Segment Energie

Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen

Die Terminmarktpreise für Strom zur Lieferung im Jahr 2022 in Österreich zeigten im Berichtszeitraum einen klaren Aufwärtstrend und stiegen von rund EUR 46,8/MWh auf EUR 58,5/MWh zum Stichtag 31.03.2021. Der Durchschnittspreis lag mit EUR 50,9/MWh rund 8,5 % über dem Vergleichswert des Vorjahres. Einflussfaktoren dafür waren steigende Preise für Kohle, Erdgas und vor allem CO₂-Zertifikate. Im Berichtszeitraum stiegen diese von EUR 26,7/t auf EUR 42,6/t. Ambitionierte Klimaschutzziele der EU, die wirtschaftliche Erholung nach der ersten COVID-19-Welle und spekulative Anleger, die den CO₂-Markt für sich entdeckt haben, führten zu dieser Preisentwicklung.

Auf dem Spotmarkt stiegen die Strompreise in der ersten Geschäftsjahreshälfte 2020/2021 gegenüber dem Vergleichszeitraum des Vorjahres ebenfalls um rund ein Drittel. Der durchschnittliche European-Power-Exchange-(EPEX)-Spotpreis Base zur Lieferung in Österreich lag bei rund EUR 48,1/MWh mit einer weiterhin volatilen Entwicklung.

Der Ölpreis für eine Lieferung im Mai 2021 bewegte sich von USD 43,0/Barrel Rohöl der Sorte Brent zu Beginn des Berichtszeitraums auf USD 63,5/Barrel per Ende März 2021. Der Anstieg war einerseits durch die gestiegene Nachfrage im Zuge der weltweiten Wirtschaftserholung und andererseits durch eine restriktive Produktionspolitik der OPEC+-Staaten bedingt.

Der NetConnect-Germany-(NCG)-Gaspreis für das Frontjahr 2022 stieg im ersten Halbjahr des Geschäftsjahres 2020/2021 von EUR 14,7/MWh Anfang Oktober 2020 auf EUR 18,3/MWh per Ende März 2021.

Preisentwicklung auf internationalen Energiemärkten

Quellen: EEX, Reuters

Geschäftsverlauf im Segment Energie

Der Umsatz im Segment Energie belief sich im ersten Halbjahr 2020/2021 auf EUR 796,9 Mio. Gegenüber dem Vergleichszeitraum des Vorjahres (EUR 707,4 Mio.) bedeutet dies einen Anstieg von 12,7 %, wofür gestiegene Umsätze im Bereich der Strom- und Gasbewirtschaftung hauptverantwortlich sind. Gegenläufig wirkten Umsatzrückgänge im Bereich der Erzeugung, unter anderem aufgrund des reduzierten Einsatzes des Gas- und Dampfturbinenkraftwerkes (GuD-Kraftwerk) Timelkam. Positiv auf den Umsatz des Segments Energie wirkten hingegen gestiegene CO₂-Zertifikats- und Fernwärmerlöse.

Im Berichtszeitraum konnte im Segment Energie ein operatives Ergebnis von EUR 50,6 Mio. erwirtschaftet werden (Vorjahr: EUR 31,9 Mio.). Für den Anstieg um EUR 18,7 Mio. waren neben Ergebnissteigerungen im Bereich Strom- und Gasvertrieb auch höhere EBIT-Beiträge aus der Strombewirtschaftung bzw. der handelsseitigen Bewirtschaftung im Bereich Erdgas verantwortlich. Im Bereich Erzeugung konnten Rückgänge aufgrund der niedrigeren Wasserführung und des verringerten Einsatzes des GuD-Kraftwerks Timelkam durch höhere Ergebnisbeiträge der Cogeneration-Kraftwerke Management Oberösterreich GmbH (CMOÖ GmbH), gestiegene Preise am Strommarkt sowie niedrigere Instandhaltungsaufwendungen im Bereich Wasserkraftwerke mehr als kompensiert werden.

Im Berichtszeitraum wurde aufgrund gesunkener Erwartungen der künftigen Ergebnisbeiträge eine Wertminderung für das GuD-Kraftwerk Timelkam in Höhe von EUR 1,3 Mio. vorgenommen. Aufgrund niedrigerer künftiger Erlöseinschätzungen wurde im Berichtszeitraum für den Gasspeicher 7Fields eine Rückstellung in Höhe von EUR 6,7 Mio. vorgenommen. Im EBIT des Vorjahres war eine Wertminderung für das GuD-Kraftwerk Timelkam in Höhe von EUR 0,7 Mio. sowie für den Gasspeicher 7Fields in Höhe von EUR 7,2 Mio. enthalten.

Einsatz des GuD-Kraftwerks Timelkam ausschließlich im Engpassmanagement

Im Segment Energie wurde im ersten Halbjahr 2020/2021 eine Stromaufbringung von insgesamt 10.215 GWh und somit eine Steigerung um 7,5 % gegenüber dem Vorjahreswert (9.503 GWh) verzeichnet. Die Stromeigenaufbringung reduzierte sich hingegen von 1.663 GWh im Vorjahr auf 1.363 GWh im Berichtszeitraum.

Die Stromproduktion aus thermischen Kapazitäten im Segment Energie betrug im ersten Halbjahr 2020/2021 306 GWh und lag damit um 44,3 % unter dem Vorjahreswert von 549 GWh. Hauptgrund dafür war der im Berichtszeitraum ausschließliche Einsatz des GuD-Kraftwerks Timelkam im Engpassmanagement zur Netzstützung, während im Vergleichszeitraum des Vorjahres aufgrund der günstigeren Marktsituation auch Markteinsätze möglich waren.

Die Stromproduktion aus Wasserkraft in eigenen Kraftwerken und aus Bezugsrechten lag im Berichtszeitraum um 5 % unter dem Vergleichszeitraum des Vorjahres. Während die Produktion in den Speicherkraftwerken angestiegen ist, lag die Produktion der Laufkraftwerke aufgrund der niedrigeren Wasserführung der Flüsse unter dem Regelarbeitsvermögen. Der Erzeugungskoeffizient betrug im ersten Halbjahr 2020/2021 0,99 (Vorjahr: 1,08).

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

Strombeschaffungsstruktur ohne Stromhandel

1. HJ 2020/2021; Vorjahreswerte in Klammern

Zu Ende des Berichtszeitraums befand sich das Wasserkraftwerk Dürnau in der Fertigstellungsphase. Der Ersatzneubau wird voraussichtlich in der zweiten Hälfte des Geschäftsjahres 2020/2021 in Betrieb genommen.

Die Ennskraftwerke AG, an der die Energie AG einen Anteil von 50 % hält, lag mit ihrer Stromproduktion im ersten Halbjahr 2020/2021 mit einem Erzeugungskoeffizienten von 1,00 auf dem Niveau des langjährigen Mittelwerts. Im ersten Halbjahr des Geschäftsjahres 2020/2021 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 1.406 GWh.

Das Windkraftportfolio der Energie AG umfasst Beteiligungen an vier Windparks mit einer anteiligen Gesamtleistung von rund 15 MW. Die Stromerzeugungsmengen aus Windkraft lagen im Berichtszeitraum bei 19 GWh (Vorjahr: 23 GWh).

Die Energie AG betreibt über Beteiligungen Photovoltaikanlagen in Österreich und Italien mit einer Gesamtleistung von 12 MW. Der im ersten Halbjahr 2020/2021 erzeugte Strom von 3 GWh (Vorjahr: 4 GWh) wurde direkt ins öffentliche Netz eingespeist.

Die Bereitstellung von Fernwärme aus den Kraftwerksstandorten Riedersbach und Timelkam ist mit 188 GWh gegenüber dem Vorjahr (196 GWh) um 4,1 % gesunken.

Die CMOÖ GmbH in Laakirchen beliefert mithilfe eines GuD-Kraftwerks einen Großkunden mit Strom und Prozesswärme sowie mehrere umliegende Betriebe mit Fernwärme. Die in der ersten Hälfte des Geschäftsjahres 2020/2021 erzeugte Menge an Prozess- und Fernwärme betrug 361 GWh und lag damit um 10,6 % unter dem Vorjahreswert von 404 GWh.

Solides erstes Halbjahr für den Vertrieb der Energie AG

Trotz der angespannten volkswirtschaftlichen Situation aufgrund der COVID-19-Pandemie und der energiepolitisch anspruchsvollen Rahmenbedingungen war das erste Halbjahr für den Energie AG-Vertrieb durchaus erfolgreich. Die Heizgradtage lagen im Berichtszeitraum in Oberösterreich um 8,1 % über dem Vorjahr und 2,3 % über dem Durchschnitt der vergangenen 5 Jahre.

Im Telekommunikationsbereich ist es dank zahlreicher vertrieblicher Initiativen trotz COVID-bedingter Einschränkungen in der Kundenbetreuung sowie aufgrund verstärkter Nachfrage gelungen, weiterhin erfolgreich Kunden zu akquirieren. Im Strom- und Erdgasbereich verursachte die COVID-19-Pandemie bisher nur geringfügige negative Auswirkungen. Hier wird allerdings ab Sommer 2021, wenn die staatlichen Förderungen wegfallen, mit einem Anstieg der Forderungsausfälle gerechnet.

Stromabsatz Vertrieb

in GWh

Auch das rückläufige Wechselverhalten der Kunden wirkte sich positiv auf das Ergebnis des Vertriebes aus. Dieser Trend spiegelt sich österreichweit in den von der E-Control Austria veröffentlichten Statistiken wider.

Strom

Die konsolidierte Stromabgabemenge der Energie AG lag im ersten Halbjahr 2020/2021 mit 3.650 GWh um 177 GWh unter dem Vorjahreswert von 3.827 GWh.

Der Bereich Business- und Industriekunden verzeichnete trotz der herausfordernden Rahmenbedingungen nur einen moderaten Mengenrückgang sowie vereinzelte Kundenverluste. Die Mengen im Bereich Privat-, Gewerbe- und Gemeindekunden lagen über dem Vorjahreswert, was einerseits auf den kälteren Winter und andererseits auch auf die im Vergleich zum Vorjahr niedrigere Wechselrate zurückzuführen ist.

Erdgas

Erdgasabsatz Vertrieb

in GWh

Die Erdgas-Absatzmenge der Energie AG lag im ersten Halbjahr 2020/2021 mit 4.047 GWh um rund 0,5 % unter dem Vorjahreswert von 4.067 GWh.

Im Business- und Industriekundenbereich kam es bei den Großkunden zu Absatzsteigerungen, welche allerdings durch vereinzelte Kundenverluste wieder aufgehoben wurden. Bei den Privat-, Gewerbe- und Gemeindekunden führten sowohl die niedrigeren Temperaturen als auch die geringeren Wechselzahlen zu einem Anstieg der Abgabemengen.

Wärme

Der Wärmeabsatz in Österreich betrug im ersten Halbjahr 2020/2021 764 GWh und lag damit auf Höhe des Vorjahresniveaus von 765 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

Wärmeabsatz Österreich

in GWh

Im abgelaufenen ersten Halbjahr 2020/2021 konnte erstmals die Marke von 10.000 Subscribern überschritten werden. Per 31.03.2021 nutzten rund 11.000 Kunden aktiv die entsprechenden Produkte der Energie AG. Zum Vergleichszeitpunkt des Vorjahres waren es rund 7.000 Kunden.

Photovoltaik

Im ersten Halbjahr 2020/2021 wurden Verträge für 21 neue Photovoltaik-Anlagen mit 4.580 kW_p auf Basis einer Contracting-Dienstleistung abgeschlossen.

Elektromobilität

Der Schwerpunkt der Elektromobilitäts-Aktivitäten liegt aktuell auf Ladelösungen (Businesslösungen für Unternehmensstandorte, Wohnbau, öffentliche und private Ladeinfrastruktur). Parallel dazu wurde der gezielte Aufbau von öffentlichen Ladestationen inklusive Betriebsführung und Dienstleistungspaketen mit Standortpartnern fortgesetzt. Die Energie AG betreibt derzeit 103 öffentlich zugängliche Ladestationen in diversen Leistungsbereichen von 3,7 kW bis 50 kW samt Abrechnungssystem und verwaltet in Summe über 298 Ladepunkte.