Segment Energie

Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen

Preisentwicklung auf internationalen Energiemärkten

Quellen: EEX, Refinitiv

Die Terminmarktpreise für Strom zur Lieferung im Jahr 2022 in Österreich zeigten im Geschäftsjahr 2020/2021 einen klaren Aufwärtstrend. Wesentliche Einflussfaktoren dafür waren die Preise für Kohle, Gas und CO₂-Zertifikate sowie die konjunkturelle Entwicklung. Nach einem Tiefststand im November 2020 mit einer Notierung von EUR 43,2/MWh bewegten sich die Preise insbesondere ab dem Sommer 2021 steil nach oben. Den höchsten Wert erreichte der Strompreis für den Jahresbase 2022 in der Preiszone Österreich am 30.09.2021 mit EUR 132,9/MWh. Der Durchschnitt lag im Geschäftsjahr 2020/2021 bei EUR 63,9/MWh. Auf dem Spotmarkt stiegen die Preise gegenüber dem Vergleichszeitraum des Vorjahres um rund 95 %. Der European-Power-Exchange-(EPEX)-Spotpreis Base zur Lieferung in Österreich lag im Berichtszeitraum bei durchschnittlich EUR 64,9/MWh mit einer volatilen Entwicklung und stark steigenden Preisen seit dem Sommer.

Der Ölpreis für eine Lieferung im Dezember 2021 stieg von einem Tiefststand von USD 41,4/Barrel Rohöl der Sorte Brent am 29.10.2020 auf einen Höchststand von USD 78,7/Barrel am 27.09.2021. Der Anstieg ist unter anderem durch den weltweiten Wirtschaftsaufschwung nach dem Einbruch durch die COVID-19-Pandemie zu erklären.

Eine Angebotsverknappung bei Lieferungen aus Russland, ein vermehrter LNG-(Liquified-Natural-Gas)-Abfluss nach Asien und vergleichsweise geringe Speicherstände führten zu einem kräftigen Anstieg der Preise für Erdgas in der zweiten Hälfte des Berichtszeitraums, was insgesamt zu einer höheren Risikoposition für den Konzern führte. Der NetConnect-Germany-(NCG)-Gaspreis für das Frontjahr 2022 stieg im Geschäftsjahr 2020/2021 von EUR 14,7/MWh Anfang Oktober 2020 auf EUR 57,4/MWh Ende September 2021. Die Steinkohlepreise zeigten sich über den Berichtszeitraum hinweg ebenfalls stark steigend.

Im Geschäftsjahr 2020/2021 schwankten die Preise für CO₂-Zertifikate zwischen EUR 23,2/t und zuletzt EUR 64,4/t. Ausgelöst wurde dieser seit Oktober 2020 andauernde Anstieg im Wesentlichen durch die Beschlüsse zu einer Verschärfung der EU-Klimaziele.

Geschäftsverlauf im Segment Energie

Im Segment Energie wurde im Berichtszeitraum ein Umsatz von EUR 1.346,1 Mio. erzielt. Dies entspricht einem Anstieg um 23,7 % gegenüber dem Vorjahreswert in Höhe von EUR 1.087,8 Mio.. Hauptgrund sind die ab dem Sommer 2021 deutlich gestiegenen Großhandelspreise für Strom und Gas, welche zu Umsatzsteigerungen bei der Bewirtschaftung der Kraftwerke und Strombezugsreche, beim Energiehandel sowie im Vertrieb führten.

Das EBIT des Segments Energie im Geschäftsjahr 2020/2021 belief sich auf EUR 82,4 Mio. und lag damit um 38,5 % über dem EBIT des Vorjahres in Höhe von EUR 59,5 Mio.. Im Bereich Erzeugung konnten Rückgänge aufgrund der niedrigen Wasserführung und des verringerten Einsatzes des GuD-Kraftwerks Timelkam durch höhere Ergebnisbeiträge der Cogeneration-Kraftwerke Management Oberösterreich GmbH (CMOÖ GmbH), gestiegene Preise auf dem Strommarkt sowie niedrigere Instandhaltungsaufwendungen mehr als kompensiert werden.

Im Berichtszeitraum wurde aufgrund gestiegener Erwartungen der künftigen Ergebnisbeiträge eine Wertaufholung für das GuD-Kraftwerk Timelkam in Höhe von EUR 2,8 Mio. sowie eine Wertaufholung aufgrund der geänderten Einschätzung der Realisierbarkeit des Projektes Pumpspeicherkraftwerk Ebensee in Höhe von EUR 4,4 Mio. vorgenommen. Im EBIT des Berichtszeitraums ist darüber hinaus eine Rückstellung in Höhe von EUR 6,8 Mio. für den Gasspeicher 7Fields enthalten. Weitere Details zu diesen und anderen Wertberichtigungen siehe Anhang  zum Konzernabschluss, Punkt 16. Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen.

Im EBIT des Vorjahres waren Wertminderungen für das GuD-Kraftwerk Timelkam in Höhe von EUR 1,8 Mio., für den Gasspeicher 7Fields in Höhe von EUR 7,0 Mio. sowie für Fernwärmeanlagen in Höhe von EUR 2,1 Mio. enthalten.

Hohe Stromhandelsumsätze und niedrigere Stromeigenaufbringung

Die gesamte Stromaufbringung im Segment Energie betrug im Geschäftsjahr 2020/2021 16.315 GWh und lag damit um 3,5 % über dem Vorjahreswert (15.759 GWh). Diese Entwicklung wurde vor allem durch die stark gestiegene Strombezugsmenge verursacht, welche sich mit 13.340 GWh um 6,6 % höher als im Vorjahr (12.511 GWh) zeigte. Die Stromeigenaufbringung lag hingegen im Berichtszeitraum mit 2.975 GWh um 8,4 % unter dem Vorjahreswert (3.248 GWh).

Die Stromproduktion aus thermischen Kapazitäten verringerte sich im Segment Energie mit 465 GWh gegenüber dem Vorjahreswert von 688 GWh um 32,4 %. Diese rückläufige Entwicklung ist insbesondere auf den im Vergleich zum Vorjahr geringeren Einsatz des GuD-Kraftwerks Timelkam zurückzuführen. Das GuD-Kraftwerk Timelkam wurde im Berichtszeitraum als Leistungsreserve im Rahmen des Engpassmanagements eingesetzt.

Aufgrund der gegenüber dem Vorjahr um 2,5 % niedrigeren Wasserführung lag die Stromeigenaufbringung aus Wasserkraft im Geschäftsjahr 2020/2021 mit 2.381 GWh um 2,1 % unter dem Vorjahreswert von 2.433 GWh. Im Vergleich zum langjährigen Mittel lag die Wasserführung der Flüsse im Berichtszeitraum um 6,1 % unter dem Durchschnitt. Der Erzeugungskoeffizient der eigenen Kraftwerke und Bezugsrechte betrug im Berichtszeitraum 0,94 (Vorjahr: 0,96).

Die Strombeschaffungsstruktur des Segments Energie stellte sich im Berichtszeitraum wie folgt dar:

Strombeschaffungsstruktur ohne Stromhandel

2020/2021; Vorjahreswerte in Klammern

Im Zusammenhang mit dem strategischen Ziel des Ausbaus der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wurde der Ersatzneubau des Wasserkraftwerks Dürnau im Geschäftsjahr 2020/2021 fertiggestellt und konnte im Mai 2021 erfolgreich in Betrieb genommen werden.

Weiters wurden die Vorprojekte für den Neubau des Kraftwerks Weißenbach und den Ersatzneubau des Kraftwerks Traunfall im Rahmen der Umweltverträglichkeits-(UVP)-Vorprüfung intensiv weitergeführt.

Aufgrund sich ändernder energiewirtschaftlicher Rahmenbedingungen, insbesondere durch den Ausbau der volatilen Erzeugungsformen wie Windkraft und Photovoltaik, ergibt sich ein steigendes Erfordernis an zusätzlichen, leistungsfähigen Flexibilitäts- und Speicherkapazitäten. Im Geschäftsjahr 2020/2021 wurde daher mit der Wiederaufnahme der Projektaktivitäten für das Pumpspeicherkraftwerk Ebensee begonnen. Der rechtskräftige UVP-Genehmigungsbescheid für das Projekt konnte bereits im Geschäftsjahr 2016/2017 erwirkt werden. Der endgültige Baubeschluss wird nach Beendigung des im Berichtszeitraum gestarteten Vorprojektes getroffen werden.

Die Ennskraftwerke AG, an der die Energie AG eine Beteiligung von 50 % hält, lag mit ihrer Stromproduktion im Geschäftsjahr 2020/2021 mit einem Erzeugungskoeffizienten von 0,88 (Vorjahr: 0,96) ebenfalls unter dem langjährigen Durchschnitt. Im Berichtszeitraum wurde die Sanierung des Kraftwerks St. Pantaleon an der Enns gestartet. Die Energie AG hält Strombezugsrechte an Wasserkraftwerken der Ennskraftwerke AG und der Verbund Hydro Power GmbH mit einem jährlichen Regelarbeitsvermögen von insgesamt rund 1.410 GWh.

Das Windkraftportfolio der Energie AG in Österreich umfasst unverändert Beteiligungen an vier Windparks mit einer anteiligen Gesamtleistung von 14,7 MW. Die Stromerzeugungsmengen aus Windkraft lagen im Berichtszeitraum bei 35 GWh (Vorjahr: 37 GWh). Gegenwärtig wird der Windpark Munderfing um eine weitere Anlage mit einer Leistung von 3,45 MW erweitert, die im Herbst 2022 in Betrieb gehen wird.

Die Energie AG betreibt über Beteiligungen Photovoltaikanlagen in Österreich und Italien mit einer Gesamtleistung von 14 MW_p (Vorjahr 12 MW_p). Im Geschäftsjahr 2020/2021 wurden 13 GWh Strom (Vorjahr: 12 GWh) aus PV-Anlagen erzeugt.

Die Bereitstellung von Fernwärme aus den Kraftwerksstandorten Riedersbach und Timelkam ist mit 257 GWh gegenüber dem Vorjahr (232 GWh) um 10,8 % gestiegen. Das Basisprojekt Fernwärmeversorgung Gmunden ist nunmehr abgeschlossen. Die Investitionen in den restlichen Fernwärmeversorgungsnetzen betreffen im Wesentlichen Netzverdichtungsmaßnahmen.

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 2020/2021 an Kunden abgegebene Menge an Prozess- und Fernwärme betrug 720 GWh und lag damit annähernd auf dem Niveau des Vorjahres (726 GWh).

Herausforderndes, erfolgreiches Jahr für den Vertrieb der Energie AG

Die Vertrieb GmbH blickt trotz zahlreicher Unsicherheiten und energiepolitisch anspruchsvoller Rahmenbedingungen auf ein erfolgreiches Geschäftsjahr 2020/2021 zurück, in dem sich mehrere Faktoren positiv auf das Ergebnis auswirkten.

Entgegen den Erwartungen kam es im Berichtszeitraum zu keinen nennenswerten negativen Auswirkungen auf das Abnahmeverhalten der Kunden. Die Lockerungen der COVID-19-Maßnahmen und der damit einhergehende konjunkturelle Aufschwung wirkten möglichen negativen Effekten rechtzeitig entgegen. Auch die befürchteten Forderungsverluste wurden nicht schlagend – das Niveau der Insolvenzen lag sogar unter den Werten der Vorjahre.

Aufgrund des im Vergleich zum Vorjahr kälteren Winters konnten in sämtlichen temperaturabhängigen Sparten höhere Abgabemengen verzeichnet werden. Die Heizgradtage lagen im Berichtszeitraum in Oberösterreich um 12,1 % über dem Vorjahr und um 7,9 % über dem Durchschnitt der vergangenen 5 Jahre. Auch die erhöhte Kundentreue wirkte sich positiv auf das Ergebnis des Vertriebes aus.

Im Geschäftsjahr 2020/2021 erteilte der Aufsichtsrat seine Zustimmung zur Beendigung der Strom- und Gasvertriebsaktivitäten in Deutschland.

Stromabsatz Vertrieb

in GWh

Strom

Die konsolidierte Stromabgabemenge der Energie AG lag im Geschäftsjahr 2020/2021 mit 6.990 GWh um 337 GWh unter dem Vorjahreswert von 7.327 GWh.

Im Bereich der Business- und Industriekunden konnte der Kundenverlust trotz des intensiven Wettbewerbsdrucks begrenzt werden. Im Bereich Privat-, Gewerbe- und Gemeindekunden lagen die Mengen über dem Vorjahreswert, was einerseits auf den kälteren Winter und andererseits auf die gute Geschäftsentwicklung zurückzuführen ist.

Gas

Die Gas-Absatzmenge der Energie AG lag im Geschäftsjahr 2020/2021 mit 6.407 GWh um rund 4,8 % über dem Vorjahreswert von 6.113 GWh. 

Im Business- und Industriekundenbereich kam es trotz herausfordernder Rahmen- und Wettbewerbsbedingungen zu Absatzsteigerungen. Die Mengen im Bereich Privat-, Gewerbe- und Gemeindekunden lagen aufgrund des kälteren Winters und einer positiven Geschäftsentwicklung ebenfalls über dem Vorjahreswert.

Gasabsatz Vertrieb

in GWh

Wärme

Der Wärmeabsatz in Österreich betrug im Geschäftsjahr 2020/2021 1.240 GWh und lag damit witterungsbedingt um 3,6 % über dem Vorjahreswert von 1.197 GWh. Neben dem Fernwärmeabsatz und der seitens der CMOÖ GmbH an Kunden gelieferten Wärmemengen sind im Wärmeabsatz auch die Mengen aus dem Energie-Contracting enthalten.

Telekommunikation

Im Geschäftsjahr 2020/2021 konnte trotz eingeschränkter vertrieblicher Aktivitäten aufgrund der gesetzlichen Ausgangsbeschränkungen erstmals die Marke von 13.000 Subscribern überschritten werden. Mit Ende des Berichtszeitraums nutzten knapp 13.200 Kunden aktiv die entsprechenden Produkte der Energie AG (Vorjahr: 8.800). Auch im Businesskundenbereich konnten trotz des herausfordernden Wettbewerbsumfelds weitere Kunden von den Produkten der Energie AG überzeugt werden.

Wärmeabsatz Österreich

in GWh

Photovoltaik

Im Geschäftsjahr 2020/2021 wurden 50 PV-Contracting-Kundenanlagen mit einer Leistung von rund 8,4 MW_p betrieben, wobei im Geschäftsjahr 2020/2021 Verträge für 20 neue Photovoltaikanlagen mit 4,0 MW_p abgeschlossen wurden, die derzeit noch im Bau sind.

Elektromobilität

Die Schwerpunkte der Elektromobilitäts-Aktivitäten liegen aktuell auf Ladelösungen sowie dem gezielten Aufbau von öffentlichen Ladestationen. Die Energie AG betreibt derzeit 128 öffentlich zugängliche Ladestationen und verwaltet in Summe 425 Ladepunkte.