2 % 44,5 % Nettoinvestitionen (Sachanlagen) 10,8 19,4 Abschreibungen (Sachanlagen) 7,9 8,9 Investitionsquote 2,7 4,4 Abschreibungsquote 2,0 2,0 Anlagenabnutzungsgrad 84,1 % 80,6 % Investitionsdeckung 73,1 % 45,9 % Das Vermögen der Energieversorgung Oberhausen AG ist von 2006 bis 2010 um 4,6 % zurück gegangen. Dabei stieg das Anlagevermögen und das Umlaufvermögen ging zurück. Auch das Finanzvermögen war stark zurückläufig. Die Quote der Finanzaktiva ging von 7,4 % auf 2,5 % zurück. Die Nettoinvestitionen wurden von 2006 bis 2010 um 79,6 % gesteigert. Die Abschreibungen legten im gleichen Zeitraum um 12,7 % zu. Die Investitionsdeckung ging deshalb von 73,1 % auf 45,9 % zurück. Der Anlagenabnutzungsgrad (Modernisierungsgrad) ist mit über 80 % sehr hoch (gering). Auch hier dürften zukünftig massive Investitionen anstehen. 91

98 Finanzierungsstruktur Energieversorgung Oberhausen AG in Mio Eigenkapital 81,3 40,9 Fremdkapital 97,0 129,1 davon Bankverbindlichkeiten 0,0 0,0 Eigenkapitalquote 45,6 % 24,1 % Statischer Verschuldungsgrad 83,8 % 31,7 % Cash Flow 29,0 22,1 Innenfinanzierungsquote 183,3 % 69,1 % Die Finanzierungsstruktur der Energieversorgung Oberhausen AG zeigt einen starken Rückgang der Eigenkapitalquote von 45,6 % (2006) auf 24,1 % (2010). Die Innenfinanzierungsquote übersteigt nur 2006 die 100 %-Marke. Im Jahr 2010 liegt die Quote nur bei 69,1 %. Rentabilitäten vor Ertragssteuern Energieversorgung Oberhausen AG Umsatzrendite 11,8 % 5,9 % Eigenkapitalrentabilität 24,4 % 32,8 % Fremdkapitalzinslast 0,2 % 1,9 % Gesamtkapitalrendite 9,3 % 10,5 % Kapitalproduktivität 0,3187 0,2924 Mehrwertquote 29,2 % 36,0 % Die Umsatzrendite vor Ertragssteuern ist mit 11,8 % sehr gut. Sie fällt allerdings bis 2010 auf 5,9 % ab. Die Eigenkapitalrentabilität ist extrem hoch mit 24,4 % für 2006 und 32,8 % für Dabei hätte die Eigenkapitalrendite durch eine größere Verschuldung, die Fremdkapitalzinslast liegt weit unter der Gesamtkapitalrendite, noch wesentlich höher ausfallen können. Der Anstieg der Gesamtkapitalrentabilität von 9,3 % auf 10,5 % lag bei einer rückläufigen Kapitalproduktivität ausschließlich an einem kräftigen Anstieg der Mehrwertquote von 29,2 % auf 36,0 %; also von einer Verteilung zu Lasten der Beschäftigung. 92

99 2.8 Positionen zum STEAG-Erwerb Zusammenfassung der öffentlichen Diskussion Der Erwerb der STEAG durch das Stadtwerkekonsortium war ordnungspolitisch heftig umstritten. Im NRW-Landtag wurde zu dem Thema eigens eine aktuelle Stunde anberaumt und zuvor auch mit Blick auf den Deal das Gemeindewirtschaftsrecht so geändert, dass er rechtlich überhaupt erst erfolgen konnte. 143 Besonders intensiv wurde das Für und Wider aber auch innerhalb und unmittelbar vor den Türen der Kommunalparlamente gegeneinander abgewogen. Die Befürworter stellten dabei heraus: Durch die die Integration der STEAG ergäben sich Synergieeffekte. Während die STEAG über große Erzeugungskapazitäten verfügt, aber als sogenannter Lohnverstromer vorrangig seinen Strom indirekt über RWE abgibt und ansonsten kaum private Abnehmer hat, haben die Stadtwerke ein riesiges Kundenpotenzial ohne ausreichende Eigenerzeugung. Die Erzeugungskapazitäten der STEAG und die Vermarktungskapazitäten der Stadtwerke ergänzten sich somit in idealer Weise. Synergien würden aber auch aus den Dienstleistungen des STEAG-Konzerns resultieren. Insbesondere die Expertise bei der Planung, dem Bau und dem Betrieb von Kraftwerken und EE-Anlagen macht die STEAG zum interessanten Partner für die Konsortial-Stadtwerke bei der angestrebten Erweiterung eigener Erzeugungskapazitäten. Überschneidungen von Geschäftsfeldern gäbe es zudem im Bereich der Fernwärmeversorgung. Aus den Synergien werde sich eine Stärkung der Stadtwerke durch eine höhere Unabhängigkeit von den Big-4 (E.ON, RWE, Vattenfall, EnBW) und eine verbreiterte Wertschöpfungsstruktur ergeben. Rund um die Konsortialstadtwerke könne sich so in Zusammenarbeit mit anderen Kommunalunternehmen eine schlagkräftige Plattform für Stadtwerke etablieren. Wettbewerbspolitisch bilde sich neben den Big-4 eine ernstzunehmende fünfte Kraft im Bereich der deutschen EVUs. Ganz im Sinne der Vorstellung weiter 143 Vgl. Landtag in NRW, Politische und wirtschaftliche Risikoabwägung Aktuelle Stunde über den möglichen Kauf der Steag durch Stadtwerke, , p?oid=111591, abgerufen am

100 Oligopole werde dies den Wettbewerb beleben. Ähnlich argumentierte etwa der Vorsitzende der Fraktion Die Linke im Stadtrat der Stadt Duisburg, Hermann Dierkes: Die ungeheure Vermachtung des binnenländischen und europäischen Energiemarktes, in dem die vier Großen das Feld beherrschten, könne so nicht weitergehen. Es gebe gute Argumente alles zu tun, um diese oligopolartige Vermachtung der Energieversorgung zu überwinden. Seine Fraktion halte den Anteilserwerb [ ] für einen richtigen Schritt in Richtung Rekommunalisierung. 144 Obendrein, so Dierckes, biete eine derartige Einbindung der STEAG die Möglichkeit, dass Unternehmen demokratisch zu steuern und darüber hinaus, einen kommunalen Beirat einzurichten sowie eine bürgerschaftliche Dialogstruktur zu schaffen. 145 Der Erwerb sei ein Schnäppchen. Schließlich stelle er letztlich nur einen Aktivtausch dar, wobei der Kaufpreis von 1,2 Mrd. EUR doch vergleichsweise günstig ausfalle. Allein das neue Kraftwerk Walsum 10 habe einen Wert von über 800 Mio. EUR, wenn es einmal in Betrieb geht. 146 Das Ergebnis der STEAG hätte sich in den vergangenen Jahren überaus stabil entwickelt. Mit Hilfe der Zuflüsse ließe sich nicht nur der Schuldendienst der KSBG, sondern nach der Gewinnabführung an die Stadtwerke auch Zins- und Tilgungszahlung für Kredite leisten, welche die Stadtwerke zur Refinanzierung der KSBG-Eigenmittel aufgenommen hätten. Schließlich sei eine Eigenkapitalrendite von 10 % für die Stadtwerke durchaus realistisch. Sie liege damit bei dem gegenwärtig niedrigen Zinsniveau deutlich über dem Zins- und Tilgungssatz. Am Ende profitierten über die Quersubventionierung die Kommunalhaushalte von dem Erwerb. Mit Aussicht auf die hohe Rendite bestehe die Möglichkeit, den Konzern aus eigener Kraft längerfristig ökologisch umzubauen. Für die Abgeordnete der Grünen im nordrhein-westfälischen Landtag, Daniela Schneckenburger, etwa gilt, dass [ ] der Ankauf ein richtiger Beitrag zum ökologischen Umbau der Energieversorger in NRW werden 147 kann. In ähnlicher Weise argumentierte 144 Dierckes, H., zitiert in Rat der Stadt Duisburg, Niederschrift zur Sitzung des Rates der Stadt Duisburg am , S ebenda, S Das Argument ist allerdings naiv. Vgl. dazu S Schneckenburger, D., in: Handelsblatt, Vertrag über Steag-Verkauf unterzeichnet, handelsblatt.com,

101 die Landtagsabgeordnete der Fraktion Die Linke, Özlem Demirel. Das Unternehmen müsse ökologisch, sozial und demokratisch umgebaut werden und sich mehr an den gesellschaftlichen Erfordernissen als am Shareholder-Value- Denken orientieren. 148 Ethisch bedenkliche Randgeschäfte wie das Nukleargeschäft könnten abgestoßen werden. Die Landtagsvertreterin der Fraktion Die Linke, Demirel, forderte in diesem Sinne den sozialverträglichen Ausstieg aus der Sparte der Nukleartechnik und aus dem Auslandsgeschäft, wobei hier insbesondere die inhumanen Bedingungen bei den Kohlelieferanten anzuprangern seien. 149 Auch im Rat der Stadt Bochum wurde u.a. von den Grünen die Aufgabe der Kernkraft-Sparte gefordert. Insbesondere die 45-Prozent-Beteiligung am Brennelementezwischenlager in Ahaus vertrage sich nicht mit deren politischen Überzeugungen. 150 Im Land Nordrhein-Westfalen werde sich die begonnen Zusammenarbeit unter den Stadtwerken und mit der STEAG vertiefen und zu einer Stärkung des Standortes an Rhein- und Ruhr führen. Als Alternative zum Erwerb durch das Stadtwerkekonsortium wäre der Erwerb der STEAG durch einen internationalen Investor bzw. ein ausländisches EVU geblieben, da sich im Inland RWE bzw. EnBW auf der einen und STEAG auf der anderen Seite zuvor nicht auf eine gemeinsame Lösung verständigen konnten (vgl. Kap. 2.1). Die zukünftige Aussteuerung der STEAG wäre dann stärker dem Shareholder-Value-Denken verhaftet, ein ökologischer Umbau würde nur in dem Umfang stattfinden, in dem er sich rechnet und Arbeitsplätze wären im Zuge von verschärften Rationalisierungsprogrammen gefährdet. Durch die Eigentümerschaft in Hand der Stadtwerke ließe sich in jedem Fall eine stärkere Gemeinwohlorientierung in der Unternehmensstrategie verwirklichen. Der SPD-Landtagsabgeordnete Marc Herter argumentierte in der aktuellen 148 Vgl. Landtag in NRW, Politische und wirtschaftliche Risikoabwägung Aktuelle Stunde über den möglichen Kauf der Steag durch Stadtwerke, , p?oid=111591, abgerufen am Vgl. Landtag in NRW, Politische und wirtschaftliche Risikoabwägung Aktuelle Stunde über den möglichen Kauf der Steag durch Stadtwerke, , p?oid=111591, abgerufen am Vgl. Die Welt, Steag soll Kernkraft aufgeben, welt.de,

102 Stunde des Landtags: Es sei gut zu wissen, wer als Akteur auf dem Strommarkt teilnehmen wolle. 151 Der STEAG-Kauf stelle für die Stadtwerke einen Weg dar, ihre Position in der Landschaft der EVUs schlagartig zu verbessern. Hasenherziges Bedenkenträgertum, mit einer Überbetonung der Risiken, liefe darauf hinaus eine einmalige Chance zu verpassen. Die Gegner machten folgende Einwände geltend: Die STEAG sei ein hochgradig kohlelastiger Konzern. Die Zusammensetzung des erworbenen Kraftwerksportfolios sei daher aus ökologischer Perspektive überaus bedenklich. Mit dem Kauf würden zugleich ethisch zweifelhafte Randgeschäfte übernommen. Das betreffe nicht nur die Nuklearsparte, sondern auch den Betrieb der Auslandskraftwerke sowie die Arbeitsbedingungen in den Kohleminen, mit denen die STEAG Geschäfte betreibt. Die Größe des Zusammenschlusses laufe den politischen Bestrebungen einer Dezentralisierung der Energieversorgung zuwider. In Verbindung mit der verschachtelten Beteiligungskonstruktion entziehe sich das Unternehmen zudem einer demokratischen Kontrolle. Fraglich sei vor allem, ob sich die Vorgaben von den Stadträten (vgl. Kap ), wonach die STEAG sich von den Randgeschäften lösen und die Erzeugung mit Hilfe der EE stärken solle, überhaupt wirksam durchsetzen könnten. Grundsätzliche ordnungspolitische Bedenken bestünden hinsichtlich der weiteren Verdrängung privatwirtschaftlicher durch staatliche Akteure. In einer marktwirtschaftlichen Ordnung müsse das Prinzip Privat vor Staat gelten. Solange sich private Investoren wie etwa Remondis fänden, müssten diese auch den ersten Zugriff auf die STEAG erhalten. Besonders akzentuiert wurde dieser Aspekt von den Vertretern der FDP. Ihr Landtagsabgeordneter Brockes warf in der aktuellen Stunde den Stadtwerken Casino-Mentalität vor und dass es ordnungspolitisch nicht gewollt sein [könne], dass Kommunen über die 151 Vgl. Landtag in NRW, Politische und wirtschaftliche Risikoabwägung Aktuelle Stunde über den möglichen Kauf der Steag durch Stadtwerke, , p?oid=111591, abgerufen am

103 Deckung der örtlichen Nachfrage hinaus und rein zur Gewinnerwirtschaftung Strom erzeugten. 152 Auch die Landtags-CDU äußerte sich bei grundsätzlichem Verständnis für das Stadtwerke-Engagement so, dass es zumindest zu einer NRW-Lösung unter Einschluss der privatwirtschaftlichen Bieter 153 kommen solle. Problematisch sei auch der Bruch mit dem Örtlichkeitsprinzip, wonach sich die Aktivitäten gemeinwohlorientierter Stadtwerke auf die eigene Region beschränken sollten. Dies gelte umso mehr, als die regionale Verankerung der Stadtwerke ein großes strategisches Plus im Wettbewerb mit den Big-4 darstelle. Gerade mit Blick auf die Auslandskraftwerke bestünde keine Einsicht dafür, wie sich dies mit dem Auftrag der kommunalen Daseinsvorsorge vereinbaren lasse. So kommentiert das Handelsblatt: Kolumbianische Kraftwerke in der Hand der Essener und Dortmunder Steuerzahler so mancher Bürger fragt nach dem Warum. 154 Angesichts der maroden Haushalte der Eigentümer der Stadtwerke und der enormen Defizite in der öffentlichen Versorgung fehlt vielfach das Verständnis dafür, dass die knappen Finanzmittel nicht anderweitig in den Kommunen eingesetzt werden. Hinzu kommt, dass mit dem Erwerb der ersten Tranche auch noch eine Abnahmeverpflichtung für die zweite Tranche bestehe. Finden sich bis dahin keine neuen Partner, müssten die Konsorten nochmals rund 600 Mio. EUR aufbringen, und zwar zu Konditionen, die jetzt noch nicht absehbar sind. Kritiker verweisen in diesem Punkt insbesondere auf die Stadt Düsseldorf als Vorbild, die sich von ihren Stadtwerken und Beteiligungen an RWE getrennt habe und seit 2007 schuldenfrei sei. 155 Fraglich sei überdies, ob der Deal die Stadtwerke nicht langfristig hinsichtlich ihrer Leistungsfähigkeit überfordert. Diese Position wurde u.a. vom Vize- 152 Landtag in NRW, Politische und wirtschaftliche Risikoabwägung Aktuelle Stunde über den möglichen Kauf der Steag durch Stadtwerke, , p?oid=111591, abgerufen am Landtag in NRW, Politische und wirtschaftliche Risikoabwägung Aktuelle Stunde über den möglichen Kauf der Steag durch Stadtwerke, , p?oid=111591, abgerufen am Handelsblatt, Kraftwerke in Kolumbien statt Kitas im Pott, handelsblatt.com Vgl. Handelsblatt, Kraftwerke in Kolumbien statt Kitas im Pott, handelsblatt.com

104 Fraktionschef der nordrhein-westfälischen CDU, Peter Biesenbach, vertreten. 156 Die Hoffnung auf eine Selbstfinanzierung aus den erwirtschafteten Renditen basiere auf einer Szenarienanalyse mit zahlreichen Fragezeichen und könne sich schnell als Luftschloss erweisen. Derartige Risiken mit Steuergeldern einzugehen sei ordnungspolitisch kaum vertretbar. Erschwerend komme hinzu, dass der Kauf weitestgehend aus Fremdkapital erfolgt. So beklagte die FDP-Vertreterin auf der entscheidenden Ratssitzung der Stadt Duisburg: Da jedoch die Stadtwerke auch kein Geld auf der hohen Kante hätten, finanzierten diese wiederum das Eigenkapital aus Krediten. Faktisch solle der Deal zu 100% auf Pump finanziert werden. 157 Problematisch sei darüber hinaus die Interessenkollision zwischen Stadtwerken, STEAG und RWE. Einerseits sei RWE Hauptabnehmer von Steag-Strom, andererseits seien die neuen Eigentümer Konkurrenten von RWE. 158 Zugleich laufen gerade in Nordrhein-Westfalen zahlreiche Konzessionsverträge für den Betrieb von Stromnetzen durch RWE aus und viele Kommunen beabsichtigen, diese Verträge nicht zu verlängern, sondern selbst in das Geschäft einzusteigen. Erschwert werde diese Gemengelage noch durch die Tatsache, dass Beteiligungen von RWE an einzelnen Stadtwerken bestünden 159, während umgekehrt einzelne Kommunale Träger der Konsorten auch an RWE beteiligt sind (vgl. Abb. 4). 160 Gerade letzteres ist ohnehin ein Politikum, da die Kommunen vier von zehn Aufsichtsratsposten auf der Kapitalseite beanspruchen und damit zumindest personell einen Einfluss auf die RWE- Unternehmenspolitik haben, der dem Aktienanteil von geschätzt maximal 25 % übersteigt Vgl. Handelsblatt, Vertrag über Steag-Verkauf unterzeichnet, handelsblatt.com, Cerrah, B., zitiert in Rat der Stadt Duisburg, Niederschrift zur Sitzung des Rates der Stadt Duisburg am , S Vgl. Wirtschaftswoche, Strom wird zum Regionalgeschäft, wiwo.de, und Handelsblatt, Stadtwerke konkurrieren mit RWE, , S Dazu zählen die Stadtwerke in Duisburg, Essen und Oberhausen. 160 Dazu zählen die Stadtwerke in Essen, Dortmund, Duisburg und Bochum, wobei die Stadt Dortmund der größte kommunale Aktionär ist. Vgl. Handelsblatt, Stadtwerke konkurrieren mit RWE, , S Vgl. Handelsblatt, RWE: Kommunen verlieren Veto, , S. 20. Spätestens seit der Kapitalerhöhung in 2011 ist unklar, ob die kommunalen Aktionäre noch die 25-%-ige Sperrminorität besitzen. 98

105 2.8.2 Position des Stadtwerkekonsortiums Die Beweggründe der Stadtwerke für den Kauf sind u.a. aus einer Stellungnahme des Konsortiums zu kritischen Presseberichten und aus einem Brief der Kommunalunternehmen an die Mitarbeiter der STEAG, abzuleiten. 162 Sie lassen sich wie folgt beschreiben: Ein wichtiges Argument sehen die Stadtwerke-Partner in der Eigenerzeugung von Strom, die nun mit Hilfe der erworbenen und zukünftig noch zu bauenden STEAG-Kraftwerke möglich sei und zu mehr Unabhängigkeit sowie mehr Wettbewerb führe. Die von einzelnen Politikern, u.a. von FDP-Vertretern 163, aufgestellte Forderung, Stadtwerke sollten sich prinzipiell aus der Stromerzeugung zurückhalten, entbehre angesichts der Vermachtung in der Stromerzeugung einer ordnungspolitischen Grundlage und werde auch von anderen Stadtwerken, zum Beispiel innerhalb der Trianel-Gruppe, nicht beachtet. Die Forderung der FDP, aus diesen Stromerzeugungskapazitäten auszusteigen, ist daher sowohl volkswirtschaftlich als auch betriebswirtschaftlich [ ] weder akzeptabel noch sinnvoll. 164 Betont werden zudem die Synergien und die Chancen, zusammen mit dem vertikal integrierten Geschäftsmodell der STEAG eine Kompetenzplattform rund um die Wertschöpfungskette der Energieversorgung aufbauen zu können: Die Steag hat mit ihren Kraftwerken und Anlagen die Kompetenz in der Stromerzeugung. Wir Stadtwerke haben den direkten Draht zum Endverbrauchermarkt. Darauf können und wollen wir aufbauen und die Vision einer kommunalen Erzeugungsplattform verfolgen. Die daraus entstehenden Chancen liegen auf der Hand: Wir bündeln unsere Stärken und fassen alle Schritte entlang der Wertschöpfungskette in einem integralen Energieverbund zusammen [ ] Damit werden wir die führende Energiegruppe im Ruhrgebiet und zu einer echten Kraft am deutschen Strommarkt. Von dieser Idee der kommunalen Erzeugungsplattform sollen auch andere Stadtwerke profitieren, 162 Vgl. Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Erwerb von Steag-Anteilen: Stellungnahme zu Presseberichten der vergangenen Tage, und Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Brief an die Mitarbeiter der Evonik Steag GmbH: Gestatten, wir sind das Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Februar Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Erwerb von Steag-Anteilen: Stellungnahme zu Presseberichten der vergangenen Tage, , S Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Erwerb von Steag-Anteilen: Stellungnahme zu Presseberichten der vergangenen Tage, , S

106 denen wir künftig Energie und damit verbundene Dienstleistungen aus einer Hand anbieten werden. 165 Auch die Attraktivität mit Blick auf die Rendite spreche für die Transaktion. Zwar beinhalte der Erwerb auch Risiken, das Konsortium habe aber im Vorfeld [ ] eine sehr gründliche und detaillierte Bewertung aller Geschäftsaktivitäten der Steag vorgenommen und auf Grundlage von Szenarien-Analysen, die über einen Zeitraum von 30 Jahren angelegt waren, die [ ]bestehenden besonderen Risiken im Rahmen der Unternehmensbewertung berücksichtigt [...]. 166 Darin seien auch Risiken aus der damals noch geplanten Laufzeitverlängerung der AKWs und aus dem Alter der erworbenen STEAG-Kraftwerke eingeflossen. Wie attraktiv die STEAG für Investoren sei, lasse sich letztlich auch aus den massiven Aktivitäten von Mitbewerbern aus dem In- und Ausland [ ] ablesen. 167 Neben dem Kraftwerkspark besteche die STEAG durch sehr stabile Geschäftsbereiche, wie dem Fernwärme- und Servicegeschäft sowie der Erzeugung von EE-Strom, der wegen der Vorrangeinspeisung bei garantierten Abnahmepreisen den Unwägbarkeiten des Marktes entzogen sei. 168 Und auch die drei Auslands-Kraftwerke der STEAG sorgten wegen der langfristigen Vermarktung des erzeugten Stroms für stabile Cash-Flows [ ]. 169 Aus einer Antwort der Stadtwerke Bochum an den Rat der Stadt Bochum geht als Hausnummer hervor, dass zumindest einer der Konsorten mit einer durchschnittlichen Eigenkapitalrendite von deutlich oberhalb von 10 % 170 rechnet. Auf jeden Fall sei die Investition in die Steag [ ] für die Stadtwerke wirtschaftlich attraktiv und diene der Stärkung der Stadtwerke 171. Angesichts der positiven Aussichten lasse der Transfer auch keine Belastung der Kommunalhaushalte erwarten. Ohnehin sei die Finanzierung nicht aus den Kommunalhaushalten oder auf der Basis von Kommunalkrediten erfolgt. 165 Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Brief an die Mitarbeiter der Evonik Steag GmbH: Gestatten, wir sind das Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Februar Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Erwerb von Steag-Anteilen: Stellungnahme zu Presseberichten der vergangenen Tage, , S ebenda. 168 Vgl. ebenda, S ebenda, S Stadtwerke Bochum, zitiert in: Beschlussvorlage der Verwaltung Beantwortung von Nachfragen für die Ratssitzung am Bei dem angegebenen Wert dürfte es sich nicht um die Eigenkapitalrendite der STEAG handeln, sondern um die mit dem eingebrachten Stadtwerke-Eigenkapital zu erzielende Rendite, da die Rechnung unter den Vorbehalt des endgültigen Kaufpreises gestellt wird. 171 Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Erwerb von Steag-Anteilen: Stellungnahme zu Presseberichten der vergangenen Tage, , S

107 Darüber hinaus bewege sich das finanzielle Engagement der Stadtwerke durchaus im Rahmen bereits in der Vergangenheit vorgenommener anderweitiger Investitionen 172 und stehe damit auch mit Blick auf die Gemeindeordnung in keinem unangemessenen Verhältnis zur eigenen Leistungskraft. 173 Ferner biete das Engagement die Chance, die Energiewende der STEAG hin zu ökologischen Stromerzeugungsstrukturen zu unterstützen: Unser Ziel ist es, die Steag darin zu stärken, die Erneuerbaren weiter auszubauen und in neue Gasund Dampfkraftwerke zu investieren. 174 Hinzu kommt, dass die STEAG selbst über hinreichende Expertise in der Planung und Entwicklung von GuD- Kraftwerken und von Anlagen der EE für die STEAG verfüge. Das Auslandsgeschäft der STEAG sei unproblematisch, stütze sich auf eine weltweite anerkannte Reputation und wirke erfolgsstabilisierend. Man vertraue hier auf die Kontinuität des erfahrenen Steag-Managements. Auch zukünftig werden Investitionen im Ausland nur nach strikten Investitionskriterien getätigt werden, welche Wirtschaftlichkeit, Risiko und Sozialverträglichkeit berücksichtigen. 175 Es gebe auch keinen Anlass, das Verlassen des Örtlichkeitsprinzips zu beanstanden. Selbst vor der Reform der Gemeindeordnung seien in Einzelfällen Auslandsengagements etwa der Rheinenergie AG genehmigt worden. Nach der Reform sollte ein solches Engagement rechtlich noch weniger zu kritisieren sein, zumal in anderen Bundesländern in dieser Hinsicht wesentlich mehr Freiräume für kommunale EVUs bestünden. Vor diesem Hintergrund bekunden die Konsorten: Das Steag Management werden wir unterstützen und die Geschäftsfelder im In- und Ausland weiter ausbauen. 176 Hinsichtlich der Nuklearaktivitäten der STEAG werde nach der Mehrheitsübernahme ergebnisoffen gemeinsam mit dem Partner Evonik und 172 Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Erwerb von Steag-Anteilen: Stellungnahme zu Presseberichten der vergangenen Tage, , S vgl. ebenda, S Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Brief an die Mitarbeiter der Evonik Steag GmbH: Gestatten, wir sind das Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Februar Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Erwerb von Steag-Anteilen: Stellungnahme zu Presseberichten der vergangenen Tage, , S Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Brief an die Mitarbeiter der Evonik Steag GmbH: Gestatten wir sind das Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Februar

108 dem Steag-Management über die Strategie in diesem Teilbereich beraten. Es ist davon auszugehen, dass das Stadtwerkekonsortium keine Aktivitäten unterstützt, die den Ausbau von nukleartechnischen Anlagen mittel- oder unmittelbar weder im In- noch im Ausland zur Folge hat und somit politisch nicht opportun ist Position ausgewählter Institutionen Auf besonderen Wunsch der Auftraggeberin haben wir uns in Ergänzung zum zuvor skizzierten Meinungsbild mit den Positionen einzelner Institutionen beschäftigt. Sie werden nachfolgend (weitgehend in alphabetischer Reihenfolge) dargestellt: Von Seiten des Bundeskartellamtes wurde der Erwerb nicht beanstandet. Im Gegenteil der Präsident des Amtes, Andreas Mundt, begrüßte in einer Presseerklärung den Deal aus mit Blick auf die Wettbewerbswirkung: Die Beteiligung der Ruhrstadtwerke kann dazu beitragen, dass sich die Steag als ein von den großen vier Erzeugungsunternehmen unabhängiger Player im Markt etabliert. 178 Der Verband Die Familienunternehmer fordert eine Rückabwicklung des M&A-Deals und erachtet die Risiken als nicht tragbar. Die Finanzierung erfolge über staatsnahe Landesbanken und die Commerzbank, die während der Finanzkrise 2008 in Schieflage gerieten und teilweise durch den SoFFin unterstützt werden mussten. Damit tragen die Steuerzahler ein Mehrfachrisiko. 179 Durch den Steag-Erwerb entstünden in NRW monopolistische Strukturen. Die Folge sind steigende Strompreise. Die Steag solle an einen privaten Investor veräußert werden, um so den Stadtwerken und Big-4 einen ernstzunehmenden Wettbewerber entgegenzustellen. Die deutsche Energiewirtschaft [ ] leidet 177 Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr, Erwerb von Steag-Anteilen: Stellungnahme zu Presseberichten der vergangenen Tage, , S Mundt, A., zitiert in: Bundeskartellamt, Pressemeldung: Bundeskartellam erleichtert Stromvermarktung durch Evonik Steag / Freigabe der Übernahme der Steag durch Ruhr-Stadtwerke, Die Familienunternehmer, Steag-Verkauf an Stadtwerke wirtschafts- und energiepolitischer Sündenfall, vom , Stand der Abfrage

109 unter einer bis heute nicht konsequenten Privatisierungs- und Liberalisierungspolitik. 180 Die IG BCE fordert zusammen mit dem Gesamtbetriebsrat der STEAG die Absicherung der Belegschaft, die Übernahme sozialer Verantwortung durch den neuen Anteilseigner, Beibehaltung der bisherigen Sozial- sowie Mitbestimmungsstandards und die ganzheitliche - in ökologischer sowie ökonomischer Hinsicht - Weiterentwicklung der Steag. 181 Das Stadtwerke Konsortium Rhein-Ruhr erfülle diese Voraussetzungen. Der Konzernbetriebsratsvorsitzende betont, dass sichere Arbeitsplatze und die Entwicklung der Standorte an erster Stelle stünden. Der Käufer der Anteile muss sichere Sozialstandards zusagen und Entwicklungsperspektiven gewährleisten. 182 Ein zukunftsorientiertes Konzept, dass Investitionen im In- und Ausland vorsieht, ist eine weitere Forderung. Bestehende Kraftwerke sollten modernisiert werden und der Ausbau der EE-Sparte gefördert werden. Das industrielle Zukunftskonzept der Stadtwerke bietet der Steag gute Entwicklungschancen im In- und Ausland. 183 Die Mühlheimer Bürgerinitiativen im Antiprivatisierungsnetzwerk kommentieren den Deal wie folgt: Grundsätzlich war die Teil- Kommunalisierung der STEAG richtig. Natürlich gibt es Auseinandersetzungen um die zukünftige Art der Energieerzeugung. Steag ist schließlich als Kohleverstromer ein CO 2 -Schädling besonderer Güte. Doch kann darüber in den Städten auch wieder debattiert werden, anders als vorher! Leider ist Mülheim nicht daran beteiligt." Die Familienunternehmer, Steag-Verkauf an Stadtwerke wirtschafts- und energiepolitischer Sündenfall, vom , Stand der Abfrage Vgl. Vassiliadis, Michael,IG BCE Flugblatt an die Gewerkschaftsmitglieder, 2010/ Vassiliadis, Michael,IG BCE Flugblatt an die Gewerkschaftsmitglieder, 2010/ Vassiliadis, Michael,IG BCE Flugblatt an die Gewerkschaftsmitglieder, 2010/ Mühlheimer Bürgerinitiativen, zitiert in: Gemeingut in BürgerInnenhand, vom Zur Position vgl. auch Mühlheimer Bürgerinitiativen im Antiprivatisierungsnetzwerk, 103

110 Das Management der STEAG begrüßt das Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr als Partner und geht davon aus, dass das Konsortium die Steag als Ganzes erhalten möchte und die Wettbewerbsposition der Steag dauerhaft stärken werde. Der Vorsitzende der Geschäftsführung Joachim Rumstadt erklärte: Mit STEAG und den Stadtwerken ergänzen sich zwei wesentliche Komponenten des energiewirtschaftlichen Systems erzeugungs- und vermarktungsseitig. Wir wollen uns in Deutschland als der Dienstleister und Projektentwickler für Stadtwerke etablieren. [ ] Mit über 100 kommunalen Partnern haben wir ja schon heute vertragliche Beziehungen. Und hier sehen wir gute Möglichkeiten, die Energiewende mit dem verstärkten Trend zur Dezentralität für Stadtwerke und damit auch für STEAG zu nutzen. 185 Auch die Führung von Evonik steht dem Stadtwerke-Engagement positiv gegenüber und geht von einer gegenseitigen Stärkung infolge der neuen Partnerschaft aus. Der Evonik-Vorstandsvorsitzende, Klaus Engel, betonte: Wir freuen uns sehr, dass wir künftig mit dem Stadtwerke-Konsortium einen starken, kompetenten Partner für unser Energiegeschäft gefunden haben. Die Stadtwerke wollen die Steag als Ganzes erhalten. Die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter erhalten damit einen verlässlichen neuen Mehrheitseigentümer, der das Wachstumspotenzial des Unternehmens nutzen sowie seine Wettbewerbsposition nachhaltig stärken wird. [ ] Wir sind überzeugt, dass die lokalen Energieversorgungsunternehmen eine hervorragende Expertise im Vertrieb von Energie haben. [ ] Das stärkt das Geschäft der Steag. Aus der Partnerschaft mit dem Stadtwerke-Konsortium kann damit eine neue starke Nummer 5 im deutschen Energiemarkt erwachsen. 187 Laut einer internen Auskunft der regionalen Bezirksvertretung von Ver.di führe die gesellschaftsrechtliche Gestaltung zu einer Haftungsbegrenzung in Höhe der getätigten Einlage. Somit seien keine unmittelbaren Risiken für die Belegschaft bei den Stadtwerken zu befürchten. Die durch den Erwerb gewonnen Mitspracherechte seien positiv zu bewerten. 185 Rumstadt, J., zitiert in STEAG, Geschäftsbericht 2011, S Engel, K., zitiert in: Evonik, Pressemitteilung: Evonik und Stadtwerke-Konsortium Rhein-Ruhr unterzeichnen Kaufvertrag über 51 Prozent der Anteile von Evonik Steag GmbH, , S

111 Dadurch kann Einfluss auf die zukünftige ökologische Ausrichtung der Energieerzeugung genommen werden. Von den nachfolgenden Institutionen konnten zum Zeitpunkt dieser Erfassung keine Positionen ermittelt werden: Laut Kontakt mit der Pressesprecherin und Expertin für Privatisierung bei Attac NRW (Distelrath) gibt es keine Stellungnahme zum STEAG-Deal. Die regionalen Gruppen wären sich uneinig gewesen und hätten keine gemeinsame Stellung vertreten können. Vom BUND (NRW) gibt es derzeit nach Auskunft des Pressesprechers (Jansen) keine Stellungnahme. Ein kritisches Positionspapier sei in Arbeit und werde noch auf der Homepage veröffentlicht. Der Bund der Energieverbraucher hat keine Stellungnahme veröffentlicht. Unter Verweis auf die Zuständigkeit von IG BCE und Ver.di hat der DGB auf eine Positionsbeschreibung verzichtet. Gemeingut in BürgerInnenhand hat kein eigenes Statement dazu, schließt sich aber der Position der Mühlheimer Bürgerinitiativen im Antiprivatisierungsnetzwerk an (s.o.). 188 Remondis hat auf unserer nicht reagiert. Der Pressesprecher war diesbezüglich auch telefonisch nicht zu erreichen. Der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) hat keine offizielle Stellungnahme zum STEAG-Erwerb. Laut der Pressesprecherin wäre dies eine "Überschreitung der Verbandskompetenz" Forderungen aus den Stadträten Angesichts der vielschichtigen Diskussion haben sich die Stadträte der kommunalen Träger des Konsortiums im Entscheidungsprozess schwer getan, letztlich aber den Kauf unter Abwägen der zuvor dargestellten Argumente dann doch mehrheitlich befürwortet. Dabei stand zunächst zwar formal nur die Beschlussfassung über den Teilerwerb an. Angesichts der der Evonik eingeräumten Put-Option wurde zugleich aber auch eine hohe Bindungswirkung für die nachfolgend anstehende Entscheidung zum Resterwerb eingegangen. 188 Vgl. Gemeingut in BürgerInnenhand, vom

112 Bei ihrem Votum betonten die Abgeordneten, man verlasse sich darauf, dass die Risiken für die Stadtwerke auf den Eigenanteil in der Finanzierung begrenzt seien. Darüber hinaus haben Sie den Vertretern im Aufsichtsrat der KSBG Vorgaben für die zukünftige Unternehmenspolitik der STEAG mit auf den Weg gegeben. Diese zumeist als Aufforderungen formulierten Weisungen können dem folgenden synoptischen Überblick entnommen werden (vgl. Tab. 3). 189 Er fällt allerdings unvollständig aus, da die entscheidenden Stadtratsanträge in Dinslaken und Essen nur im nichtöffentlichen Teil der Ratssitzungen dokumentiert wurden. Im Ergebnis stimmen die frei zugänglichen Forderungen der Stadträte weitgehend überein. Die angenommenen Anträge in den Stadträten in Duisburg und Bochum sind sogar mehr oder weniger wortgleich. In Anbetracht dessen spricht Vieles für ein im Vorfeld aufeinander abgestimmtes Verhalten, zumindest jedoch für einen regen Informationsaustausch unter den Kommunalpolitikern in den betroffenen Stadträten. Einigkeit bestand über alle Stadträte hinweg in der Aufforderung zu einem als Unternehmensziel festzuschreibenden ökologischen Umbau der STEAG. Neue Stromerzeugungsanlagen bzw. Ersatzinvestitionen sollen demnach nur noch auf Basis von GuD- Kraftwerken oder EE vorgenommen werden und abgängige Steinkohlekraftwerkle durch kleine dezentrale GuD-Anlagen abgelöst werden. Ausdrücklich begrüßt wurde in allen Stadtparlamenten die beabsichtigte Schließung der Altkraftwerke Lünen 6 und 7, Herne 3 und MKV Völklingen. Abgesehen von den Vertretern in Oberhausen befürworteten alle explizit den Verzicht auf die Planung neuer Kohlekraftwerke in Deutschland. In Oberhausen wurde dieser Aspekt nicht ausdrücklich gewürdigt. Mit Blick auf die Fernwärmeaktivitäten forderten alle Gremien einen weiteren Ausbau und den schnellen Anschluss von Walsum 10 bzw. von neueren Kraftwerken Übereinstimmung bestand auch darin, aus der Sparte Nuclear Technologies auszusteigen. Der Stadtrat in Bochum gab dafür zusätzlich eine Befristung vor. Danach soll die Abspaltung spätestens binnen einen Jahres erfolgen. Die Kommunalpolitiker in Dort- 189 Quellen der dort weitgehend wortgleich übernommenen Forderungen sind: SPD-Fraktion, Fraktion die Grünen und Fraktion Die Linke im Rat der Stadt Bochum, Ergänzungsantrag zur Sitzung des Rates, hier: TOP 1.27: Beteiligung an zwei neu zu gründenden Gesellschaften, ; SPD-Fraktion und Fraktion die Grünen im Rat der Stadt Bochum, Ergänzungsantrag zur Sitzung des Rates am ; Rat der Stadt Duisburg, Gemeinsamer Antrag der SPD-Fraktion, der Fraktion Bündnis 90/Die Grünen, der Fraktion Die Linke: Erwerb der Steag-Mehrheit durch ein Stadtwerk- Konsortium, Niederschrift zur Sitzung des Rates der Stadt Duisburg am , S ; Rat der Stadt Dortmund, Niederschrift über die 11. Sitzung des Rates der Stadt,

113 mund forderten gestützt auf den Antrag der Fraktion Die Linke das Abstoßen der atomaren Geschäftsbereiche zum frühestmöglichen Zeitpunkt und verlangten, dass die Beteiligung am Zwischenlager Ahaus von Vornherein bei Evonik Industries verbleiben soll. 107

114 zur Fernwärme Forderungen zum Kraftwerkspark Tab. 3: Forderungen aus den Stadträten (Synopse) Antragsteller Bochum Duisburg Dortmund Oberhausen gemeinsame Anträge: SPD; Die Grünen; Die Linke ökologische geleiteter Umbau durch grundsätzliche Neuausrichtung des Kraftwerksparks im Gesellschaftsvertrag als Unternehmensziel verankern Ersatz abgängiger Kohlekraftwerke bei Bedarf durch kleinere, dezentrale Anlagen auf GuD-Basis mit hohen Wirkungsgraden Altanlagen in überschaubaren Zeiträumen nur mit GuD- und EE-Anlagen ersetzen Ausbau der Fernwärmeaktivitäten als Unternehmensziel fest verankern Nutzung der Abwärme aus Walsum 10 gemeinsame Anträge: SPD; Bündnis 90/Grüne Die Linke ökologische geleiteter Umbau durch grundsätzliche Neuausrichtung des Kraftwerksparks im Gesellschaftsvertrag als verbindliches Unternehmensziel verankern Ersatz abgängiger Kohlekraftwerke bei Bedarf durch kleinere, dezentrale Anlagen auf GuD-Basis mit hohen Wirkungsgraden Altanlagen in überschaubaren Zeiträumen nur mit GuD- und EE-Anlagen ersetzen Ausbau der Fernwärmeaktivitäten als Unternehmensziel fest verankern Nutzung der Abwärme aus Walsum 10 gesonderte Anträge: CDU; Die Linke konsequente Strategie der ökologischen Nachhaltigkeit in Energieerzeugung und vermarktung mit sicherer, preiswerter und umweltschonender Energieversorgung Abgängige Kohlekraftwerke zügig durch GuD-Anlagen oder EE zu ersetzen Optimierung der Fernwärmeversorgung Neuere Kraftwerke ohne Wärme-Kraft-Kopplung werden umgestellt zusammengefasste Anträge: SPD; Die Grünen; CDU Umbau zu einem ökologischen Industrieunternehmen als verankertes Unternehmensziel Aufbau einer dezentralen lokalen Erzeugungs- und Versorgungsstruktur mit den Stadtwerken Ersatz abgängiger Altanlagen durch nur durch GuD- Anlagen bzw. EE Ausbau der Aktivitäten als Unternehmensziel fest verankern Verdichtung der kommunalen Fernwärme-Aktivitäten 108

115 zur Beschäftigtensituation zur Nuklearsparte zum Auslandsgeschäft Bochum Duisburg Dortmund Oberhausen Neugewichtung des Auslandsgeschäftes Zeitnahe Gewinnung eines im internationalen Energiegeschäft erfahrenen langfristig orientierten Partners für die Führung der STEAG- Auslandsgeschäfte Fokussierung auf inländische Energieversorgung Aufgabe des Geschäftsbereichs Nuclear Technologies spätestens binnen eines Jahres sozialverträgliche Ausgestaltung von Kraftwerksstilllegungen und Umstrukturierungen ohne betriebsbedingte Kündigungen Einhalten der ILO-Normen vorrangig auch bei Kohlezulieferern Neugewichtung des Auslandsgeschäftes Fokussierung auf inländische Energieversorgung Aufgabe des Geschäftsbereichs Nuclear Technologies sozialverträgliche Ausgestaltung von Kraftwerksstilllegungen und Umstrukturierungen ohne betriebsbedingte Kündigungen Einhalten der ILO-Normen vorrangig auch bei Kohlezulieferern Auslandsaktivitäten als Kraftwerksplaner und betreiber erhalten Verbleib der Beteiligung am Zwischenlager Ahaus bei Evonik Abstoßen von Bereichen der Atomindustrie zum frühestmöglichen Zeitpunkt sozialverträgliche Ausgestaltung von Kraftwerksstilllegungen und Umstrukturierungen ohne betriebsbedingte Kündigungen Abtrennung der internationalen Geschäftsfelder nicht sofort möglich Prüfen der Beteiligung eines auslandserfahrenen Unternehmens am Kraftwerksengagement der STEAG im Ausland Fokussierung auf dezentrale Energieversorgung im Inland Aufgabe des Geschäftsbereichs Nuclear Technologies Umstrukturierung soll nachhaltig, sozialverträglich und ohne betriebsbedingte Kündigungen erfolgen Einhalten der ILO-Normen vorrangig auch bei Kohlezulieferern und im Weiterbetrieb der bestehenden ausländischen Anlagen 109

116 demokratische Strukturen aktuelle Strategie Bochum Duisburg Dortmund Oberhausen Schließung von Lünen 6 und 7, Herne 3 und MKV Völklingen-Venne befürwortet Bau eines neuen GuD- Kraftwerks in Herne befürwortet Verzicht auf Planung neuer Kohlekraftwerke in Deutschland durch STEAG und Stadtwerke Bochum (inkl. Trianel-Projekt in Krefeld) befürwortet Schließung von Lünen 6 und 7, Herne 3 und MKV Völklingen-Venne befürwortet Bau eines neuen GuD- Kraftwerks in Herne befürwortet Verzicht auf Planung neuer Kohlekraftwerke in Deutschland befürwortet Steag als integriertes Unternehmen erhalten und Ausbau zur Plattform kommunaler Energieerzeugung Verzicht auf neue Kohlekraftwerke Steag als integriertes Unternehmen erhalten; keine Zerlegung Weiterentwicklung der Technologie- und Servicesparte Schließung von Lünen 6 und 7, Herne 3 und MKV Völklingen-Venne befürwortet Bau eines neuen GuD- Kraftwerks in Herne befürwortet Aufbau bürgerschaftlicher Dialogstrukturen erwartet Einrichtung eines kommunalen Beirats Erhalt der Mitbestimmung für Arbeitnehmer und ihre Vertreter Aufbau bürgerschaftlicher Dialogstrukturen erwartet Einrichtung eines kommunalen Beirats Erhalt der Mitbestimmung für Arbeitnehmer und ihre Vertreter Beirat unter Einschluss von Verbraucherinitiativen Erhalt der Mitbestimmung für Arbeitnehmer und ihre Vertreter bürgernahe, transparente Umstrukturierung mit zeitlich definierten Meilensteinen Beirat mit Vertreter aus Kommunen, Gewerkschaften, Umwelt- und Verbraucherschutzverbänden, Kammern sowie mit Persönlichkeiten Erhalt der Mitbestimmung für Arbeitnehmer und ihre Vertreter neue Konsortialpartner aus kommunaler Familie Quellen: s.o. 110

117 Bezogen auf die Situation der Beschäftigten setzten sich die Ratspolitiker mehrheitlich für eine sozialverträgliche Umgestaltung des STEAG-Konzerns ein, bei der betriebsbedingte Kündigungen auszuschließen seien. Außer in Dortmund wurde zudem explizit verlangt, dass das STEAG-Management auf das Einhalten der ILO-Normen insbesondere bei den Kohlezulieferern besteht. Ergänzt wurde diese Forderung in Oberhausen um den Hinweis, dass dies auch beim Betrieb der eigenen ausländischen Anlagen gelten müsse. Hinsichtlich der demokratischen Unternehmensstrukturen wird unisono der Erhalt der Mitbestimmung für die Beschäftigten und ihre Vertreter erwartet. In allen Kommunalparlamenten wurde zudem die Einrichtung eines Beirats gefordert, teilweise in einer Form, bei der explizit neben Vertretern der Eigentümer und Persönlichkeiten aus der Region auch solche von Gewerkschaften, Umwelt- und Verbraucherschutzverbänden und Kammern entsendet werden. Dahinter verbirgt sich auch der Wunsch nach transparenten und bürgernahen Entscheidungsprozessen in der Aussteuerung der STEAG. Unterschiedliche Auffassungen wurden hinsichtlich der zukünftigen Bedeutung des internationalen Geschäftes vertreten. Während in Duisburg und Bochum eine verstärkte Fokussierung auf die nationalen Aktivitäten und in Verbindung damit eine deutliche Rückführung des internationalen Bereichs gefordert wurde, plädierten die Abgeordneten in Dortmund gestützt auf einen Antrag der CDU zumindest für den Erhalt der Auslandsaktivitäten als Kraftwerksplaner und betreiber. In Oberhausen wurde zwar ebenfalls eine Fokussierung auf die inländische Energieversorgung verlangt, zugleich aber zum einen auch konstatiert, dass eine Trennung von den internationalen Geschäftsfeldern Zeit beanspruche. Zum anderen wurde gegen die Stimmen der Fraktion Linke.Liste verlangt, dass die Beteiligung eines Unternehmens mit Auslandserfahrungen beim internationalen Kraftwerksengagement geprüft werde. Ähnlich lautete ein mehrheitlich angenommener Ergänzungsantrag im Rat der Stadt Bochum, der dann allerdings noch eine langfristige Ausrichtung des neuen Partners einforderte. Besonderheiten in den Aufforderungen gab es erstens bezüglich der Frage des Erhalts der STEAG als integriertes Unternehmen. Eine solche Vorgabe wurde in Dortmund und in Oberhausen ausdrücklich und hier gegen den Widerstand der Linke.Liste-Fraktion aufgestellt. Aus Oberhausen stammen auch die Forderungen, zweitens die Technologie- und Servicesparte weiter auszubauen, drittens den Umbauprozess transparent durch 111

118 die Vorgabe eines Meilensteinplans zu gestalten und viertens als neue Partner nur kommunale Unternehmen zuzulassen. 112

119 Für eine Beurteilung der Perspektiven und Handlungsoptionen der STEAG bedarf es vorab der Beschreibung des energiepolitischen und wirtschaftlichen Umfelds, in dem sich das teilkommunalisierte Unternehmen bewegt. Die zwischenzeitlich etablierten und zukünftigen Marktstrukturen reflektieren dabei die mehrfach durch die Politik angepassten Spielregeln für die Branche. Im Mittelpunkt der vorrangig über die Richtlinienkompetenz der EU gestalteten Energiepolitik steht das energiewirtschaftliche Dreieck (vgl. Abb. 10). 190 Die Stromversorgung soll demnach gleichzeitig den Aspekten der Wirtschaftlichkeit, der Versorgungssicherheit und der Ökologie bzw. Nachhaltigkeit Rechnung tragen. Abb. 10: Energiewirtschaftliches Dreieck Wirtschaftlichkeit Ausgewogene Energieversorgung für die EU 3 Energiepolitisches und wirtschaftliches Umfeld des Steag- Deals Versorgungssicherheit Ökologie/ Nachhaltigkeit EU-Liberalisierungsrahmen mit länderspezifischen Umsetzungsunterschieden Unternehmensstrategien Neben diesen drei wurden zwar auch weitere Ziele, wie die im 1 Energiewirtschaftsgesetzt (EnWG) aufgezählte Kundenfreundlichkeit oder der von 190 Vgl. zu den Ausführungen in Kap. 0 insbesondere Bontrup, H.-J., Marquardt, R.-M., Kritisches Handbuch der deutschen Elektrizitätswirtschaft, Hg. Hans-Böckler-Stiftung, 2. Aufl., Berlin 2011; Bontrup, H.-J., Marquardt, R.-M., Chancen und Risiken der Energiewende, Hg. Hans-Böckler-Stiftung, Arbeitspapier 252, 2012 und Marquardt, R.-M., The Distribution of Productivity Gains in Germany s Electricity Markets, Presentation at the 34 th IAEE International Conference in Stockholm on June, 20 th,

120 ver.di geforderte Grundsatz Arbeitsplätze sichern und Know-how sichern 191, thematisiert. In der politischen Praxis standen und stehen sie jedoch nicht im Vordergrund. Einen wichtigen Beitrag zur Erreichung der angestrebten Ziele sollte der EU-weit angestoßene Liberalisierungsprozess leisten. Die Idee eines wettbewerbsbelebenden Binnenmarktes sollte damit auch auf die Energiewirtschaft übertragen werden. Dazu wurde in einem ersten Vorstoß 1996 der grobe rechtliche Rahmen in der Binnenmarktrichtlinie Elektrizität durch die EU-Kommission gemeinschaftsweit abgesteckt. Darin wurden für die nationale Umsetzung bewusst aber auch Freiräume eingeräumt, um in einer Art Trial-and-Error-Verfahren die zielführendste Vorgehensweise zu finden. Die Liberalisierung konnte daher von den Mitgliedstaaten unterschiedlich gestaltet werden. In Deutschland wurde dazu das seit 1935 (sic!) geltenden Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) novelliert. Infolgedessen kam es hierzulande 1998 zu einer Öffnung der bis dato durch staatlich regulierte Gebietsmonopole abgeschotteten Energiemärkte. Von nun an konnten industrielle, gewerbliche und private Kunden ihren Stromanbieter frei wählen, wodurch sich die Anbieter selbst dem Wettbewerb stellen mussten. 3.1 Marktentwicklung in der Elektrizitätswirtschaft Das Hauptinteresse der Politik galt zunächst dem Wirtschaftlichkeitsziel. Der neu eröffnete Konkurrenzkampf sollte belebend wirken und so die Produktivität und damit auch die Verteilungsmasse erhöhen. In den Genuss der Effizienzgewinn sollten dann durch fallende Strompreise die Abnehmer und hier vor allem die Industrie kommen, um so die internationale Wettbewerbsfähigkeit zu stärken (vgl. Abb. 19 auf S. 124). Die Erwartungshaltung war diesbezüglich unterschiedlich, der damals federführende Bundeswirtschaftsminister Rexrodt gab sich aber überzeugt, das neue Recht werde zu wettbewerbsfähigen Strom- und Gaspreisen beitragen, von denen alle Verbraucher profitieren werden. 192 Quantifizieren wollte er die erreichbaren Preissenkungen nicht; Schätzungen [...] aus der Wirtschaft zwischen 20 und 30 % erschienen ihm jedoch als realistisch. 193 Rückblickend wurde er in seinem Optimismus widerlegt. Die 191 ver.di, ver.di-grundsätze für ein Energiekonzept für Deutschland, Berlin , S Handelsblatt, Strom- und Gaskunden im Wettbewerb umworben, , S Handelsblatt, Rexrodt: Keine Schutzzäune für Kommunen, , S

121 Marktöffnung erzeugte zwar unter den Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) Anpassungszwänge, aber die erhoffte finale Wirkung für die Verbraucher blieb bisher aus. So legte die Wertschöpfung nach einem vorübergehenden, konjunkturell verursachten Einbruch ab 2001 bis 2008 nahezu kontinuierlich zu (vgl. Abb. 14). 194 Erst 2009 in Verbindung mit einem starken Konjunktureinbruch hat sich die Dynamik abgeflacht. Über den gesamten Beobachtungszeitraum von 1998 bis 2009 verbleibt trotzdem ein Anstieg von 41 %. Gleichzeitig ging die Zahl der Beschäftigten von rund um gut zurück (vgl. Abb. 11), nachdem bereits in Vorbereitung auf die Liberalisierung ein massiver Arbeitsplatzabbau erfolgte. Dabei instrumentalisierte das Management in der internen Auseinandersetzung die Drohung mit dem Wettbewerb zur Rechtfertigung von Rationalisierungsmaßnahmen. Durch Arbeitsverdichtung, Umorganisation, Outsourcen zu in der Regel schlechteren Konditionen, Frühverrentung, verstärktes Ausweichen auf Leiharbeit, eine Konzentration auf das Kerngeschäft, aber auch durch technologische Verbesserungen insbesondere in der bis dato maroden ostdeutschen Versorgungslandschaft öffnete sich so die Schere zwischen fast stetig wachsender Wertschöpfung und rückläufiger Beschäftigung immer weiter. In der verbliebenen Belegschaft musste nun jeder mehr Werte schaffen. Infolgedessen resultierte ein Anstieg der Arbeitsproduktivität im Beobachtungszeitraum von gut 80 % (vgl. Abb. 11). Demnach wurde in der Tat allerdings primär auf Kosten der Beschäftigten ein höheres Maß an Wirtschaftlichkeit erreicht. In der Verteilung der so erzielten Effizienzgewinne wurde die Belegschaft mit einem Plus bei den Personalkosten 195 pro Beschäftigten von rund 26 % abgespeist (vgl. Abb. 12). 194 Die nachfolgenden Daten stützen sich, sofern nicht anders vermerkt, auf Auswertungen der offiziellen Statistik des Statistischen Bundesamtes (Fachserie 4, Reihe 6.1). Sie reflektieren mit dem Jahr 2009 trotz des zeitlichen Hinterherlaufens den aktuellsten Datenstand. Genaugenommen wurden hier Unternehmen mit dem Schwerpunkt Elektrizitätsversorgung ausgewertet. Das Statistische Bundesamt weist ausdrücklich darauf hin, dass bei einem Teil der (Elektrizitäts-)Unternehmen (nicht bei allen!) Korrekturen vorgenommen werden; und zwar dahingehend, dass die fachlichen Betriebsteile Gas, Fernwärme und Wasser anderen Versorgungsbereichen zugeordnet werden. 195 In Relation zur Bruttowertschöpfung ohne Umsatzsteuer haben sie einen Anteil von rund 30 %. 115

122 Index: 1998 = in Mio. Abb. 11: Wertschöpfung und Beschäftigung Bruttowertschöpfung 1) und Beschäftigung Wertschöpfung (linke Skala) Beschäftigte (rechte Skala) 1) ohne USt Quelle: Statistisches Bundesamt und eigene Berechnungen Abb. 12: Produktivitäts- und Personalkostenentwicklung Arbeitsproduktivität 1) und Personalkosten 2) Produktivität Personalkosten 1) Bruttowertschöpfung ohne USt. je Beschäftigten 2) je Beschäftigten Quelle: Statistisches Bundesamt und eigene Berechnungen Über steigende bzw. neu eingeführte Steuern und Abgaben partizipierte der Staat in besonderer Form von der Branche. Nach Angaben des Bundesverbands der Energieund Wasserwirtschaft hatten die staatlichen Komponenten bei den Endpreisen für 116

123 Cent/KWh Haushaltskunden im Jahr 1998 nur einen Anteil von knapp 25 %. 197 Im Jahr 2011 belief er sich bereits auf knapp 46 %, wobei die Mehrwertsteuer mit einem Strompreisanteil von 16 % und die sehr dynamisch wachsende EEG-Umlage (vgl. Abb. 23) mit gut 14 % dominieren. Bei den Industriekunden betrugen die administrierten Preisbestandteile 1998 noch gut 2 % (vgl. Abb. 13). Bis 2011 ist der Wert, zumindest für die Abnehmer, die von der EEG-Umlage nicht befreit sind, auf über 38 % gestiegen. Mit einem Endpreisanteil von rund 26 % bzw. 11 % entfällt auf die EEG-Umlage bzw. die Stromsteuer das Hauptgewicht. Ohne die Mehrwertsteuer hat die administrierte Belastung der Strompreise 1998 rund 2,3 Mrd. EUR in die Kasse gespült, 2009 waren es noch 14,3 Mrd. EUR und 2011 geschätzte 23 Mrd. EUR, wobei der Anstieg zuletzt insbesondere auf den rasanten Zuwachs der EEG-Förderung zurückzuführen ist. Abb. 13: Strompreiszusammensetzung 15 Strompreiszusammensetzung 1) 1,54 0, ,08 0,11 3,53 0,11 5 9,15 8, Herstellungspreis Konzessionsabgaben StrEG/EEG KWK-G Stromsteuer 1) Industriekunden (0,16-20 GWh/a) Quelle: BDEW und eigene Berechnungen Vor diesem Hintergrund sind die Kunden der EVUs bei den letztlich zu zahlenden Stromendpreisen trotz der immensen Produktivitätsfortschritte allenfalls sehr kurzfristig in den Genuss von Vergünstigungen gekommen. Aber auch ohne den Preiseinfluss des Staates wäre ihre Verteilungsposition recht dürftig geblieben. 197 Vgl. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft, Foliensatz: Erneuerbare Energien und das EEG: Zahlen, Fakten, Grafiken, , S

124 Dies zeigt sich einerseits mit Blick auf das Niveau der Strompreise. Bereinigt um Steuern und sonstige Abgaben rangierten sie sowohl für Haushalts- als auch für Industriekunden in der EU bis 2009 in der oberen Hälfte (vgl. Abb. 14). Dies traf bei Haushaltskunden auch noch für das erste Halbjahr 2011 zu, wohingegen sich allerdings für die industriellen Abnehmer durch eine leichte Preissenkung eine deutliche Positionsverbesserung im EU-Ranking eingestellt hat. Andererseits blieb auch die Preisdynamik lange Zeit enttäuschend (vgl. Abb. 15). Selbst bereinigt um administrierte Komponente gab es nur zu Beginn der Liberalisierung eine kurze Phase rückläufiger Stromentgelte. Ab 2001 zogen die Tarife wieder deutlich an. Für Industriekunden lagen sie 2009 um rund 16 % über denen von Für private Haushalte ist der Anstieg auf etwa 10 % zu beziffern. 198 Ohne die die preistreibende Wirkung von zwischenzeitlich neu erhobenen Steuern und Abgaben hätten die Entgelte für Strom damit ungefähr ein Niveau erreicht, das mit dem der Vorliberalisierungsphase vergleichbar ist. Erst nach 2009 war hier bei Industriekunden ein Preisrückgang zu verzeichnen, bei Haushaltskunden immerhin eine Stagnation. 198 Aufgrund von Erfassungsbrüchen sind die Daten aber nur begrenzt vergleichbar, wobei die Grenzen angesichts des größeren Niveausprungs im Jahr 2007 bei den Preisen für Haushalte größere Vergleichbarkeitsdefizite vorliegen dürften. 118

125 Estland Bulgarien Finnland Frankreich Rumänien Niederlande Dänemark Schweden Slowenien Deutschland Portugal Ungarn Griechenl. Ver. Königr. Luxemburg Polen Belgien Lettland Litauen Spanien Tsch. Rep. Irland Italien Slowakei Zypern Malta Bulgarien Estland Rumänien Lettland Frankreich Griechenl. Litauen Portugal Slowenien Finnland Polen Tsch. Rep. Dänemark Niederlande Ungarn Ver. Königr. Slowakei Schweden Deutschland Italien Österreich Luxemburg Belgien Irland Spanien Malta Zypern in Cent/KWh in Cent/KWh Estland Frankreich Bulgarien Finnland Schweden Litauen Dänemark Rumänien Griechenl. Polen Lettland Slowenien Niederlande Portugal Deutschland Ver. Königr. Belgien Spanien Tsch. Rep. Luxemburg Irland Ungarn Malta Slowakei Zypern Bulgarien Estland Litauen Rumänien Frankreich Griechenl. Lettland Finnland Polen Slowenien Schweden Dänemark Tsch. Rep. Slowakei Ungarn Ver. Königr. Deutschland Österreich Spanien Portugal Niederlande Belgien Zypern Malta Irland Luxemburg in Cent/KWh in Cent/KWh Abb. 14: Deutsche Strompreise im EU-Vergleich Strompreise 1) : 2. Hj (Industriekunden: 0,5-2 GWh) Strompreise 1) : 2. Hj (Private Haushalte: kwh) ) ohne Steuern und sonstige staatl. Abgaben 1) ohne Steuern und sonstige staatl. Abgaben keine Angaben für Italien u. Österreich keine Angaben für Italien Strompreise 1) : 1. Hj (Industriekunden: 0,5-2 GWh) Strompreise 1) : 1. Hj (Private Haushalte: kwh) ) ohne Steuern und sonstige staatl. Abgaben 1) ohne Steuern und sonstige staatl. Abgaben keine Angaben für Österreich Quelle: Eurostat 119

126 Cent/KWh Cent/KWh Abb. 15: Strompreisentwicklung in Deutschland Industriekunden-Strompreise 1) Herstellungspreise Endpreis (ohne MwSt) 1) Verbrauch: 0,16-20 GWh/a Haushaltskunden-Strompreise 1) Herstellungspreise Endpreis (inkl. MwSt) 1) Verbrauch: kwh/a Quelle: BDEW In der Preisentwicklung kommt mithin in keiner Weise die enorme Produktivitätssteigerung zum Ausdruck. Zwar ließe sich dies im Prinzip auch durch höhere Ausgaben an die Zulieferer erklären. So haben sich die Kosten für fremdbezogene industrielle und handwerkliche Dienstleistungen zwischen 1998 und 120

127 in Mio. in v.h auch aufgrund des Outsourcens mehr als verdoppelt, während sich die Ausgaben für Materialverbrauch und Wareneinsatz sogar mehr als vervierfacht haben. Wären diese Belastungen aber nur neutral in die Preise weitergereicht worden, hätte es nicht zu einer Gewinnexplosion bei den Stromanbietern (vgl. Abb. 16) kommen können. Denn im Beobachtungszeitraum haben sich die Gewinne mehr als vervierfacht. Dabei besteht in der Gewinndynamik nur ein fallweiser Zusammenhang zum Konjunkturverlauf, so dass der Profitanstieg eher struktureller als konjunktureller Natur ist. Abb. 16: Gewinnentwicklung Gewinnentwicklung und Konjunktur 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0-2,0-4,0-6,0-8,0-10, Gewinne (linke Skala) BIP-real (rechte Skala) Quelle: Statistisches Bundesamt und eigene, teils geschätzte Berechnungen Allerdings zeichnet sich am aktuellen Datenrand auch infolge der schweren Konjunkturkrise erstmals ein Gewinnrückgang ab. In den Jahren 2010 und vor allem 2011 könnte er sich sogar noch verschärft haben. Darauf deuten jedenfalls auch die Bilanzdaten der Big-4 hin (vgl. Abb. 16). Gerade für das zurückliegende Jahr sind hier erhebliche Einbrüche zu verzeichnen. E.ON und Vattenfall sind sogar deutlich in die Verlustzone abgerutscht. Ursächlich sind bei den vier Großkonzernen zum einen der frühzeitigere Atomausstieg, zum anderen enorme Abschreibungen auf internationale Beteiligungen. Möglicherweise machen sich in den aktuelleren Gewinn- und Preisdaten aber eben auch sich allmählich verändernde Wettbewerbsstrukturen bemerkbar. 121

128 in Mio. EUR Abb. 17: Big-4: Konzernüberschüsse "Big-4": Konzernüberschüsse E.ON RWE EnBW Vattenfall Europe Quelle: eigene Zusammenstellung nach Geschäftsberichten Oftmals rechtfertigt die Branche ihre hohen Gewinne mit einer hohen Investitionsintensität, die im Vorfeld von Kapazitätserweiterungen eine Akkumulation von Finanzkapital erfordere. Insofern seien die bis 2009 verzeichneten Gewinnzuwächse nicht zu beanstanden, sondern bildeten im Gegenteil eine notwendige Voraussetzung für eine neue Investitionswelle. Dieses Argument erweist sich jedoch als wenig überzeugend. Erstens benötigten gerade die branchendominierenden großen Unternehmen für ihre Investitionen nicht zwingend Eigenkapital zur Refinanzierung von Investitionen, da sie in der Vergangenheit einen hervorragenden, auch rege genutzten Zugang zum Kapitalmarkt hatten. Zweitens wurde zumindest bislang eher unterdurchschnittlich in Sachkapital investiert. Im Zeitraum von 1998 bis 2009 lagen die jahresdurchschnittlichen Investitionen um gut 29 % unter denen des Zeitraums von 1992 bis 1997 (vgl. Abb. 18). Erst zum Ende des Beobachtungszeitraums zeichnete sich eine investive Belebung in Richtung des Vorliberalisierungsniveaus ab. 122

129 in Mio. Abb. 18: Investitionsentwicklung Bruttoinvestitionen Quelle: Statistisches Bundesamt und eigene Berechnungen Dies lässt die Schlussfolgerung zu, dass die Gewinne eben nicht primär der Investitionsfinanzierung zugeführt wurden, sondern vorrangig für Beteiligungen und Aufkäufe, für andere Finanzinvestitionen oder Ausschüttungen an die Shareholder eingesetzt wurden. Letzteres trifft nicht nur auf die Big-4 zu, sondern sicherlich auch auf die Stadtwerke, bei denen sich mit Blick auf die klammen Kommunalhaushalte mittlerweile ebenfalls eine Gewinnanspruchsmentalität der Kämmerer etabliert hat. 200 Soweit die Gewinne ausgeschüttet wurden oder in strategische Beteiligungen flossen, sind sie jedenfalls zukünftig nicht mehr für Sachinvestitionen mobilisierbar. Angesichts inzwischen auch verschlechterter Ratings bei der Fremdfinanzierung könnte sich dies noch als Expansionshemmnis beim Ausbau der EE-Kapazitäten erweisen. Im Rückblick lassen die Daten folgendes Fazit zu (vgl. Abb. 19): Der drohende Wettbewerb in Verbindung mit erheblichen Regulierungsdefiziten (vgl. Kap ) wurde intern zu massiven Produktivitätssteigerungen instrumentalisiert. Die dadurch entstehende Verteilungsmasse ist nur in bescheidenem Umfang an die Beschäftigten weiter gereicht worden. In Verbindung mit einem Unterlaufen des Wettbewerbs durch Marktmachtbildung (vgl. Kap ) kamen aber auch die Verbraucher nicht in den Genuss der Effizienzgewinne. Sie wurden primär an die Shareholder verteilt. 200 Zumeist werden die Gewinne dort aber zur Quersubventionierung (insbesondere für den ÖPNV) eingesetzt und fließen so zumindest an die Bürger vor Ort zurück. 123

130 Abb. 19: Anspruch und Wirklichkeit der Liberalisierung 3.2 Entwicklung der Rahmenbedingungen der Elektrizitätswirtschaft Unterregulierungsphase Die enttäuschende Marktentwicklung lässt sich durch die strategische Reaktion der ehemals neun Verbundmonopolisten, durch technologische Rahmenbedingungen und durch politisches Versagen in Form einer Unterregulierung der Branche erklären Konzentrationsstrategie der Unternehmen Bei den EVUs sorgte der drohende Wettbewerb schnell für eine Machtkonzentration, deren Aufbau durch die Ausgangsstrukturen im Markt mit wenigen großen stromerzeugenden und vielen kleinen Anbietern ohne eigene Erzeugungskapazitäten begünstigt wurde. Die Dominanz wurde erstens durch das Fusionieren der neun Verbundmonopolisten kurz nach dem Beginn der Liberalisierung zu den Big-4 herbeigeführt, wobei den Marktführern, E.ON und RWE, von Seiten des Bundesgerichtshofes in 2008 sogar der Status eines gemeinsam marktbeherrschenden Duopols zugesprochen wurde. Entscheidend für den Machtaufbau war besonders die herausragende Stellung in der Erzeugungssparte und damit am Beginn der Wertschöpfungskette. Nach der jüngsten 124