Dieses Damokles-Schwert schwebt über den 250 Mitarbeitern, die noch auf den zwei Kraftwerken beschäftigt sind. „Wir hoffen natürlich, dass wir weiter gebraucht werden“, sagt Michael Welkenbach aus Sulzbach, der im Generatoren- und Turbinenraum von Weiher III dafür sorgt, dass alles betriebsbereit ist. Regelmäßig überprüft er  mechanische Teile wie Lager oder Filter auf ihre Funktionsfähigkeit. Während die Wartungsmannschaft meist in der Frühschicht ihren Dienst tut, ist die der Leitwarte des Kraftwerks rund um die Uhr besetzt. Hier sitzt Kraftwerksmeister Walter Kniespeck mit seinen Kollegen an Computer-Bildschirmen – teils in PC- und teils in Leinwand-Größe – und kontrolliert die komplexen Prozesse der Stromproduktion. Der Mann aus Ottweiler ist stellvertretender Schichtführer. „Es ist eine schwierige Situation“, sagt er. „Die Schließung hat man stets im Hinterkopf.“ An diesem Tag läuft das Kraftwerk. Die Lichter auf den Monitoren blinken und zeigen, ob alles in Ordnung ist – oder auch nicht. Aus dem Kühlturm steigt Wasserdampf.

„Sieben Leute müssen immer da sein, um sicherzustellen, dass das Kraftwerk jederzeit angefahren werden kann, wenn Amprion das will“, erläutert Marc Scheller, Leiter des Kraftwerks Weiher. Ein so genannter Kaltstart dauert elf Stunden. Wenn das Kraftwerk schon vorher am Netz war und noch eine gewisse Betriebstemperatur hat, kann Weiher III auch schon innerhalb von zwei Stunden Strom liefern.

Ähnlich ist die Situation im Kraftwerk Bexbach, sagt Michael Lux, der dort die Verantwortung hat. Für beide Chefs ist es nicht einfach, „die Mannschaft vor dem Hintergrund einer möglichen Stilllegung ständig zu motivieren“. Trotz dieses „bedrückenden Gefühls“ scheint es ihnen zu gelingen. Die Kosten habe man im Griff, die Mannschaft erledige diszipliniert ihre Arbeit. „Wenn wir einmal gehen müssen, dann können wir das erhobenen Hauptes tun. Wir haben unser Bestes gegeben.“

Auch wenn die beiden Stromfabriken – vor allem in den Sommermonaten – oft wochenlang nicht in Betrieb sind, „haben unsere Leute ständig Arbeit“, erzählen Scheller und Lux. Bis zu 40 000 Aggregate müssen in jedem der Kraftwerke „regelmäßig kontrolliert werden“, sagen sie. In Checklisten und Übergabe-Protokollen an die nächste Schicht werden diese Arbeiten dokumentiert. Außerdem fallen regelmäßig die vom Gesetzgeber vorgeschriebenen Revisionsarbeiten an. Die nächsten sind für zwei Wochen im September terminiert. Dann werden die Teile der Kraftwerke unter die Lupe genommen, die einen großen Verschleiß ausgesetzt sind – wie zum Beispiel die Kohle-Transportbänder oder die Mühlen, die die Steinkohle zerkleinern, bevor sie in die Brennkammern geblasen wird. Bei der Revision kommen außerdem die Rauchgas-Reinigungsanlagen auf den Prüfstand. Darüber hinaus werden die beiden Kraftwerke alle zwei Monate in einem Testbetrieb hochgefahren, „um zu sehen, ob wirklich noch alles funktioniert“, so der Bexbacher Kraftwerks-Chef Lux. „Wir sind eigentlich für den Dauerbetrieb ausgelegt“, betont Scheller. „Doch davon sind wir inzwischen weit entfernt.“ Die Zahl der Betriebsstunden hat sich in den vergangenen zehn Jahren in den beiden Anlagen von rund 6100 auf 3100 Stunden halbiert, ebenso der erzeugte Strom von drei auf 1,5 Millionen Megawattstunden (MWh).

Sollten allerdings Reparaturen außerhalb der Reihe auftreten, „müssen diese mit Amprion abgesprochen werden“, sagt Marc Scheller. Dann werde abgewogen, „ob sich diese Investition noch lohnt“. Die laufenden Kosten für die beiden Kraftwerke holt sich Amprion über die Netzentgelte wieder herein, die jedem Stromverbraucher in Rechnung gestellt werden. Der Eigentümer Steag erhält für die Kraftwerke „zunächst eine Abschlagszahlung“, sagt ein Unternehmenssprecher. Nach einem Jahr werde dann eine Zwischenbilanz erstellt. Geld wird mit den Kraftwerken nicht mehr verdient. Der durchschnittliche Strompreis an der Leipziger Börse liegt bei 35 Euro pro MWh. Damit die Kraftwerke eine schwarze Null schreiben können, müssten 38 bis 40 Euro je MWh erlöst werden.

Selbstredend muss auch immer genügend Steinkohle vorhanden sein. 40 000 Tonnen hält jedes der beiden Kraftwerke auf seinem Kohlelager vor. Der Energieträger wird per Bahn angeliefert und kommt meist aus Kolumbien oder den USA.

Für die Herbst- und Wintermonate rechnen die Chefs von Weiher III und Bexbach häufiger mit Einsätzen als im Sommer, wenn Windparks und Solaranlagen Strom liefern und der Verbrauch niedrig ist. „Wir sind zusammen mit den Gas-Kraftwerken die Feuerwehr, wenn Flaute herrscht und die Sonne nicht scheint“, sagt Lux. Das war um die Jahreswende häufig der Fall – vor allem in der zweiwöchigen kalten Dunkelflaute im Januar, als weder Wind- noch Sonnenstrom zur Verfügung standen. Es musste „praktisch jedes verfügbare Kohle-, Öl- und Gaskraftwerk ans Netz gehen, um den Ausfall der Ökostrom-Produktion zu kompensieren“ schrieb kürzlich die Zeitung „Die Welt“. „Es haben nur wenige Tropfen gefehlt, und es wäre zum Überlaufen gekommen, das heißt Blackout“, wird dort Amprion-Technikchef Klaus Kleinekorte zitiert.

Daher hoffen die beiden Kraftwerks-Direktoren an den saarländischen Standorten, dass ihre Anlagen auch nach 2019 noch gebraucht werden. Sie geben zu bedenken, dass es südlich der Main-Linie dann kaum noch Großkraftwerke gibt, die das deutsche Stromnetz in kritischen Zeiten stabilisieren können, wenn die Atommeiler Grundremming­en, Philippsburg und Neckarwest­heim bis zum Jahr 2022 abgeschaltet werden. Zudem stocke weiterhin der Bau der großen Nord-Süd-Leitungen, die den Windstrom von der Küste oder von Offshore-Windparks auf hoher See nach Süden transportieren könnten. Die Alternative sei dann Atomstrom aus Frankreich. „Aber das dürfte wohl niemand wollen.“