Segment Energie

Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen

Im der ersten Hälfte des Geschäftsjahres 2017/2018 bewegten sich die Terminmarktpreise für Strom in einem vergleichsweise engen Korridor. Ab Mitte März 2018 konnte sich ein Aufwärtstrend etablieren, der dafür sorgte, dass der Terminmarkt gegen Ende des Geschäftsjahres das höchste Niveau seit März 2012 erreichte. Wesentliche Faktoren dafür waren die gestiegenen Preise für Kohle und CO₂-Zertifikate. Den höchsten Wert erzielte der Preis für den Jahresbase des Frontjahres in der Preiszone Österreich am 11.09.2018 mit EUR 59,2/MWh, den Tiefststand am 02.10.2017 mit EUR 33,8/MWh. Der Durchschnittspreis lag mit EUR 41,9/MWh um rund ein Drittel über dem Wert des Vorjahres.

Auch am Spotmarkt stiegen die Preise. Im Berichtszeitraum lag der durchschnittliche European Power Exchange (EPEX)-Spotpreis Base bei EUR 39,5/MWh und damit um 11,9 % über dem Wert des Vorjahres. Durch die steigende Einspeisung von Strom aus Wind und Photovoltaik zeigte sich der Markt weiterhin volatil mit Stundenpreisen zwischen EUR -83,1/MWh und EUR +124,6/MWh.

Der Anstieg der Steinkohlepreise ab März 2018 wurde vor allem durch die starke Nachfrage im asiatisch-pazifischen Raum ausgelöst. Ausgehend von USD 79,0/t zu Beginn des Geschäftsjahres 2017/2018 stieg der All Publications Index#2 (API2) mit Lieferung 2019 in den Kohle-Handelsraum Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (loco ARA) bis Ende September um fast 25,0 % auf USD 98,2/t.

Mit einigen Zwischentiefs stieg auch der Ölpreis im abgelaufenen Geschäftsjahr kontinuierlich an. Der Durchschnittspreis lag mit USD 67,0/Barrel Rohöl der Sorte Brent um rund 25,0 % über dem Wert des Vorjahres, wobei per Ende des Geschäftsjahres der Höchststand erreicht wurde.

Von diesen Entwicklungen beeinflusst und getrieben von den CO₂-Preissteigerungen, kam es bei den Gasbezugspreisen im Lauf des Sommers zu deutlichen Preisanstiegen, obwohl auf dem Markt keine nachfrageseitigen Engpässe zu erkennen waren. Der NetConnect Germany (NCG)-Gaspreis für das Frontjahr, der bis März 2018 eine Seitwärtsbewegung zeigte, lag mit einem Durchschnittspreis von EUR 19,4/MWh im Berichtszeitraum um 14,1 % über dem Vorjahreswert. Die Volatilität der Gaspreise hat insgesamt stark zugenommen.

Der deutlichste Anstieg wurde beim Preis für CO₂-Zertifikate verzeichnet. Nach einer Seitwärtsbewegung in den ersten Monaten ging die Entwicklung steil nach oben und der Preis verdreifachte sich bis zum Ende des Geschäftsjahres auf EUR 21,8/t.

Preisentwicklung auf internationalen Energiemärkten

Quelle: EEX, Reuters

Geschäftsverlauf Segment Energie

Nach dem aus finanzwirtschaftlicher Sicht außergewöhnlich positiven Geschäftsjahr 2016/2017 belief sich der Umsatz im Segment Energie im Berichtszeitraum auf EUR 896,0 Mio. (Vorjahr: EUR 990,4 Mio.). Als Hauptursachen dafür waren niedrigere Umsätze aus der Gasbewirtschaftung und dem Stromhandel sowie ein im Vergleich zum Vorjahr reduzierter Einsatz des GuD-Kraftwerks Timelkam für Netzreserve und Engpassmanagement zu verzeichnen.

Im Berichtszeitraum konnte im Segment Energie ein operatives Ergebnis in Höhe von EUR 81,7 Mio. erzielt werden. Dies entspricht einem Rückgang von 25,6 % gegenüber dem EBIT des Vorjahres in Höhe von EUR 109,8 Mio. Maßgeblich dafür waren neben niedrigeren Ergebnisbeiträgen aus dem Strom- und Gasvertrieb unter anderem aufgrund der milden Witterung auch ein gesunkener Ergebnisbeitrag aus der Gasbewirtschaftung. Rückgänge in der thermischen Erzeugung aufgrund von verminderten Abrufen für Netzreserve und Engpassmanagement konnten durch ein besseres operatives Ergebnis des Biomassekraftwerks Timelkam sowie der Cogeneration-Kraftwerke Management Oberösterreich GmbH (CMOÖ) nur teilweise kompensiert werden.

Während das EBIT des Vorjahres durch eine Zuschreibung in Höhe von EUR 20,9 Mio. für das GuD-Kraftwerk Timelkam beeinflusst war, wurde im Berichtszeitraum nach Überprüfung der Werthaltigkeit eine Wertminderung des GuD-Kraftwerks aufgrund der aktuellen Marktsituation für Netzreserve und Engpassmanagement in Höhe von EUR 2,5 Mio. vorgenommen.

Der im Vorjahr getätigten Wertminderung des Gasspeichers 7Fields in Höhe von EUR 6,6 Mio. sowie weiteren kleineren Wertminderungen standen im Berichtszeitraum eine Wertminderung in Höhe von EUR 3,2 Mio. für den Gasspeicher 7Fields sowie kleinere Wertminderungen gegenüber.

Im Berichtszeitraum wurde darüber hinaus eine Zuschreibung der CMOÖ in Höhe von EUR 1,9 Mio. vorgenommen.

Rückgang der thermischen Stromerzeugung, stabile Stromaufbringung bei Wasserkraft

Aufgrund der reduzierten Einsätze des GuD-Kraftwerks Timelkam für das Engpassmanagement lag die Stromeigenaufbringung im Segment Energie im Geschäftsjahr 2017/2018 mit 3.039 GWh um 7,2 % unter dem Vorjahreswert (3.275 GWh). Die gesamte Stromaufbringung im Segment Energie inkl. Fremdbezug betrug im Berichtszeitraum 15.289 GWh und lag damit um 8,4 % unter dem Vorjahreswert (16.700 GWh). Dieser deutliche Rückgang ist neben der niedrigeren Eigenaufbringung auch auf den verminderten externen Stromhandel zurückzuführen. Die Bereitstellung von Fernwärme an den Kraftwerksstandorten Riedersbach und Timelkam ist mit 234 GWh gegenüber dem Vorjahr (253 GWh) um 7,5 % gesunken.

Die Wasserführung der Flüsse gestaltete sich im Verlauf des Geschäftsjahres 2017/2018 sehr unterschiedlich: Während in der ersten Hälfte des Berichtszeitraums deutlich überdurchschnittliche Werte zu verzeichnen waren, war die zweite Hälfte durch untypisch geringe Niederschläge geprägt. Im gesamten Geschäftsjahr lag der Erzeugungskoeffizient mit 0,95 um 5 % unter dem Regelarbeitsvermögen, jedoch um 1 Prozentpunkt über dem Vorjahresniveau. Die Stromeigenaufbringung in den hydraulischen Kraftwerken der Energie AG blieb daher im Geschäftsjahr 2017/2018 stabil.

Die größte Investition des Geschäftsjahres 2017/2018 im Bereich Wasserkraft stellte die Errichtung der Fischaufstiegshilfen bei den Kraftwerken Marchtrenk und Traun-Pucking dar. Mit dem Bau dieser Aufstiegsanlagen zur Verbesserung der ökologischen Situation entspricht die Energie AG den Vorgaben der Wasserrahmenrichtlinie und des österreichischen Wasserrechtsgesetzes.

Voraussetzung für die Verlängerung des Wasserrechtes beim Kraftwerk Partenstein ist die Anpassung der Anlage an den aktuellen Stand der Technik. Aus diesem Anlass wurden im Berichtszeitraum beim Wehr Langhalsen ein Fischaufstieg errichtet und einzelne Anlagenteile erneuert.

Die Ennskraftwerke AG, an der die Energie AG einen Anteil von 50 % hält, lag mit ihrer Stromproduktion im Geschäftsjahr 2017/2018 mit einem Erzeugungskoeffizienten von 0,92 ebenfalls unter dem langjährigen Durchschnitt. Die Energie AG hält insgesamt Strombezugsrechte an Wasserkraftwerken mit einem Regelarbeitsvermögen in Höhe von rund 1.390 GWh.

Im Bereich Windkraft bestanden im Geschäftsjahr 2017/2018 weiterhin Beteiligungen an drei Windparks und einem genehmigten Projekt. Die anteilige Gesamtleistung der Windparks beträgt 12,7 MW. Im Berichtszeitraum erreichte die Stromerzeugung aus Windkraft ein Volumen von 31,3 GWh (Vorjahr 34 GWh).

Kundenbindungsmaßnahmen führten zu sinkenden Wechselraten bei Privatkunden

Der Stromvertrieb der Energie AG ist in der ENAMO GmbH, dem gemeinsamen Vertriebsunternehmen der Energie AG und LINZ AG, gebündelt. Der Unternehmensverbund ENAMO umfasste im Geschäftsjahr 2017/2018 die Unternehmen ENAMO GmbH, ENAMO Ökostrom GmbH, Energie AG Oberösterreich Vertrieb GmbH & Co KG und die LINZ Strom Vertrieb GmbH & Co KG.

Der Strommarkt blieb auch im Berichtszeitraum in Bewegung, sodass österreichweit für das Jahr 2018 eine Wechselrate auf ähnlich hohem Niveau wie im Vorjahr erwartet wird (E-Control Austria, 2017: 4,3 %). Im Privatkundenbereich der ENAMO-Gruppe waren die Lieferantenwechselzahlen, absolut betrachtet, rückläufig.

Stromabsatz Vertrieb

in GWh

Im Geschäftsjahr 2017/2018 lag die konsolidierte Stromabgabe­menge bei 7.294 GWh und somit um 8,5 % unter der Abgabemenge des Vorjahres in Höhe von 7.968 GWh. Mehr als die Hälfte dieses Rückganges ist dem Industriekundensegment zuzurechnen. Die Abgabemenge im Businesskundensegment lag auf dem Vorjahresniveau. Stark im Fokus des Wettbewerbs lag nach wie vor das Privatkundensegment, dennoch konnte die Energie AG Oberösterreich Vertrieb GmbH & Co KG hier einen leichten Umkehrtrend bei sinkenden Wechselraten verzeichnen. Die in diesem Segment ergriffenen Maßnahmen zur Verbesserung der Kundenbindung zeigten positive Wirkung.

Neben den bewährten Aktionen wie beispielsweise dem Haushaltsgerätetausch oder der Energiesparkampagne 2018, bei der die ENAMO insgesamt 380.000 LED-Lampen zur Verfügung stellte, gelang es vor allem auch durch innovative Produkte einen Mehrwert für die Kunden zu schaffen und damit in diesem dynamischen Markt zu bestehen. Hier rückte die Digitalisierung zunehmend in den Fokus der Produktentwicklungen: Mit dem Angebot „Heimvorteil smart flex“ wurde ein völlig neues Preismodell für die Nutzer von Wärmepumpen präsentiert. Die Wärmepumpe erkennt Zeitzonen mit günstiger oder kostenloser Energie und aktiviert sich in diesen Zeiten selbstständig. Ohne Komfortverlust – und vor allem völlig automatisch – können so die Energiekosten für die Wärmepumpe gesenkt werden. Dieses Strompreismodell ist ein Beispiel für den Mehrwert, die Funktionalität und den Einsatz der neuen Smart Meter-Technologie.

Die ENAMO ist Teil des europäischen Forschungsprojektes „PEAKApp“, in welches Energieversorger, Research-Institute und Software-Unternehmen aus sieben Ländern involviert sind. Ziel des im Jahr 2016 gestarteten Projektes ist die gezielte Beeinflussung des Verbrauchsverhaltens der Kunden in Richtung effizienterer Energienutzung. Erste Auswertungen eines im Geschäftsjahr 2017/2018 durchgeführten Feldtests zeigten vielversprechende Ergebnisse, unter anderem positive Effekte auf die Wechselraten der Kunden. Darüber hinaus stellen die Ergebnisse die Basis für die Entwicklung zukünftiger Stromprodukte und -dienstleistungen dar.

Des Weiteren nimmt die ENAMO ab dem Geschäftsjahr 2017/2018 am Forschungsprojekt „Flex+“ teil. In diesem werden unterschiedliche Konzepte entwickelt und im großflächigen Realbetrieb getestet, um die Flexibilität von fernsteuerbaren Komponenten wie Wärmepumpen, Boiler, PV-Speichersysteme und E-Mobilität wirtschaftlich nutzen zu können.

Milde Witterung beeinflusste Gas, Wärme und Energiedienstleistungen

Erdgasabsatz Vertrieb

in GWh

Die Erdgas-Absatzmenge im Konzern lag im Geschäftsjahr 2017/2018 mit 4.980 GWh um 5,1 % unter dem Vorjahreswert von 5.247 GWh. Im Vergleich zum kälteren Vorjahr sanken bei den raumwärmegetriebenen Geschäfts- und Privatkunden die Absatzmengen vor allem aus witterungsbedingten Gründen. So lag die Summe der Heizgradtage im abgelaufenen Geschäftsjahr in Oberösterreich um 7,4 % unter dem Durchschnitt der letzten 10 Jahre und um 11,3 % unter dem Vorjahreswert. Im Großkundenbereich wurden die Erdgas-Absatzmengen stabil gehalten.

Die Kundenbindungsaktion mit Preisgarantie für die bestehenden Geschäfts- und Privatkunden im Bereich Erdgas wurde im Frühjahr 2018 erfolgreich verlängert. Der Energie AG Oberösterreich Power Solutions GmbH (Energie AG Power Solutions) ist es mit dieser und weiteren Kundenbindungsmaßnahmen erneut gelungen, ihre Kunden zu halten und eine Wechselrate deutlich unter dem Durchschnitt zu erzielen. Im Branchenschnitt setzte sich hingegen im Bereich der Erdgas-Geschäfts- und -Privatkunden in Österreich und Oberösterreich der Anstieg der Wechselraten weiter fort.

Aus der diesjährigen Auktion des Vereins für Konsumenteninformation (VKI) ging die Energie AG Power Solutions mit ihrer Online-Marke „gasdiskont.at“ als Sieger hervor. Mit der Versorgung des neu gewonnenen Kundenstocks ist es seit mehreren Jahren erstmals wieder gelungen, im Erdgas-Kundensegment Geschäfts- und Privatkunden ein Kundenwachstum zu erzielen.

Im Geschäftsfeld Energiedienstleistungen betrug der Wärmeabsatz aus Contractinganlagen im Berichtszeitraum 135 GWh und lag damit unter dem Vorjahreswert von 141 GWh. Das Anlagenwachstum kompensierte die temperaturbedingten Mindermengen nicht zur Gänze.

Im Laufe des Geschäftsjahres 2017/2018 wurden elf neue PV-Contracting-Anlagen mit 1.550 kW_p realisiert, womit die Gesamtleistung aus Photovoltaik im Konzern auf 8,2 MW_p gesteigert werden konnte. Im Berichtszeitraum wurden in der Folge 7,1 GWh elektrische Energie erzeugt. Darüber hinaus wurden PV-Anlagen für Kunden als Generalunternehmer mit 200 kW_p umgesetzt. Das Geschäftsjahr 2017/2018 war damit durch das bisher größte PV-Zubauprogramm des Energie AG-Konzerns innerhalb eines Jahres gekennzeichnet.

Die CMOÖ GmbH beliefert in Laakirchen mithilfe eines GuD-Kraftwerks einen Großkunden mit Strom und Prozesswärme sowie mehrere umliegende Betriebe mit Fernwärme. Die im Geschäftsjahr 2017/2018 an Kunden abgegebene Menge an Prozess- und Fernwärme betrug 688 GWh und lag damit um 43,6 % über dem Vorjahreswert von 479 GWh.

Wärmeabsatz

in GWh

Insgesamt belief sich der Wärmeabsatz im Segment Energie im Geschäftsjahr 2017/2018 auf 1.327 GWh, was gegenüber dem Vorjahr (1.154 GWh) einen Anstieg von 15,0 % bedeutet. Erfolgreiche Kundenakquisitionen konnten Mindermengen aufgrund der überdurchschnittlich hohen Temperaturen im In- und Ausland mehr als kompensieren.

Trotz dieser im Vergleich zum Vorjahr insgesamt milden Witterung wurden in den Monaten Februar und März im Versorgungsgebiet des Geschäftsbereichs Wärme starke Temperaturschwankungen mit Rekordtiefstwerten verzeichnet. Diese deutlichen Schwankungen bedürfen einer flexiblen Fahrweise der Wärmeerzeugungsanlagen, sodass sich die in den letzten Jahren durchgeführten Modernisierungs- und Effizienzmaßnahmen des Geschäftsbereichs Wärme während des Berichtszeitraumes bewährt haben. Im Geschäftsjahr 2017/2018 wurde insbesondere am Standort Kirchdorf durch die Installation eines hocheffizienten Heißwasserkessels mit einer thermischen Leistung von rund 11 MW in Verbindung mit einem Abgaswärmetauscher die Effizienz noch weiter gesteigert. In diesem Zusammenhang wurde mit der Erneuerung des Leittechniksystems der Heizzentrale in Verbindung mit der Automatisierung der Anlagen begonnen.

Ein weiteres richtungsweisendes Projekt wurde im Berichtszeitraum in Gmunden gestartet. Der Geschäftsbereich Wärme übernimmt die bei den Prozessen in einem etablierten Industriebetrieb entstehende Abwärme und nutzt sie zur umweltfreundlichen und nachhaltigen Versorgung der Fernwärmekunden in Gmunden. Die Wärmeleistung beträgt ca. 8 MW, dies entspricht dem Jahreswärmebedarf von rund 1.000 Haushalten. Dieses zukunftsweisende Gemeinschaftsprojekt mit dem in Gmunden ansässigen Zementwerk wird nach seiner Fertigstellung im Geschäftsjahr 2019/2020 für eine jährliche CO₂-Einsparung von rund 3.800 Tonnen sorgen.

Im tschechischen Versorgungsgebiet wurden im Geschäftsjahr 2017/2018 laufend Modernisierungs- und Optimierungsmaßnahmen gesetzt. Neben Netzverdichtungen in den bestehenden Fernwärmenetzen der einzelnen Standorte wurde im Berichtszeitraum ein im Geschäftsjahr 2016/2017 gestartetes Großprojekt in Kolín weiterverfolgt. Teile des Fernwärmenetzes des Vorlieferanten wurden von der Městské tepelné hospodářství Kolín, spol. s r.o. (MTH Kolín) übernommen und im Zuge dessen wurde mit der Erneuerung begonnen, wodurch sich eine beträchtliche Effizienzsteigerung über die gesamte Wertschöpfungskette am Standort ergibt.

Ausbau öffentlicher Ladestationen für E-Mobilität

Bei der Elektromobilität wurden der Aufbau und Betrieb der öffentlichen Basisladeinfrastruktur abgeschlossen. Aktuell sind 22 Ladestationen (mit zwei verschiedenen Leistungsklassen 22 kW / 11 kW) für die Kunden der Energie AG verfügbar. Darüber hinaus wurden die Errichtung und Betriebsführung von Stromtankstellen für Gemeinden und Unternehmen übernommen. Dieser Ladenetzaufbau stand in engem Zusammenhang mit der Vorbereitung der digitalen Abrechnung des öffentlichen Ladens von Elektrofahrzeugen.