Herr Kusterer, mit den staatlichen Hilfen aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz hat die Ökostromproduktion in Deutschland ihren Aufschwung genommen. Damit soll nun ab Januar 2023 Schluss sein. So steht es im Koalitionsvertrag der neuen Bundesregierung. Wie verdient die EnBW künftig Geld?

Es ist das, was wir erwartet haben, und so haben wir uns auch strategisch aufgestellt. Für die Marktinte­gration der erneuerbaren Energien setzen wir uns schon seit Jahren ein. Wir haben frühzeitig darauf gesetzt, dass diese marktfähig werden. Bereits 2017 haben wir mit dem Offshore-Windpark „He Dreiht“ eine Auktion mit einem Nullgebot für die Einspeisevergütung – das heißt, ohne staatliche Förderung zu beanspruchen – für uns gewonnen. Das war das erste Nullgebot in einer Offshore-Ausschreibung in Deutschland. Dieser Meereswindpark wird bis 2025 gebaut. Mit „Weesow-Wilmersdorf“ haben wir gerade den größten ungeförderten Solarpark mit 187 Megawatt in Brandenburg gebaut. Zwei weitere Solarparks in der Nähe gehen Anfang 2022 ans Netz, so dass wir dann dort von rund 500 Megawatt ungefördert sprechen.

Woran liegt das?

Vor allem am technologischen Fortschritt. Die Kosten für die Stromproduktion aus Erneuerbaren sind dadurch in den vergangenen Jahren stark gesunken. Das gilt für Offshore-Wind genauso wie für Solar. Und die CO₂-Preise helfen im Moment, weil sie den Großhandelsmarkt stützen.

Wind- und Solarparks sind ein riskantes Geschäft.

Wir streuen das Risiko zum Beispiel über Beteiligungsmodelle. Alle unsere Offshore-Windparks haben wir zu 49% an Dritte abgegeben. Zum einen geht es um Risikodiversifizierung, zum anderen ist es natürlich auch eine Frage der Finanzierung während der Bauphase, gerade bei den großen Projekten im Offshore-Wind-Bereich. Sprich, dass man während der Bauphase schon jemanden an Bord hat, der dann auch 49% der Baukosten und direkten Vorfinanzierung übernimmt. Bei Onshore und Solar bauen wir in der Regel erst fertig, weil da die Vorfinanzierungskosten und auch der Zeitraum nicht so groß sind, und erst dann überlegen wir uns, ob wir einen Teil davon abgeben. Zum Beispiel haben wir letztes Jahr 49% an einem Portfolio von fertigen Onshore-Windparks an die Commerz Real verkauft, aus genau diesen Gründen.

Wie verdienen Sie nach dem Ende des EEG Geld mit Wind- und Solarparks?

Zum einen über die künftige Entwicklung der Großhandelsmarktpreise, zum anderen über den Abschluss langfristiger Abnahmeverträge mit Großkunden, sogenannte PPAs, Power Purchase Agreements, mit zehn bis 15 Jahren Laufzeit. Mit dem Auslaufen der klassischen EEG-För­derung entwickeln sich PPAs zu einem zentralen Instrument der Energiewende: Entwicklern von Erneuerbaren-Projekten ermöglichen sie eine verlässliche Finanzierung, Abnehmer unterstützen sie dabei, auch ambitionierte Klimaziele zügig zu erreichen. Langfristige Stromabnahmeverträge sind eine Antwort des Marktes darauf, die Energiewende auch ohne staatliche Unterstützung voranzubringen.

Sie haben gerade das erste PPA in der Rolle als Stromlieferant abgeschlossen. Worum geht es?

Die börsennotierte Betreibergesellschaft des Flughafens Frankfurt, die Fraport AG, und EnBW haben ein Corporate Power Purchase Agreement (CPPA) über den Bezug von Windenergie abgeschlossen. Über den langfristigen Stromabnahmevertrag sichert sich Fraport 85 Megawatt (MW) Leistung aus dem insgesamt 900 MW großen EnBW Windpark „He Dreiht“ in der deutschen Nordsee. Der CPPA ist mit Beginn des zweiten Halbjahres 2026 über 15 Jahre Laufzeit ausgelegt.

Was ist der Vorteil?

Wenn ich aus dem EEG draußen bin, habe ich in Zukunft keine vertraglich gesicherten stabilen Cash-flows mehr aus Wind- oder Solarprojekten. Dann sind solche PPAs ein Instrument, mit dem man eine Absicherung der künftigen Cash-flows hinbekommt, zumindest in Teilen – je nachdem in welcher Größenordnung man PPAs abschließen möchte und welche Größenordnung man als Marktrisiko ganz bewusst bei sich behält. Damit kann ich ein Projekt gegenüber Banken kreditwürdig ausgestalten, weil natürlich Banken daran interessiert sind, eine gewisse Stabilität in den künftigen Cash-flows zu haben, um eine Projektfinanzierung, insbesondere eine Non-Recourse-Projektfinanzierung, zu gewährleisten. Bei Beteiligungsmodellen gibt es strategische Investoren, die nehmen auch Marktrisiko. Aber es gibt eben auch Finanzinvestoren, die nicht jedes Marktrisiko nehmen wollen, und für die ist das ein probates Mittel, um in so ein Projekt einzusteigen.

Kurz vor dem Koalitionsvertrag gab es die UN-Klimakonferenz. Sie haben ein eigenes Klimaneutralitätsziel für 2035, also zehn Jahre früher als Deutschland als ganzes Land. Wie weit sind Sie damit?

Wir haben uns vorgenommen, bis 2030 unseren CO₂-Fußabdruck mindestens zu halbieren und dann bis 2035 klimaneutral zu sein.

Bezieht sich das auf Scope 1 bis 3 – also inklusive der Lieferanten und Kunden?

Das bezieht sich im Moment auf Scope 1 und 2, allerdings haben wir uns auch bei der SBTI, der Scienced-Based Targets Initiative, verpflichtet und sind gerade dabei, nochmal unsere Ziele Richtung Scope 3 festzulegen. Auch dazu wollen wir eine klare Aussage treffen, damit wir einschließlich Scope 3 am Ende klimaneutral sind. Mit Blick auf unsere Klimaneutralität bis 2035 sind wir auf gutem Weg. Im Wesentlichen betrifft das unsere eigene Erzeugung. Wir haben schon 40% unserer CO₂-in­tensiven Erzeugung zwischen 2012 und 2020 reduziert, durch Abschaltung bzw. Verkauf von neun konventionellen Kraftwerken. Und wir wollen um weitere 50% reduzieren bis 2030, um 2035 zu 100% klimaneutral zu sein. Das könnte sich sogar beschleunigen, da hätten wir auch nichts dagegen. Wenn ich etwa auf den Koalitionsvertrag schaue, ist jetzt der Kohleausstieg für 2030 vorgesehen. Ich würde davon ausgehen, dass der Ausstieg schneller kommt als das bisher gesetzlich vorgesehene Jahr 2038.

Wie erreichen Sie das?

Um Versorgungssicherheit zu gewährleisten, benötigen wir ein Backup-System, wenn die Erneuerbaren nicht da sind – sprich im Winter, wenn es dunkel ist, und wir ein Hochdruckgebiet über Deutschland haben. Dazu brauchen wir Gaskraftwerke in Deutschland – und um CO₂-frei­ zu werden, müssen wir dafür Sorge tragen, dass wir die Dekarbonisierung von Gas hinbekommen – also den Weg von der Kohle über klimafreundlicheres Gas hin zu Wasserstoff. Das wird aus meiner Sicht der entscheidende Punkt sein. Wenn es um die CO₂-Freiheit eines Wirtschaftssystems geht, dann brauchen wir in Deutschland Wasserstoff.

Welche Rolle wird die EnBW beim Wasserstoff spielen?

Wir sehen uns das Thema Wasserstoff entlang der gesamten Wertschöpfungskette an. Wir haben erste Projekte mit Elektrolyseuren und sehen uns an, wie man Wasserstoff aus Wind oder Methan herstellen kann. Dabei prüfen wir stets, was langfristig sinnvoll ist. Zum Beispiel muss man sicherstellen, dass, wenn man heute Gaskraftwerke baut bzw. von Kohle auf Gas umrüstet, diese dann perspektivisch auf den Einsatz von 100% Wasserstoff umbaubar sind. Ich glaube, das ist ein ganz entscheidender Punkt. Hinzu kommt die Frage der Infrastruktur, um Gas bzw. Wasserstoff transportieren zu können. Wir sind im Bereich der Gasnetze sehr stark vertreten, über die VNG und die Terranets BW, also über unsere Transportnetze. Entsprechend müssen wir als Betreiber Sorge dafür tragen, dass die Gasinfrastruktur perspektivisch in der Lage ist, Wasserstoff zu transportieren. Das ist auch Teil unserer Investitionspolitik im Bereich Gas. Gleichwohl ist im Moment die Produktion noch deutlich zu teuer, Wasserstoff müsste um den Faktor fünf günstiger werden, um wettbewerbsfähig zu sein. Das ist das eine. Das Zweite ist: Wo stellen wir den Wasserstoff her? Wenn wir tatsächlich in Deutschland Wasserstoff in größeren Mengen herstellen wollen, dann müsste der Ausbau der erneuerbaren Energien noch wesentlich schneller gehen, als es im Moment der Fall ist. Daher werden wir den Großteil des Wasserstoffs wahrscheinlich importieren müssen.

Verändert die UN-Klimakonferenz die Strategie der EnBW?

Man kann eher sagen, es geht in die richtige Richtung, auch wenn man vielleicht ein paar ambitioniertere Ergebnisse erhofft hätte. Die Klarheit, dass sich jetzt alle einschließlich Indien und China – wenn auch erst ein paar Jahre später – zum Ausstieg aus der Kohle verpflichten, unterstützt unsere Strategie. Unser Geschäftsmodell ist komplett auf Nachhaltigkeit ausgerichtet: Ausbau erneuerbarer Energien, Umbau des Stromerzeugungssystems in Richtung CO₂-freier Stromerzeugung, Versorgungssicherheit über unsere Netze, Ladeinfrastruktur.

Was halten Sie von der EU-Taxonomie – dem Regelwerk der EU, das definiert, ob Unternehmen ökologisch wirtschaften?

Wir sind selbst involviert gewesen bei der Erarbeitung – insofern unterstützen wir die EU-Taxonomie in dem, was erreicht werden soll, vollumfänglich. Ich finde es richtig und wichtig, dass wir Klarheit darüber haben, was als nachhaltig wirtschaftliche Aktivität in Europa gezählt wird. Als Investor – ob als Industrieunternehmen oder als Finanzinvestor und sei es als Eigenkapital- oder Fremdkapitalgeber – muss ich einen klaren Rahmen haben. Dafür ist die Taxonomie geeignet. Bei der konkreten Ausgestaltung gibt es allerdings ein paar Themen, da brauchen wir vielleicht etwas mehr Realitätsnähe. Das ist insbesondere der Fall, wenn ich an Gas als Brückentechnologie denke. Da besteht aus meiner Sicht noch Handlungsbedarf.

Warum können Sie Gas nicht als Brückentechnologie verwenden?

Jetzt wird es relativ technisch. Auf Basis der diskutierten Vorschläge ist vorgesehen, dass nur Energieerzeugungsanlagen, die maximal 100 Gramm CO₂-Äquivalent pro Kilowattstunde emittieren, in der EU-Taxonomie als nachhaltige wirtschaftliche Aktivität zählen. Das ist auch mit modernsten Gaskraftwerken nicht machbar. Im Moment müsste mangels anderer Alternativen für eine Übergangszeit noch Erdgas eingesetzt werden, dann CO₂-ärmere, klimafreundlichere Gase und erst, wenn genügend Volumen da ist, kommt der Einsatz von CO₂-freiem Wasserstoff. Deswegen setzen wir uns stark für die Einstufung von Gas als nachhaltige Übergangstechnologie ein. Eine Übergangskategorie für Aktivitäten, die notwendig sind, aber noch nicht die höchsten Standards erfüllen, ist unter bestimmten Bedingungen in der Taxonomieverordnung vorgesehen. Dieser Weg ist jedoch mit den Grenzwerten, die für Gaskraftwerke in den Entwürfen stehen, nicht machbar. Deswegen wird das Thema Gas bis auf die höchste politische Ebene zu Recht sehr intensiv diskutiert. Für uns und für Deutschland als Wirtschaftsstandort ist das ein entscheidender Punkt. Wenn wir über den Ausstieg aus der Kernenergie sprechen, parallel dazu über den Ausstieg aus Kohle, brauchen wir ein Back-up-System.

Durch den Umbau von Gaskraftwerken?

Genau. Durch den Um- oder Neubau von Gaskraftwerken, die dazu in der Lage sind, perspektivisch Wasserstoff einzusetzen. Beimischung ist bei den meisten schon möglich. Aber es geht darum, auch 100% Wasserstoff einsetzen zu können. Das ist bei den modernen Gaskraftwerken möglich. Daher halte ich es auch für richtig, dass diese Umstellungsfähigkeit auf Wasserstoff zwingend ist, wenn man heute ein Gaskraftwerk baut.

Wie lange braucht der Umbau von Gaskraftwerken für Wasserstoff?

Da müsste man jetzt ganz aktuell darüber nachdenken, schnellstmöglich von Kohle auf moderne Gaskraftwerke umzustellen. Bei uns kommt noch die Besonderheit dazu, dass bei den meisten Kraftwerksstandorten noch Fernwärme mit dabei ist, als Auskopplung. Das heißt, man muss auch die Fernwärmeversorgung langfristig sicherstellen. Insofern würde eine schnelle Umstellung Sinn machen. Denn je schneller man ein modernes Gaskraftwerk hinstellt, desto schneller kann man die CO₂-Emissionen durch das Abschalten der Kohlekraftwerke reduzieren.

Ab wann können Sie einer Dunkelflaute mit Wasserstoffkraftwerken begegnen?

Realistisch ist die Frage in der Tat nicht beantwortbar, aber nicht, weil ich das nicht wollte. Wir gehen davon aus, dass wir über Mitte der 2030er sprechen, bis Wasserstoff in größerem Volumen zur Verfügung steht. Erst dann wären wir in der Lage, Stromerzeugung aus mit Wasserstoff betriebenen Gaskraftwerken in relevanter Größenordnung umzusetzen. Das ist zwingende Voraussetzung für unsere Klimaneutralität 2035.

Im Moment macht ja eher der hohe Gaspreis Schlagzeilen. Woran liegt das?

Da ist zum einen der schnelle globale Hochlauf von Nachfrage und Indus­trieproduktion nach Corona, insbesondere in China und Indien. Hinzu kommt, dass wir global ein schlechtes Jahr für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien hatten. In Deutschland hatten wir ein ganz schlechtes Windjahr. In China war es ein schlechtes Jahr, was Wasserkraft angeht. Vor diesem Hintergrund ist die Nachfrage nach Gas und Kohle für die Stromerzeugung deutlich nach oben gegangen. Und damit auch die Preise: Kohle hat sich etwa verdreifacht und Gas sogar vervierfacht seit Beginn dieses Jahres. Hinzu kamen noch Produktionsausfälle, etwa in Russland bei ein, zwei der größeren Produktionsstätten. Das ist jedoch mittlerweile nicht mehr der Fall. Also, mal abwarten, wie es nach dem Winter aussieht.

Haben Sie einen eigenen Standpunkt zum richtigen Umgang mit der russischen Ostsee-Gaspipeline Nord Stream 2?

Ich sehe Nord Stream 2 als Optionalität und nicht als Verpflichtung, um Gas abzunehmen. Es ist genauso eine Option wie LNG (Flüssiggas) aus anderen Regionen der Welt. Wir haben mehrere Möglichkeiten, und die Leitung ist da, sie ist auch gefüllt, und jetzt ist es eine regulatorische und genehmigungsrechtliche Frage.

Sie haben das Ziel, bis 2025 den Betriebsgewinn auf mehr als 3 Mrd. Euro zu steigern. Wie weit sind Sie auf diesem Weg?

So wie wir uns das bisher vorgenommen haben. Unser Ziel sind 3,2 Mrd. Euro Adjusted Ebitda im Jahr 2025, und wir sind zuversichtlich, dass wir das erreichen können. Wir haben Wachstumsmöglichkeiten in allen Geschäftsbereichen. Hier zeigt sich unsere diversifizierte Aufstellung im Positiven. Das bringt auch Herausforderungen mit sich, weil unsere finanzielle Leistungsfähigkeit be­grenzt ist. Das bedeutet, man muss Entscheidungen treffen, in welchen Teil des Geschäftsfeldes man wie viel zu welchem Zeitpunkt investiert. Die entscheidende Frage lautet: Wie strukturiere und gestalte ich Wachstum? Das ist gerade die Herausforderung.

Bis dahin wollen Sie 12 Mrd. Euro investieren. Wie viel ist es dieses Jahr ungefähr?

2021 sind es um die zweieinhalb Milliarden, die wir investieren – im Wesentlichen in Netze und erneuerbare Energien. Wir haben uns vorgenommen, 12 Mrd. Euro zwischen 2021 und 2025 zu investieren, davon 4 Mrd. Euro in erneuerbare Energien sowie ungefähr 6 Mrd. Euro in Netze, 1 Mrd. Euro in Ladeinfrastruktur und 1 Mrd. Euro in Glasfaser, sprich in Telekommunikation. Was wir früher in sieben Jahren investiert haben, machen wir jetzt in fünf Jahren.

Verdienen Sie mit der Ladeinfrastruktur Geld?

Das erwarten wir frühestens 2025. Aktuell ist es eine Vorfinanzierungsphase. Es geht darum, die besten Standorte zu sichern, und wir haben ein klares Geschäftsmodell, nämlich Schnellladeinfrastruktur. Im Vergleich zu unseren ersten Business Cases wurden die Prognosen für die Marktentwicklung bereits mehrfach nach oben korrigiert, wir sehen eine positive Entwicklung beim Hochlauf der Fahrzeuge. Bis 2030 werden es voraussichtlich rund 15 Millionen Fahrzeuge mit Elektroantrieb auf deutschen Straßen sein, das sind die letzten Schätzungen. Das ist eine sehr erfreuliche Entwicklung.

Wird die Stromerzeugungsmenge zum Problem, wenn so viele Elek­troautos dazukommen?

Nein, das sehen wir nicht, das hält sich in Grenzen. Wir reden hier über etwa 5% des aktuellen Stromverbrauchs in Deutschland. Mehr ist das nicht. Also das ist kein Thema der Stromerzeugung, es ist eine Frage der gesamten Infrastruktur. Aber auch da bin ich zuversichtlich angesichts der Ausbaugeschwindigkeit der Ladeinfrastruktur. Wir haben das größte Schnellladenetz in Deutschland, und die Position wollen wir beibehalten. Im Moment haben wir 650 Schnellladestandorte, das sind 2000 Schnellladepunkte, und 2025 wollen wir 2500 Standorte haben.

Im Koalitionsvertrag ist die Rede von der Gründung einer Stiftung für den Ausstieg aus der Kohle.

So wie ich das lese, geht es um die Braunkohle, und wir haben keinen Tagebau. Wir haben nur 50% des Kraftwerkes in Lippendorf, die andere Hälfte gehört der Leag. Insofern sind wir davon gar nicht betroffen.

Bringen Sie sich beim Nachhaltigkeitsstandardsetzer ISSB ein?

Wir haben die Bewerbung unterstützt, dass das ISSB nach Frankfurt kommt. Das ist eine gute Sache für Frankfurt und stärkt Deutschlands Rolle bei der globalen Nachhaltigkeitsberichterstattung. EnBW ist Gründungsmitglied des International Integrated Reporting Council, das sich vor Kurzem mit dem amerikanischen SASB zusammengeschlossen hat und nun im ISSB aufgeht – so dass diese Vorarbeit als Grundlage dient. Das kann dazu beitragen, dass es deutlich schneller zu einer Festlegung weltweit gültiger Standards kommt, um Transparenz zu schaffen und Greenwashing zu vermeiden.

EnBW-Vorstandschef Frank Mastiaux scheidet 2022 aus. Würden Sie als Nachfolger zur Verfügung stehen, wenn man Sie fragt?

Das ist allein Sache des Aufsichtsrats – mehr ist dazu nicht zu sagen.

Das Interview führte