Segment Energie

Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen ¹⁾

Preisentwicklung auf internationalen Energiemärkten

Quellen: EEX, ICE

Die Terminmarktpreise für Strom zur Lieferung im Frontjahr 2023 in Österreich zeigten im Berichtszeitraum einen kräftigen Aufwärtstrend und stiegen von rund EUR 89,7/MWh auf EUR 193,1/MWh zum Stichtag 31.03.2022. Der Durchschnittspreis lag mit EUR 127,3/MWh beim rund Eineinhalbfachen des Vorjahreswertes. Einflussfaktoren dafür waren deutlich höhere Preise für Kohle und Gas. Auf dem Spotmarkt stiegen die Strompreise in der ersten Geschäftsjahreshälfte 2021/2022 gegenüber dem Vergleichszeitraum des Vorjahres auf mehr als das Dreifache. Der durchschnittliche European-Power-Exchange-(EPEX)-Spotpreis Base zur Lieferung in Österreich lag bei rund EUR 211,7/MWh mit einer hochvolatilen Entwicklung, die stark mit den Gaspreisen korrelierte.

Im ersten Halbjahr des Geschäftsjahres 2021/2022 entwickelte sich der Trading-Hub-Europe-(THE)-Gaspreis für das Frontjahr 2023 von EUR 31,7/MWh Anfang Oktober 2021 auf EUR 89,0/MWh per Ende März 2022 und damit auf beinahe das Dreifache. Bis Ende Dezember 2021 trieben die Diskussionen über die Nicht-Inbetriebnahme der Pipeline North-Stream 2, vergleichsweise geringe Gasspeicherstände sowie nur mehr kurzfristige Kapazitätsbuchungen für einzelne Pipelines aus Russland die Preise nach oben und übertrafen dabei kurzfristig die Marke von EUR 60,0/MWh für das THE-Frontjahresprodukt. Im Februar führte dann der russisch-ukrainische Krieg zu einem völlig neuen Preisniveau und einem Anstieg auf nahezu EUR 90,0/MWh.

Die Preise für CO₂-Zertifikate konnten im Berichtszeitraum zunächst ebenfalls zulegen und stiegen von EUR 62,5/t auf einen Höchstwert von EUR 97,0/t Anfang Februar 2022. Mit dem Ausbruch des russisch-ukrainischen Kriegs und den damit verbundenen Befürchtungen im Hinblick auf die europäische Wirtschaftsentwicklung sanken die CO₂-Preise zum Ende des Berichtszeitraums wieder auf EUR 76,5/t.

Der Ölpreis für eine Lieferung im Mai 2022 bewegte sich von USD 75,9/Barrel (bl) Rohöl der Sorte Brent zu Beginn des Berichtszeitraums auf USD 107,9/bl per Ende März 2022. Nach einer moderaten Preisentwicklung bis Ende Dezember 2021 führten die Unsicherheiten um einen möglichen russisch-ukrainischen Krieg und letztendlich der Kriegsbeginn zu einem deutlichen Anstieg der Preise mit zwischenzeitlichen Spitzenwerten von fast USD 128,0/bl.

Geschäftsverlauf im Segment Energie

Der Umsatz im Segment Energie belief sich im ersten Halbjahr 2021/2022 auf EUR 1.709,6 Mio.. Der kräftige Anstieg gegenüber dem Vorjahr (EUR 796,9 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 im ersten Halbjahr 2021/2022 belief sich auf EUR 46,9 Mio. und lag damit um 7,3 % unter dem Niveau des Vorjahres in Höhe von EUR 50,6 Mio.. Der Rückgang wurde vor allem die unterdurchschnittliche Stromproduktion in Wasserkraftwerken in Folge der geringen Wasserführung der Flüsse, durch gestiegene Beschaffungspreise für Strom und Gas sowie im Bereich der Bewirtschaftung der Gasspeicher verursacht. Positiv auf das operative Ergebnis wirkte sich hingegen vor allem der Einsatz des GuD-Kraftwerks Timelkam auf dem Strommarkt aus. Darüber hinaus wurde aus der Bewertung und Realisierung von Energiederivaten ohne Hedgebeziehung ein Ertrag in Höhe von EUR 43,5 Mio. erzielt.

Im EBIT des Vorjahres waren Wertminderungen für das GuD-Kraftwerk Timelkam in Höhe von EUR 1,3 Mio. sowie eine Rückstellung im Zusammenhang mit dem Gasspeicher 7Fields in Höhe von EUR 6,7 Mio. enthalten.

Unterdurchschnittliche Produktion aus Wasserkraft sowie Einsatz des GUD-Kraftwerks Timelkam auf dem freien Strommarkt

Die gesamte Stromaufbringung im Segment Energie betrug im ersten Halbjahr 2021/2022 7.949 GWh und lag damit um 22,2 % unter dem Vorjahreswert (10.215 GWh). Der Rückgang wurde hauptsächlich durch niedrigere Strombezugsmengen verursacht. Die Stromeigenaufbringung stieg hingegen von 1.363 GWh im Vorjahr auf 1.718 GWh im Berichtszeitraum und somit um 26,0 %. Für diese Entwicklung war vor allem die deutliche Steigerung der Stromerzeugung aus thermischen Kraftwerken im Berichtszeitraum verantwortlich.

Die Stromproduktion aus thermischen Kapazitäten im Segment Energie lag im ersten Halbjahr 2021/2022 bei 695 GWh und damit um mehr als das Doppelte über dem Vorjahreswert von 306 GWh. Der Hauptgrund dafür war der Einsatz des GuD-Kraftwerks Timelkam auf dem freien Strommarkt ab Jänner 2022, während das Kraftwerk im Vergleichszeitraum des Vorjahres ausschließlich im Engpassmanagement zur Netzstützung eingesetzt worden war.

Die Stromproduktion aus Wasserkraft in eigenen Kraftwerken und aus Bezugsrechten lag im Berichtszeitraum unter den Werten des Vorjahres. Ursächlich dafür war die um 6,0 % unter dem langjährigen Mittel und um 5,0 % unter dem Vorjahresniveau liegende Wasserführung der Flüsse. Deutlich unter der Erwartung zeigten sich hierbei die Monate Oktober und November 2021 sowie März 2022 in Folge der ungewöhnlichen Trockenheit. Der Erzeugungskoeffizient betrug im Berichtszeitraum 0,94 (Vorjahr: 0,99).

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

Strombeschaffungsstruktur ohne Stromhandel

1. HJ 2021/2022; Vorjahreswerte in Klammern

Auch die Ennskraftwerke AG, an der die Energie AG einen Anteil von 50 % hält, lag mit ihrer Stromproduktion im ersten Halbjahr 2021/2022 mit einem Erzeugungskoeffizienten von 0,94 (Vorjahr: 1,00) unter dem langjährigen Mittelwert. 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.

Plangemäß wurde im Zuge der Neuregelung der Zusammenarbeit mit der Welser eww ag per 01.01.2022 die Betriebsführung des neuen Wasserkraftwerkes Traunleiten durch die Energie AG übernommen.

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 23 GWh (Vorjahr: 19 GWh).

Die Energie AG betreibt selbst bzw. über Beteiligungen Photovoltaik-(PV-) und PV-Contracting-Anlagen in Österreich und Italien mit einer Gesamtleistung von rund 18 MW_p. Im ersten Halbjahr 2021/2022 wurden 5 GWh (Vorjahr: 3 GWh) ins öffentliche Netz eingespeist. Im ersten Quartal wurde unter anderem die Erweiterung des SolarCampus in Eberstalzell abgeschlossen und die zusätzlich errichteten Stromerzeugungsanlagen mit einer Leistung von 3,3 MW_p erfolgreich in Betrieb genommen.

Die Bereitstellung von Fernwärme aus den Kraftwerksstandorten Riedersbach und Timelkam sank von 188 GWh im Vergleichszeitraum des Vorjahres auf 181 GWh im Berichtszeitraum und somit um 3,4 %.

Die Cogeneration-Kraftwerke Management Oberösterreich GmbH (CMOÖ GmbH) in Laakirchen beliefert mithilfe eines GuD-Kraftwerks einen Großkunden mit Strom und Prozesswärme sowie mehrere umliegende Betriebe mit Fernwärme. Die im ersten Halbjahr 2021/2022 erzeugte Menge an Prozess- und Fernwärme betrug 373 GWh und lag damit um 3,3 % über dem Vorjahreswert von 361 GWh.

Dynamisches Umfeld und stete Weiterentwicklung der Vertriebsorganisation

Im Zuge der Verschärfungen auf den Energiemärkten im ersten Halbjahr 2021/2022 ist insbesondere die intensive Beobachtung des russisch-ukrainischen Krieges und seiner Auswirkungen auf die Versorgungssituation in Österreich wesentlich für die Beschaffung und den Vertrieb durch die Energie AG Oberösterreich Vertrieb GmbH (Vertrieb GmbH).

Im Wettbewerbsumfeld kam es zu Preiserhöhungen und zahlreichen Kundenkündigungen durch die Mitbewerber, was zu einer enormen Nachfrage nach Neukundenverträgen beim Vertrieb der Energie AG führte. Die Vertrieb GmbH reagierte mit drei Preisanpassungen für Neukunden, während die Bestandskunden im Haushalts- und Gewerbesegment von der Beschaffungsstrategie und einer folglich möglichen 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 mit „Strom Business Secure“ ein risikominimierendes Produkt entwickelt.

Die Heizgradtage lagen im Berichtszeitraum in Oberösterreich knapp unter dem Vergleichszeitraum des Vorjahres (-1,9 %) und etwa auf gleichem Niveau wie der Durchschnitt der vergangenen 5 Jahre (+0,3 %).

Das Monitoring von Forderungsrisiken begleitet die vertriebliche Arbeit seit Beginn der COVID-19-Pandemie noch stärker als sonst: Aufgrund der guten Konjunkturlage im Herbst 2021 waren im ersten Halbjahr 2021/2022 keine wesentlichen Auswirkungen spürbar; die Forderungsrisiken werden unverändert laufend beobachtet.

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.

Stromabsatz Vertrieb

in GWh

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

Strom

Die konsolidierte Stromabgabemenge der Energie AG lag im ersten Halbjahr des Geschäftsjahres 2021/2022 mit 3.486 GWh um 164 GWh unter dem Vorjahreswert von 3.650 GWh.

Im Bereich der Business- und Industriekunden blieb die Absatzmenge unter dem Vorjahreswert, insbesondere in der Energie AG Oberösterreich Businesskunden GmbH, wo durch Kundenwechsel und den Wegfall des Deutschlandgeschäftes die Mengen gesunken sind. Die Mengen im Bereich Privat-, Gewerbe- und Gemeindekunden lagen über dem Vorjahreswert. Dies war auf Kundenzuwächse, welche unter anderem durch die Kündigung anderer Energielieferanten verursacht wurden, zurückzuführen.

Gas

Gasabsatz Vertrieb

in GWh

Die Gas-Absatzmenge der Energie AG lag in der ersten Hälfte des Geschäftsjahres 2021/2022 bei 3.795 GWh und somit um 252 GWh bzw. 6,2 % unter dem Vorjahreswert von 4.047 GWh.

Im Business- und Industriekundenbereich gab es enorme Preisverwerfungen. Der durch Kundenverluste verursachte Mengenrückgang in diesem Bereich konnte durch höhere Abgabemengen an Bestandskunden teilweise kompensiert werden. Bei den Privat-, Gewerbe- und Gemeindekunden war die Abgabemenge etwas höher als im Vorjahr, was auf Kundenzuwächse – ebenfalls ausgelöst durch die Kündigung anderer Energielieferanten – zurückzuführen war.

Wärme

Wärmeabsatz Österreich

in GWh

Der Wärmeabsatz in Österreich betrug im ersten Halbjahr 2021/2022 764 GWh und lag damit unverändert auf Vorjahresniveau.

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

Zum Ende der ersten Geschäftsjahreshälfte 2021/2022 nutzten bereits über 15.000 Kunden aktiv die entsprechenden Produkte der Energie AG (Vorjahr: 11.000). Auch im Businesskundenbereich konnten trotz des herausfordernden Wettbewerbsumfelds weitere Kunden von den Produkten der Energie AG überzeugt werden.

Photovoltaik

Im ersten Halbjahr 2021/2022 wurden 58 Photovoltaik-Contracting-Kundenanlagen (Vorjahr: 50) mit einer Leistung von 9,6 MW_p (Vorjahr: 8,4 MW_p) betrieben.

Elektromobilität

Die Schwerpunkte der Elektromobilitäts-Aktivitäten liegen aktuell auf Ladelösungen sowie dem gezielten Aufbau von öffentlichen Ladestationen. Die Energie AG betreibt derzeit 141 öffentlich zugängliche Ladestationen (Vorjahr: 103) und verwaltet in Summe 502 Ladepunkte (Vorjahr: 298).