Segment Energie

Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen ¹⁾

Preisentwicklung auf internationalen Energiemärkten

Quellen: EEX, ICE

Die Terminmarktpreise für Strom zur Lieferung im Jahr 2023 in Österreich zeigten insbesondere im Sommer 2022 einen massiven Aufwärtstrend. Der wesentlichste Einflussfaktor dafür war der Preis für Gas, der von den Unsicherheiten rund um den russisch-ukrainischen Krieg und der damit verbundenen Lieferreduktion aus Russland sowie Versorgungsängsten geprägt war. Ausgehend von rund EUR 90,0/MWh zu Beginn des Berichtszeitraums bewegten sich die Strompreise steil nach oben. Den höchsten Wert erreichte der Strompreis für den Jahresbase 2023 in der Preiszone Österreich am 26.08.2022 mit EUR 1.015,0/MWh. Der Durchschnitt lag im Geschäftsjahr 2021/2022 bei EUR 247,3/MWh. Auf dem Spotmarkt stiegen die Strompreise gegenüber dem Vergleichszeitraum des Vorjahres um rund 300 %. Der European-Power-Exchange-(EPEX-)Spotpreis Base zur Lieferung in Österreich lag im Berichtszeitraum bei durchschnittlich EUR 259,5/MWh mit einer volatilen Entwicklung und stark steigenden Preisen im Sommer 2022, ausgehend von einem hohen Niveau.

Der Ölpreis für eine Lieferung im Dezember 2022 stieg von einem Tiefststand von USD 66,0/Barrel (bl) Rohöl der Sorte Brent Ende November 2021 auf einen Höchststand von USD 114,2/bl am 08.06.2022. Bis zum Februar 2022 ist der Anstieg durch den weltweiten Wirtschaftsaufschwung nach dem Einbruch durch die COVID-19-Pandemie zu erklären, ab Februar überwogen die Auswirkungen des russisch-ukrainischen Krieges.

Der Preisanstieg für Erdgas wurde im Herbst 2021 noch aus Unsicherheiten im Zusammenhang mit der Inbetriebnahme der Gaspipeline Nord-Stream 2 und den zunächst guten Wirtschaftsaussichten abgeleitet. Ab Februar 2022 führten der Rückgang der Gaslieferungen aus Russland sowie die verstärkte Nachfrage im Zuge der Befüllung der europäischen Gasspeicher zu einem steilen Anstieg der Preise. Der Trading-Hub-Europe-(THE-)Gaspreis für das Frontjahr 2023 stieg im Geschäftsjahr 2021/2022 von rund EUR 32,0/MWh Anfang Oktober 2021 mit einem Höchststand von EUR 314,4/MWh am 26.08.2022 auf EUR 185,6/MWh Ende September 2022, wobei sich in den letzten Wochen des Berichtszeitraums eine Seitwärtsbewegung zeigte.

Im Berichtszeitraum schwankten die Preise für CO₂-Zertifikate zwischen EUR 54,9/t und EUR 98,0/t. Nach einem kontinuierlichen Anstieg der Preise bis Februar 2022 in Folge der hohen Nachfrage kam es zu Beginn des russisch-ukrainischen Krieges zu einem Einbruch aufgrund der Unsicherheiten hinsichtlich der wirtschaftlichen Entwicklung. In weiterer Folge sorgte die Nachfrage für Stromerzeugung wieder für steigende CO₂-Preise, da eine geringe Produktion aus Wasser- und Kernkraftwerken durch den vermehrten Einsatz von Kohle- und Gaskraftwerken kompensiert werden musste.

Geschäftsverlauf im Segment Energie

Im Geschäftsjahr 2021/2022 belief sich der Umsatz im Segment Energie auf EUR 3.139,2 Mio.. Der kräftige Anstieg gegenüber dem Vorjahr (EUR 1.346,1 Mio.) resultierte aus den deutlich gestiegenen Großhandelspreisen für Strom und Gas, welche im Berichtszeitraum zu Umsatzsteigerungen beim Energiehandel, im Strom- und Gasvertrieb sowie in der Bewirtschaftung der Kraftwerke und Strombezugsrechte führten.

Das EBIT des Segments Energie betrug im Berichtszeitraum EUR 18,8 Mio. und lag damit um 77,2 % unter dem Niveau des Vorjahres in Höhe von EUR 82,4 Mio.. Der Rückgang wurde vor allem durch die unterdurchschnittliche Stromproduktion in Wasserkraftwerken in Folge der geringen Wasserführung der Flüsse verursacht. Im Vertrieb führten die stark gestiegenen Beschaffungspreise für Strom und Gas neben einer negativen Wirkung auf das EBIT des Segments Energie auch zur Bildung von Risikovorsorgen in Form von Rückstellungen.

Positiv auf das operative Ergebnis wirkte sich hingegen der Einsatz des GuD-Kraftwerks Timelkam auf dem Strommarkt aus. Weitere Details zu den thermischen Kraftwerken siehe Anhang zum Konzernabschluss, Punkt 24.1. Derivative Finanzinstrumente und Hedging.

Darüber hinaus konnten auch die operativen Ergebnisbeiträge aus der Bewirtschaftung der Gasspeicher verbessert werden, wobei im Vorjahr für den Gasspeicher 7Fields eine Rückstellung in Höhe von EUR 6,8 Mio. vorgenommen worden war.

Für das GuD-Kraftwerk Timelkam wurde aufgrund gestiegener Erwartungen der künftigen Ergebnisbeiträge im Berichtszeitraum eine Wertaufholung in Höhe von EUR 4,1 Mio. vorgenommen. Im EBIT des Vorjahres waren Wertaufholungen für das GuD-Kraftwerk Timelkam in Höhe von EUR 2,8 Mio. sowie für das Projekt Pumpspeicherkraftwerk Ebensee in Höhe von EUR 4,4 Mio. enthalten.

Gestiegene Stromeigenerzeugung trotz niedriger Wasserführung

Die gesamte Stromaufbringung im Segment Energie betrug im Geschäftsjahr 2021/2022 13.898 GWh und lag damit um 14,8 % unter dem Vorjahreswert (16.315 GWh). Während die Stromeigenaufbringung mit 3.379 GWh um 13,6 % über dem Vorjahreswert (2.975 GWh) lag, war die Aufbringung an den Strommärkten mit 10.519 GWh rückläufig (Vorjahr: 13.340 GWh). Hauptgrund waren geringere Mengen für die Bewirtschaftung der Konzernportfolios im Vergleich zum Vorjahr.

Die Stromproduktion aus thermischen Kapazitäten hat sich im Segment Energie mit 1.015 GWh gegenüber dem Vorjahreswert von 465 GWh mehr als verdoppelt. Diese Entwicklung ist insbesondere auf den im Vergleich zum Vorjahr verstärkten Einsatz des GuD-Kraftwerks Timelkam und der Cogeneration-Kraftwerke Management Oberösterreich GmbH (CMOÖ GmbH) in Laakirchen zurückzuführen. Das GuD-Kraftwerk Timelkam wurde im ersten Quartal des Geschäftsjahres 2021/2022 für Netzreserve und Engpassmanagement bereitgehalten und eingesetzt. Die Marktsituation ab Dezember zeigte jedoch wieder eine volle Marktfähigkeit für GuD-Kraftwerke, was ab Jänner 2022 zu einer Beendigung der Bereithaltung zur Netzreserve und zu einer Wiederaufnahme der Stromproduktion für den freien Markt führte, welche jedoch mit Beginn des russisch-ukrainischen Krieges aus Gründen der Risikobeschränkung wieder reduziert wurde.

Aufgrund der gegenüber dem Vorjahr um 6,0 % deutlich niedrigeren Wasserführung lag die Stromeigenaufbringung aus Wasserkraft im Geschäftsjahr 2021/2022 mit 2.232 GWh um 6,3 % unter dem Vorjahreswert von 2.381 GWh. Im Vergleich zum langjährigen Mittel lag die Wasserführung der Flüsse im Berichtszeitraum um 12,1 % unter dem Durchschnitt. Der Erzeugungskoeffizient der eigenen Kraftwerke und Bezugsrechte betrug im Berichtszeitraum 0,88 (Vorjahr: 0,94).

Strombeschaffungsstruktur ohne Stromhandel

2021/2022; Vorjahreswerte in Klammern

Hinsichtlich des Ausbaus der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wurden im Wasserkraftbereich die Vorprojekte für den Neubau des Kraftwerks Weißenbach und den Ersatzneubau des Kraftwerks Traunfall intensiv weitergeführt, um genehmigungsfähige Projekte zu erarbeiten.

Als ein Ergebnis des im Jahr 2020 gestarteten Strategieprojekts mit der eww ag übernahm die Energie AG mit 01.01.2022 die Betriebsführung des neuen Wasserkraftwerkes Traunleiten sowie einiger kleinerer Kraftwerke. Somit steuert die Energie AG nun die gesamte Kraftwerkskette an der Traun, wodurch das Zusammenspiel der Erzeugungsanlagen weiter optimiert wurde und dies zu einer deutlichen Steigerung der Effizienz bei der Produktion von grünem Strom führt.

Aufgrund sich ändernder energiewirtschaftlicher Rahmenbedingungen, insbesondere durch den Ausbau der Stromerzeugung aus volatilen Energieformen wie Wind und Sonne, ergibt sich ein steigendes Erfordernis an zusätzlichen, leistungsfähigen Flexibilitäts- und Speicherkapazitäten. Aus diesem Grund wurde im Geschäftsjahr 2021/2022 mit der Detail- und Ausschreibungsplanung für das Pumpspeicherkraftwerk Ebensee begonnen. Ein Baubeschluss soll im Geschäftsjahr 2022/2023 erwirkt werden. Der rechtskräftige UVP-Genehmigungsbescheid für das Projekt wurde bereits im Geschäftsjahr 2016/2017 erlassen.

Die Ennskraftwerke AG, an der die Energie AG einen Anteil von 50 % hält, lag mit ihrer Stromproduktion im Geschäftsjahr 2021/2022 mit einem Erzeugungskoeffizienten von 0,85 (Vorjahr: 0,88) ebenfalls unter dem langjährigen Durchschnitt. Die Energie AG hält Strombezugsrechte an Wasserkraftwerken der Ennskraftwerke AG und der Verbund Hydro Power GmbH mit einem jährlichen Regelarbeitsvermögen in Höhe 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 38 GWh (Vorjahr 35 GWh). Die Erweiterung des Windparks Munderfing um eine weitere Windkraftanlage mit 3,45 MW befindet sich in Umsetzung. Der Probebetrieb und die Inbetriebnahme erfolgen im Geschäftsjahr 2022/2023.

Die Energie AG betreibt über Beteiligungen Photovoltaik-(PV-)Anlagen in Österreich und Italien mit einer Gesamtleistung von 18 MW_p (Vorjahr: 14 MW_p) Im Geschäftsjahr 2021/2022 wurden 18 GWh Strom (Vorjahr: 13 GWh) aus PV-Anlagen erzeugt. Eine Erweiterung des SolarCampus in Eberstalzell um 3,3 MW_p ging im Berichtszeitraum in Betrieb.

Die Bereitstellung von Fernwärme aus den Kraftwerksstandorten Riedersbach und Timelkam ist mit 242 GWh gegenüber dem Vorjahr (257 GWh) um 5,5 % gesunken. Aufgrund der überdurchschnittlich warmen Temperaturen im Winter 2021/2022 sank die Nachfrage nach Raumwärme.

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 2021/2022 an Kund:innen abgegebene Menge an Prozess- und Fernwärme betrug 685 GWh und lag damit um 4,9 % unter dem Vorjahreswert (720 GWh).

Dynamisches Umfeld und stete Weiterentwicklung der Vertriebsorganisation

Das Geschäftsjahr 2021/2022 war von einer noch nie dagewesenen Dynamik auf den europäischen Strom- und Gasmärkten geprägt. Diesen herausfordernden Entwicklungen der letzten Monate begegnete die Vertrieb GmbH mit geeigneten strategischen und operativen Maßnahmen. Im Zuge der Verschärfungen auf den Energiemärkten war insbesondere die intensive Beobachtung des russisch-ukrainischen Krieges und seiner Auswirkungen auf die Versorgungssituation in Österreich wesentlich für die Energiebeschaffung und den Vertrieb.

Im Wettbewerbsumfeld kam es zu Preiserhöhungen und zu Kündigungen von Kundenverträgen durch die Mitbewerber, was zu einer großen Nachfrage nach Neukundenverträgen im Vertrieb der Energie AG führte. Die Vertrieb GmbH reagierte mit mehreren Preisanpassungen für Neukund:innen, während die Bestandskund:innen im Haushalts- und Gewerbesegment von der Preisgarantie für Strom- und Gas-Standardprodukte (ausgenommen Privat-/Gewerbestrom Float) sowie Glasfaser-Internet profitierten. Aufgrund der stark steigenden Preise und der hohen Volatilität auf dem Strom- und Gasmarkt wurde für Businesskunden ein Produkt zur Risikosteuerung des Beschaffungszeitpunkts entwickelt, somit wurden die Risikomechanismen der Verträge adaptiert.

Die im Konsumentenbereich verwendeten allgemeinen Geschäftsbedingungen (AGB) für Strom und Gas wurden im Berichtszeitraum aktualisiert, unter anderem aufgrund einer neuerlichen Entscheidung des Obersten Gerichtshofs (OGH) zu Preisanpassungsklauseln.

Die Heizgradtage lagen im Berichtszeitraum in Oberösterreich um 3,5 % unter dem Vorjahr und 3,1 % über dem Durchschnitt der vergangenen 5 Jahre. Dies hatte zur Folge, dass im Vergleich zum Vorjahr in den temperaturabhängigen Sparten der Vertrieb GmbH ein Rückgang der Abgabemengen zu verzeichnen war. Aufgrund der starken Preissteigerung und der hohen Volatilität sind bei der aktuellen Marktlage allerdings schon geringe Mengenabweichungen wirtschaftlich signifikant.

Das Monitoring von Forderungsrisiken begleitet die vertriebliche Arbeit seit Beginn der COVID-19-Pandemie stärker als sonst und wurde durch das aktuelle energiewirtschaftliche Umfeld mit deutlich gestiegenen Marktpreisen noch bedeutender. Standardisierte Bewertungen stellten ein laufendes Monitoring sowie eine gezielte Steuerung der Risiken sicher, wodurch es im Geschäftsjahr 2021/2022 keine bedeutenden Auswirkungen aus diesem Titel gab.

Wesentlich erscheint eine stete Weiterentwicklung der Organisation vor allem in dynamischen Zeiten: Als letzter von vielen Meilensteinen zur Erreichung der Zielstruktur im Vertrieb besiegelte die Umfirmierung der „ENAMO Ökostrom GmbH“ auf „Energie AG Oberösterreich Öko GmbH“ die Verabschiedung der ENAMO als Firma und Marke.

Nach eingehender strategischer Voranalyse wurde darüber hinaus der Ausstieg aus der Vertriebstätigkeit für Strom und Gas in Deutschland fixiert und per 31.12.2021 umgesetzt.

Stromabsatz Vertrieb

in GWh

Strom

Stromabsatz Vertrieb

in GWh

Die konsolidierte Stromabgabemenge der Energie AG lag im Geschäftsjahr 2021/2022 mit 6.621 GWh um 369 GWh unter dem Vorjahreswert von 6.990 GWh.

Im Bereich der Business- und Industriekunden zeigte sich die Absatzmenge rückläufig, insbesondere in der Energie AG Oberösterreich Businesskunden GmbH (Businesskunden GmbH), wo durch Kundenwechsel und den Wegfall des Deutschlandgeschäftes die Menge gesunken ist. Die Mengen im Bereich Privat-, Gewerbe- und Gemeindekunden lagen witterungsbedingt ebenfalls unter dem Vorjahreswert.

Gas

Gasabsatz Vertrieb

in GWh

Gasabsatz Vertrieb

in GWh

Die Gas-Absatzmenge der Energie AG lag im Geschäftsjahr 2021/2022 bei 5.461 GWh und somit um 946 GWh bzw. 14,8 % unter dem Vorjahreswert von 6.407 GWh.

Im Business- und Industriekundenbereich gab es enorme Preisverwerfungen. Dies hatte zur Folge, dass neben vereinzelten Kundenverlusten auch ein Rückgang bei Bandlieferungen sowie beim Abnahmeverhalten von Bestandskunden zu verzeichnen war. Bei den Privat-, Gewerbe- und Gemeindekunden lag die Abgabemenge aufgrund der Witterung etwas niedriger als im Vorjahr.

Wärme

Wärmeabsatz Österreich

in GWh

Wärmeabsatz Österreich

in GWh

Der Wärmeabsatz in Österreich betrug im Geschäftsjahr 2021/2022 1.178 GWh und lag damit um 5,0 % unter dem Vorjahrswert von 1.240 GWh.

Neben dem Fernwärmeabsatz und der seitens der CMOÖ GmbH an Kund:innen gelieferten Wärmemengen sind im Wärmeabsatz auch die Mengen aus dem Energie-Contracting enthalten.

Telekommunikation

Zum Ende des Geschäftsjahres 2021/2022 nutzten bereits 16.723 Kund:innen aktiv die entsprechenden Produkte der Energie AG (Vorjahr: 13.166). Auch im Businesskundenbereich konnten trotz des herausfordernden Wettbewerbsumfelds weitere Kunden von den Produkten der Energie AG überzeugt werden.

Photovoltaik

Im Geschäftsjahr 2021/2022 wurden 61 Photovoltaik-Contracting-Kundenanlagen (Vorjahr: 50) mit einer Leistung von 9,9 MW_p (Vorjahr: 8,4 MW_p) betrieben. Zusätzlich wurden standardisierte Produkte wie der „PV-Super-Deal“ für Haushalte oder der „PV-Profi-Deal“ für Gewerbekunden entwickelt und im Berichtszeitraum bereits sehr stark nachgefragt.

Elektromobilität

Die Schwerpunkte der Elektromobilitäts-Aktivitäten liegen aktuell auf Ladelösungen sowie dem gezielten Aufbau von öffentlichen Ladestationen. Die Energie AG betreibt derzeit 164 öffentlich zugängliche Ladestationen (Vorjahr: 128) und verwaltet in Summe 604 Ladepunkte (Vorjahr: 425).