Herr Lewis, Sie haben vor rund drei Jahren im Energiekonzern Uniper das Ruder übernommen, kurz nachdem das Unternehmen beinahe kollabiert wäre: In der Gaskrise 2022 musste Uniper mit 13,5 Milliarden Euro Staatsgeld gerettet werden. Heute befindet sich die Welt schon wieder gefühlsmäßig in der nächsten Gaskrise. Was macht das mit Ihnen als Manager?Ganz am Anfang des Irankriegs hatte ich schon einen kleinen Schockmoment. Es war ein Samstagmorgen, ich war zu Hause und habe das Radio eingeschaltet. Als ich die Nachricht gehört habe, dachte ich: Was bedeutet das? Ich bin sicher, dass wir inzwischen ein robustes und resilientes Portfolio haben. Trotzdem habe ich sofort einen Videocall angesetzt mit unserem Finanzchef, und gemeinsam haben wir dann noch unseren Risikomanager dazugeschaltet. Der sah ziemlich entspannt aus, und seine ersten Worte waren so ungefähr: „Kein Stress, Mike.“ Dieser Moment zeigt, dass es in diesem Job immer wieder Situationen gibt, wo man sich sofort auf neue Entwicklungen einstellen muss.Vergangene Woche gab es auch so einen speziellen Moment. Die Bundesregierung hat den Startschuss für die Reprivatisierung von Uniper gegeben. Was wäre Ihnen als Variante am liebsten – Börsengang oder Privatverkauf?Das ist eine Frage für die Bundesregierung. Unsere Aufgabe ist, Uniper reprivatisierungsfähig zu machen. Das haben wir in den letzten drei Jahren gemacht. Jetzt stehen wir bereit.Früher haben Sie mal gesagt, ein Börsengang hätte einen gewissen Charme. Das wollen Sie so nicht wiederholen?Es gibt Vorteile und Nachteile für alle Varianten. Die Bundesregierung muss die Entscheidung treffen, wir werden alle Möglichkeiten unterstützen.Als mögliche Käufer werden die Investmentgesellschaft Brookfield, der tschechische Milliardär Daniel Křetínský, die norwegische Equinor und Taqa aus Abu Dhabi gehandelt. Ist da irgendjemand dabei, der Ihnen lieber oder weniger lieb wäre?Egal, wer der Eigentümer wird, mir ist vor allem wichtig, unsere Strategie umzusetzen. Wir sind ein zentraler Pfeiler für Versorgungssicherheit und Dekarbonisierung in unseren Kernmärkten. Wir müssen unser Kraftwerksportfolio neu zusammensetzen, weil wir bis 2029 aus der kommerziellen Kohleverstromung aussteigen. Wir haben zudem nach dem Angriff Russlands auf die Ukraine unser russisches Geschäft verloren. Deswegen müssen wir uns ganz neu aufstellen – CO₂-arm, mit erneuerbarer Energie und grünem Wasserstoff, mit Pumpspeicherkraftwerken in Bayern und neuen flexiblen Kapazitäten.Was haben Sie konkret für die Privatisierungsfähigkeit getan?Im Wesentlichen drei Dinge: erstens die neue Strategie entwickelt, die wir konsequent umsetzen – wir haben bislang neue Investitionen von mehr als 1,4 Milliarden Euro genehmigt, in erneuerbare Kapazitäten, in ein großes Pumpspeicherkraftwerk und in grüne Gase wie Wasserstoff. Zweitens unsere Bilanz gestärkt: Wir haben eine Netto-Cash-Position von 4,4 Milliarden Euro, unser Stand-alone-Kreditrating hat sich um mehrere Stufen verbessert. Und drittens: Wir haben alle Herausforderungen der Vergangenheit gelöst. Im Schiedsgerichtsverfahren mit Gazprom waren wir erfolgreich, wir haben mehr als 13 Milliarden Euro Schadenersatz zugesprochen bekommen und unsere langfristigen Verträge mit Gazprom Export beendet.Bei den 13 Milliarden geht niemand davon aus, dass Sie das Geld wirklich sehen werden. Gazprom wird wohl nicht zahlen. Und Russland ist auch schuld daran, dass Sie noch nicht alle EU-Auflagen erfüllt haben, die damals mit dem Staatseinstieg verbunden waren. Wo stehen Sie da?Wir haben das Kohlekraftwerk Datteln 4, das ungarische Kraftwerk Gönyű, unsere Beteiligung am lettischen Versorger Latvijas Gāze, unser deutsches Fernwärmegeschäft und weitere Vermögenswerte verkauft – all das waren EU-Auflagen. Der Verkauf unserer Beteiligung an der Opal-Gaspipeline und am Heliumgeschäft wird bis Ende des Jahres erledigt sein. Der letzte offene Teil ist der Verkauf des russischen Energieversorgers Unipro. Unipro wird von der russischen Treuhand verwaltet, wir haben darüber keine Kontrolle, keine Zugriffsmöglichkeit, noch nicht mal Kontakt zu dem Unternehmen. Wir werden Unipro sofort verkaufen, wenn wir die faktische Möglichkeit dazu haben, aber momentan geht das nicht. Mit der EU-Kommission sind wir darüber im Dialog.In der Reprivatisierung verkauft der Bund also eine deutlich kleinere Uniper?Das stimmt, unser Portfolio ist deutlich kleiner als vor der Krise. Deswegen investieren wir jetzt in neue Kraftwerksanlagen in Europa mit einem klaren Fokus auf Deutschland. Und wir bauen unser Gasbezugsportfolio neu auf. In den vergangenen zwei Jahren haben wir neue langfristige Verträge geschlossen, zum Beispiel mit Woodside in den USA und in Australien oder mit Tourmaline in Kanada. Wir werden die Fehler der Vergangenheit nicht wiederholen – wir werden uns nicht mehr an einen einzelnen Partner oder ein einzelnes Land so stark binden, also kein Klumpenrisiko mehr.Wird der deutsche Steuerzahler am Ende einen Verlust hinnehmen müssen?Das lässt sich heute noch nicht beantworten. Wir haben bis jetzt mehr als drei Milliarden Euro zurück an die Bundesrepublik Deutschland bezahlt, inklusive der jüngst genehmigten Dividende sind es rund 3,4 Milliarden. Das ist ein signifikanter Teil der 13,5 Milliarden, die es damals als Beihilfe gab. Wie viel in einem Verkaufsprozess erzielt werden kann, ist schwierig abzuschätzen. Derzeit sind nur circa 0,8 Prozent von unseren Aktien im Streubesitz. Die geringe Handelsliquidität hat möglicherweise Auswirkungen auf den Aktienkurs. Wir setzen alles daran, mit der Umsetzung der Strategie Wert zu schaffen, der unseren Aktionärinnen und Aktionären zugutekommt.Der Bund will sich eine Sperrminorität behalten, gleichzeitig hält Deutschland am Atomausstieg fest. Uniper ist in Schweden aber an Atomkraftwerken beteiligt. Ist das eine politisch schwierige Zwitterstellung?Nein, ist es nicht. Die schwedischen Kernkraftwerke liefern einen signifikanten Teil unserer dortigen Stromproduktion. Sie tragen dazu bei, dass schon heute über 50 Prozent des von Uniper erzeugten Stroms CO₂-arm sind. Kernkraft hat in der schwedischen Bevölkerung eine sehr hohe Akzeptanz. Wir werden diese Anlagen behalten, investieren und weiter ein zuverlässiger Betreiber sein. Aber wir haben keinen Neubau von Kernkraftwerken geplant – denn das kostet wahnsinnig viel Geld und dauert lange.Der Uniper-Chef hat zur Reprivatisierung noch einiges zu erklären.Lucas BäumlDer Irankrieg macht vielen Angst, auch mit Blick auf die Versorgungssicherheit. 70 Prozent der Deutschen fürchten laut einer Eon-Umfrage Engpässe bei den Fossilen. Wie wahrscheinlich ist eine Gasmangellage?Ich kann nur anhand der Preissignale analysieren, wie der Markt die Lage bewertet: Im Moment ist der Gaspreis für dieses Jahr sehr hoch – um die 50 Euro. Aber dann senkt er sich über die nächsten paar Jahre. Das bedeutet, der Markt erwartet, dass sich die Lage im Nahen Osten wieder beruhigt. Je länger die Straße von Hormus jedoch geschlossen bleibt, desto wahrscheinlicher ist ein weiterer Anstieg der Gaspreise. Es geht nicht nur um Energielieferungen, sondern ganze Wertschöpfungsketten sind durch den Konflikt gestört oder unterbrochen. So ist unter anderem der Export von Düngemitteln blockiert und damit eine der Grundbedingungen für die weltweite Versorgung mit Nahrungsmitteln verletzt. Wir hoffen, und ich glaube, die gesamte Welt hofft, dass hier eine diplomatische Lösung gefunden wird. Der Konflikt in Nahost ist nicht nur ein ökonomisches Problem, sondern eine humanitäre Krise und eine Bedrohung für die Sicherheit in der Region mit weltweiten Folgen.Gäbe es physisch genug Gas auf der Welt, wenn der gesamte Nahe Osten längerfristig ausfiele?Ja, es dürfte genug Gas geben. 20 Prozent des gesamten LNG-Markts fließen durch die Straße von Hormus, aber das sind nur drei Prozent des gesamten Gasmarkts. LNG spielt eine große Rolle für die Preisbildung auf den globalen Märkten, aber volumenmäßig ist der Anteil noch relativ klein.Wie rüstet sich Uniper selbst?Wir haben unser Portfolio erheblich diversifiziert – wir können LNG aus Australien, den USA und Kanada nach Europa bringen und beziehen erhebliche Mengen an Pipeline-Gas. Es gibt derzeit kein Volumenproblem, wohl aber Preiseffekte.Qatar war in Ihrer Aufzählung der langfristigen Vertragsverhältnisse nicht dabei. Wie sind Unipers Beziehungen dorthin und generell in die Region?Wir haben mit den führenden Produzenten der Region wie Adnoc und Qatar Energy gesprochen, aber bisher keinen langfristigen Vertrag unterzeichnet.Führen Sie weiterhin Verhandlungen in der Region?Ja, wir sind in Gesprächen mit vielen verschiedenen Partnern, auch dort. Am Ende muss jeder langfristige Vertrag ökonomisch sinnvoll sein und in unser Risikomanagement passen. Unsere Risiken haben wir in den vergangenen drei Jahren deutlich reduziert – deswegen sind wir sehr stabil in dieser Krise. Ein langfristiger Vertrag etwa mit Partnern in der Region ist sinnvoll, wenn er zur Diversifizierung beiträgt. Problematisch ist es nur, wenn alles Erdgas aus einer Region oder einem Land kommt – das war unser großer Fehler der Vergangenheit. Den wiederholen wir nicht.Gibt es bei Uniper im Moment einen Krisenstab?Keinen Krisenstab, aber einen Regeltermin zweimal pro Woche mit allen wichtigen Abteilungen und dem Vorstand. Wir haben ein Büro in der Nahost-Region, die sind immer dabei, um die lokale Perspektive zu erklären. Es geht im Wesentlichen um zwei Dinge: Haben wir im Moment spezifische Probleme, und was kommt in den nächsten Tagen? Wir müssen bereit sein, zu reagieren, falls eine Eskalation kommt oder eine Preiskorrektur.Wie sieht es mit den Fristigkeiten Ihrer Lieferverträge aus?Wir haben mit der Kündigung der Langfristverträge mit Gazprom Export rund 200 Terawattstunden Gasbezug verloren. Im Moment haben wir über 100 Terawattstunden langfristige Verträge unter anderem mit Aserbaidschan, Norwegen, den Niederlanden, Rumänien, USA, Australien und Kanada. Wir decken mehr als die Hälfte unseres Vertriebsgeschäfts mit diesen langfristigen Verträgen, den Rest kaufen wir auf dem Großhandelsmarkt.Die Hälfte, das klingt viel.Ja, es ist ziemlich viel. Zugleich ist das Thema sehr kompliziert. Wir wissen nicht genau, wie lange und wie viel Erdgas wir in Deutschland brauchen. Man muss abschätzen, wie schnell die Elektrifizierung läuft – E-Autos, Wärmepumpen – und wie viel Erdgas die neuen Gaskraftwerke brauchen werden. Wie wird sich die Industrienachfrage entwickeln? Unsere Absicht ist, ein Profil zu haben, bei dem sich die kontrahierte Menge über Zeit reduziert und das gleichzeitig Flexibilität ermöglicht. Falls sich die Elektrifizierung in die Länge zieht, können wir dieses Profil anpassen. Denn eins ist klar: Wir werden liefern. Sogar in der Krise 2022, als wir alles russische Gas verloren hatten, haben wir keinen einzigen Kunden im Stich gelassen.Wie lange dauert es, bis steigende Preise an die Kunden weitergegeben werden?Grundsätzlich gilt: Je länger diese Krise dauert, desto wahrscheinlicher wird eine Preiserhöhung für die Kunden. Im Einzelnen hängt es davon ab, was für einen Vertrag der jeweilige Kunde hat – Festpreis, Tranchen- oder Spot-basierte Verträge. Bei Festpreisverträgen haben Marktpreisschwankungen zunächst keine Auswirkungen. In anderen Liefermodellen orientiert sich die Preisbildung stärker an den aktuellen Marktpreisen. In Deutschland typische Vertragslaufzeiten liegen bei ein bis zu drei Jahren.In Deutschland machen sich viele Sorgen über die Gasspeicherfüllstände. Der Speicherverband INES warnt vor Engpässen im Winter. Wie schätzen Sie die Lage ein?Die Gasspeicher sind im Moment im Durchschnitt zu etwa 30 Prozent in Deutschland gefüllt. Im Durchschnitt der letzten fünf Jahre waren es Ende Mai knapp 50 Prozent. Die Füllstände steigen nun seit März, aber es geht trotzdem viel zu langsam.Uniper hat als Speicherbetreiber einen seiner Speicher bei der Bundesnetzagentur zur Schließung angemeldet. Welches grundsätzliche Problem gibt es mit dem Geschäftsmodell?Der Sommer-Winter-Spread ist zu klein, um Gashändlern einen Anreiz zu bieten, die Speicher zu füllen. Es lohnt sich nicht, im Sommer Gas einzukaufen und einzuspeichern. Deshalb werden die Speicher nicht gefüllt. Niedrige Einspeicherung bedeutet für den Betreiber auch weniger Einnahmen, mit denen sich Kosten decken lassen. Und wenn die wirtschaftliche Tragfähigkeit auf Dauer nicht absehbar ist, müssen wir als Unternehmen handeln – bis hin zu einer Stilllegung. Für ganz Deutschland gesprochen ist festzuhalten: Falls wir die Gasspeicher nicht rasch füllen, bekommen wir ein Problem im nächsten Winter.Über welches Zeitfenster reden wir da?Kürzer als zwei Monate. Wir brauchen eigentlich schon innerhalb des nächsten Monats eine signifikante Steigerungsrate, gerade für die langsamer zu befüllenden Porenspeicher.Und wie?Für das laufende Jahr ist es für eine grundsätzliche Systemänderung zu spät. Als mittelfristige Lösung schlagen wir als Uniper ein System vor, ähnlich wie in Frankreich: Wir als Eigentümer der Speicher würden unsere Kapazität jedes Jahr in einer Ausschreibung anbieten. Falls die erzielte Summe nicht reicht, um die Kosten zu decken, schießt der Staat Geld zu; falls sie zu hoch wäre, zahlen wir zurück – wie ein Differenzvertrag. Wer in diesen Ausschreibungen Kapazität bucht, ist in so einem System auch verpflichtet, sie zu füllen. Das wäre der entscheidende Unterschied zu den aktuellen Rahmenbedingungen.Sind Sie zufrieden mit der Politik von Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche, die für das nächste Jahr eine strategische Gasreserve erwägt?In Österreich hat sich das Modell der Gasreserve bewährt – für Deutschland ist sie unserer Meinung nach nur die zweitbeste Lösung. Wir haben deutlich weniger Speicherkapazität als Österreich im Verhältnis zur Nachfrage. Falls wir eine sehr große strategische Reserve anlegen wollten, müssten wir viel Kapazität dafür nutzen, die dann anderweitig nicht zur Verfügung stünde.Das französische System würde aber für höhere Preise sorgen, wenn kein Krisenjahr ist.Stimmt, es wirkt wie eine Art Vorsorgeversicherung. Dafür fallen gewisse Kosten an. Aber wenn die Notsituation eintritt, sind die Kosten sehr viel geringer als ohne diese Versicherung.Stichwort Absicherung für Notsituationen: In Deutschland soll bald der Bau neuer Gaskraftwerke gefördert werden, um das Stromsystem für Dunkelflauten zu wappnen. Das geplante Gesetz dazu scheint auf der Zielgeraden zu sein. Uniper will sich mit zwei Standorten an den Ausschreibungen beteiligen. Wann rechnen Sie mit einem Baubeginn?Wir sind bei unseren Projekten an den Kraftwerksstandorten Gelsenkirchen-Scholven und Staudinger mit den technischen Konzeptplanungen und erforderlichen Standortvorbereitungen sehr weit. Wenn wir in den Ausschreibungen erfolgreich sind, rechnen wir mit fünf Jahren Bauzeit – deutlich schneller als die sonst üblichen sechs bis sieben Jahre.Warum ist das Gesetz noch nicht verabschiedet? Verhandelt die Branche noch über Details?Die Bundesregierung hat ein Gesetz auf den Weg gebracht, nun folgt das parlamentarische Verfahren. Leider gibt es mehrere kritische Aspekte, die wir uns jetzt genau ansehen müssen – zum Beispiel beim Derating-Faktor, also bei der Frage, wie viel der Kapazität eines Kraftwerks tatsächlich über das Gesetz vergütet wird. Kein Kraftwerk ist zu 100 Prozent verfügbar, deshalb wird in Kapazitätsmärkten zurecht mit Abschlägen gearbeitet. Andere Länder wie Polen, Großbritannien oder Belgien liegen da oberhalb von 90 Prozent, in Deutschland sollen es nur 85 sein. Wir bekommen also auf Basis des aktuellen Vorschlags nur 85 Prozent des Kraftwerks über das Strom-VKG finanziert – obwohl wir 100 Prozent investieren müssen.Gibt es eine rote Linie, unter der Sie sich nicht an den Ausschreibungen beteiligen würden?Es ist nicht ein einzelner Punkt, sondern die Kombination technischer wie finanzieller Anforderungen, welche die Kosten nach oben treiben. Am Ende muss es sich wirtschaftlich rechnen.