Die Bundesregierung hat als verpflichtendes Ziel festgelegt, bis 2020 den CO2-Ausstoß um 40% gegenüber 1995 zu senken und einen Anteil der regenerativen Energien an der Stromerzeugung von 35% zu erreichen. Die amtierende Regierung arbeitet an einem neuen Energiemarktdesign, das verschiedene Modelle mit Kapazitätsmechanismen enthält und voraussichtlich „saubere Energien“ bevorzugen wird. Nordrhein-Westfalen hat als Energie- und Industrieregion eine wichtige Position. Wünschenswert ist daher eine vorbildliche Rolle in Hinblick auf eine erfolgreiche Energiewende und die Zielsetzung der CO2-Reduzierung. Nicht zuletzt, weil in NRW über 36.000 Arbeitnehmerinnen und Arbeitnehmer (mit steigender Tendenz) allein in Unternehmen des regenerativen Anlagen- und Systembaus beschäftigt sind, wie die EnergieDaten NRW belegen.
Die Energiemarktbedingungen haben sich grundlegend in den letzten Jahren verändert, das Risiko durch die steten Veränderungen ist evident. Die Situation bei Steinkohlekraftwerken ist zurzeit angespannt, die großen Energieunternehmen RWE, EnBW und EON überprüfen aktuell die Wirtschaftlichkeit ihrer Kohlekraftwerke und planen, zahlreiche Kraftwerke im In-und Ausland stillzulegen. Der ökologische Umbau der STEAG zu einem „Erneuerbaren Energieerzeuger“ ist vor diesem Hintergrund nicht nur ökologisch sinnvoll, sondern auch ökonomisch unumgänglich.
Daher bitten wir, den mittel- und langfristigen Umbau der STEAG zu einem modernen Energieunternehmen dem Rat der Stadt Dortmund darzustellen und die folgenden Fragen vor diesem Hintergrund zu beantworten:
1. Wie viele der insgesamt acht STEAG-Steinkohlekraftwerke in Deutschland liefen 2012 im Volllastbetrieb? Ist es richtig, dass die Zeiten von über 5000 h/a auf 3000 h/a gesunken sind? Wie werden gesunkene Jahresvoll-Benutzungsstunden der Kraftwerke ausgeglichen?
2. Wie oft waren STEAG-Kohlekraftwerke in Deutschland 2012 in einer benachteiligten Position bei der Stromeinspeisung (Merit-Order)? Wie häufig und bei welchen der acht inländischen Kraftwerke konnte mit der Differenz zwischen den zurzeit hohen Grenzkosten und dem erzielten Preis an der Strombörse EEX die Deckung der gesamten Kosten (Brennstoffkosten, CO2-Gestehungskosten) nicht erreicht werden? Bitte detaillierte und belegbare Prozentangaben formulieren.
3. Wie viele der acht Steinkohlekraftwerke der STEAG verfügen über KWK und wie viele sollen in den nächsten Jahren auf KWK umgestellt werden? Wie viele Kraft-werke ohne KWK sind nach a) 1964 b) nach 1980 c) nach 2000 in Betrieb gegangen?
4. Wie bewertet die STEAG die Unsicherheit über die Zukunft des CO2-Handels und eine mögliche Verteuerung der Zertifikatspreise?
5. Wie bewertet die STEAG die Wirkung von Kapazitätsmechanismen und die Notwendigkeit dieser Form von Vergütung für bereitgestellte Kraftwerkskapazität?
6. Mit welchen Rest-Laufzeiten der acht Kraftwerke mit Standort in Deutschland rech-net die STEAG in der Mittelfristplanung (bitte kraftwerksscharf angeben)? Bei welchen Kraftwerken gibt es ggf. eine Differenz zwischen dem Erreichen der techni-schen Lebensdauer und der Wirtschaftlichkeit der Kraftwerksblöcke? Wenn ja, welche Konsequenzen werden daraus gezogen?
7. Wie sieht ein notwendiger Stufenplan (in investiver und zeitlicher Hinsicht) aus, schrittweise aus der STEAG-Steinkohlenverstromung aus- und schrittweise in die erneuerbare Stromerzeugung einzusteigen? Welches Zeitfenster und welche strategischen Meilensteine hat STEAG bislang dafür definiert?
8. Wie bewertet die STEAG den Kosten-Nutzen-Faktor von Kraftwerken, die in Zukunft lediglich als Sicherheitsreserve beibehalten und nicht endgültig abgeschaltet werden?
9. Wie bewertet die STEAG die Entwicklung der Strompreise im Großhandel, die auf der Basis der Grenzkosten der Kraftwerke gebildet werden? Welche Auswirkungen haben die voraussichtlich anhaltenden niedrigen Strompreise für die Mittelfristplanung?
10. Die STEAG plant, 1,4 Mrd. Euro zwischen 2013 und 2017 in Wachstumsprojekte zu investieren – davon 67% Projekte im Bereich Erneuerbare Energien, insbeson-dere sind Investitionen in Windparkanlagen im Ausland geplant. Wie hoch ist der Anteil an Investitionen im Inland? In welche Projekte werden die übrigen 33% der Gesamtinvestition von 1,4 Mrd. investiert? Wie viele Mio. Euro wurden 2011/2012 in die Ertüchtigung bestehender Kraftwerke (Filteranlagen etc.) investiert?
11. Wie viele Megawattstunden Strom hat die STEAG im ersten Quartal 2013 aus regenerativen Energien gewonnen? Ist für 2020 ein Anteil der erzeugten Strommen-gen von 25% aus EE geplant oder liegt die Planung bei 35%, wie es das Nahziel der Bundesregierung vorsieht?
12. Für welche Maßnahmen/Ertüchtigungen und bei welchen Kraftwerken wurden 2012 rund 43 Millionen Euro in die vorhandenen STEAG-Kraftwerke investiert?
13. Wie bewertet STEAG das Risiko, dass die Weltmarktpreise für Importkohle in absehbarer Zeit wieder höher werden können und damit die Steinkohlenkraftwerke einem zusätzlichen Wettbewerbsdruck ausgesetzt wären? Experten sagen voraus, dass der derzeitige preismindernde Faktor für Steinkohle auf dem Weltmarkt kein dauerhafter Trend sein wird.
14. Der Aufsichtsratsvorsitzende der STEAG kündigte im Februar 2013 gegenüber der WAZ und in einem Mitarbeiterrundschreiben an, dass bis Mitte 2013 ein neuer Partner gefunden werde. Dieser sollte laut WAZ Kapital einbringen, um die Geschäfte der STEAG im In- und Ausland weiterzuentwickeln. Herr Rumstadt kündigte an, dass Anleger „mit ins Boot geholt werden“. Wie viele private Investoren interessieren sich zurzeit für die 2. Tranche? Bis wann werden ggf. die Verhandlungen abgeschlossen sein?
15. Herr Rumstadt erklärte im April in der Zeitung für kommunale Wirtschaft, dass von der STEAG ein Partnerschaftsmodell mit Stadtwerken zur gemeinsamen Realisierung von regenerativen Neuprojekten entwickelt wurde. Dieses Modell soll in die Gründung einer Gesellschaft münden, über die ausgewählte Stadtwerke in regenerative Energien investieren können. Nach welchen Kriterien werden die Stadtwerke ausgewählt? Gehört die DSW 21 voraussichtlich dazu?