Deutsche Braunkohle kostet Schweden Milliarden

Der schwedische Energiekonzern Vattenfall hat im Zuge des Verkaufs seines Braunkohlegeschäfts in Deutschland milliardenschwere Abschreibungen vornehmen müssen. Insgesamt habe Vattenfall im zweiten Quartal durch die Veräußerung Belastungen von 21,5 Milliarden schwedischen Kronen (umgerechnet 2,3 Milliarden Euro) verbucht, teilte der Versorger am Donnerstag mit.

Ein Verbleib der Geschäfte wäre aber nach den Worten von Vorstandschef Magnus Hall womöglich doppelt so teuer geworden. So hätten noch höhere Abschreibungen gedroht. Zudem hätte Vattenfall weitere Rückstellungen für die Wiederherstellung der durch den Tagebau zerstörten Landschaften bilden müssen. Vattenfall fuhr von April bis Ende Juni einen Nettoverlust von umgerechnet 2,8 Milliarden Euro ein.

Neben der schwedischen Heimat ist Deutschland der wichtigste Markt für Vattenfall. Doch die erodierenden Strompreise im Großhandel lasten schwer auf der Bilanz des hierzulande viertgrößten Energieversorgers. Seitdem Solar-, Wind- und Bioenergie vorrangig ins deutsche Stromnetz eingespeist werden, leidet die Profitabilität der großen konventionellen Kraftwerke. Aktuell fährt Vattenfall etwa mit seinen deutschen Kohlemeilern Verluste ein, da der Konzern an der Leipziger Strombörse für eine Megawattstunde Strom kaum mehr als 27 Euro erhält. Zum Vergleich: Vor vier Jahren bekam Vattenfall noch doppelt so viel Geld.

Auf Drängen der schwedischen Regierung steigt Vattenfall aus dem Geschäft mit der klimaschädlichen Kohleverstromung aus. Im April gab Vattenfall bekannt, dass der tschechische Energiekonzern EPH und sein Finanzpartner PPF fünf Kohlegruben, die Vattenfall in der ostdeutschen Lausitz betrieben hat, sowie drei weitere Kraftwerke in Deutschland übernimmt. Der Kaufpreis war nur symbolischer Natur. Vattenfall muss die Kohlesparte sogar mit 1,7 Milliarden Euro an Barmitteln ausstatten.

In den Kraftwerken und Tagebauen in Ostdeutschland beschäftigt Vattenfall rund 7500 Mitarbeiter. „Deutschland bleibt weiterhin einer der wichtigsten Märkte für Vattenfall, auf dem wir in allen wesentlichen Geschäftsbereichen vertreten sind“, betonte Konzernchef Hall am Donnerstag.

Der Deal stößt bei Umweltschützern jedoch auf heftigen Widerstand. Greenpeace moniert etwa, dass sich Vattenfall aus der Verantwortung für die Renaturierung der Tagebaue und den Rückbau der Kraftwerke stehlen könnte. Die Ökoaktivisten fürchten, dass die Rückstellungen für die Folgekosten der Kohlesparte nicht ausreichen und bei EPH als Käufer in keinen guten Händen liegen. „Das Geld für die Rekultivierung ist sicher“, entgegnete vor gut einem Monat.

Das Thema Rückstellungen ist Vattenfall aber weiterhin nicht los. Eine Kommission im Auftrag der deutschen Bundesregierung hat jüngst ein Modell zur Finanzierung des Atomausstiegs vorgelegt. Vattenfall hat zwar bereits rund 3,2 Milliarden Euro für den Rückbau seiner Atommeiler in Deutschland und die Zwischen- und Endlagerung des radioaktiven Abfalls gebildet. Aber wird der Vorschlag der Kommission zum Gesetz, muss Vattenfall auf die bereits gebildeten Rückstellungen nochmal einen Aufschlag von 35 Prozent zahlen.

Vattenfall musste bereits 2015 Abschreibungen in der Höhe von 3,9 Milliarden Euro auf unrentable Kraftwerke vornehmen. Als Folge von tiefroten Zahlen blieb Vattenfall-Chef Magnus Hall dem schwedischen Staat als Eigentümer sogar eine Dividende für das abgelaufene Geschäftsjahr schuldig.

KONTEXT

Die deutschen Atomkraftwerke und ihre Restlaufzeiten

Schrittweiser Automausstieg

Nach der Reaktorkatastrophe von Fukushima 2011 nahm die Bundesregierung ihre erst ein Jahr zuvor vereinbarte Laufzeitverlängerung für die Kernkraftwerke zurück und beschloss einen schrittweisen Atomausstieg. Statt frühestens 2036 soll nun der letzte Meiler bis 2022 vom Netz gehen. Acht AKW wurden 2011 sofort stillgelegt.

Rückbau

Der Rückbau wird Jahre dauern und Milliarden kosten - hinzu kommen die ungewissen Kosten bei der Endlagerung des Atommülls. Die Restlaufzeiten der noch in Betrieb befindlichen Reaktoren:

Neckarwestheim II (Baden-Württemberg)

Haupteigentümer: EnBW

Nennleistung in Megawatt: 1395

Restlaufzeit: sechs Jahre (1989 - 2022)

Philippsburg II (Baden-Württemberg)

Haupteigentümer: EnBW

Nennleistung in Megawatt: 1458

Restlaufzeit: drei Jahre (1984 - 2019)

Isar II (Bayern)

Haupteigentümer: Eon

Nennleistung in Megawatt: 1475

Restlaufzeit: sechs Jahre (1988 - 2022)

Gundremmingen B (Bayern)

Haupteigentümer: RWE/Eon

Nennleistung in Megawatt: 1344

Restlaufzeit: ein Jahr (1984 - 2017)

Gundremmingen C (Bayern)

Haupteigentümer: RWE/Eon

Nennleistung in Megawatt: 1344

Restlaufzeit: fünf Jahre (1984 - 2021)

Grohnde (Niedersachsen)

Haupteigentümer: Eon

Nennleistung in Megawatt: 1360

Restlaufzeit: fünf Jahre (1984 - 2021)

Emsland (Niedersachsen)

Haupteigentümer: RWE/Eon

Nennleistung in Megawatt: 1400

Restlaufzeit: sechs Jahre (1988 - 2022)

Brokdorf (Schleswig-Holstein)

Haupteigentümer: Eon/Vattenfall

Nennleistung in Megawatt: 1440

Restlaufzeit: fünf Jahre (1986 - 2021)