Segment Energie

Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen ¹⁾

Preisentwicklung auf internationalen Energiemärkten

Quellen: EEX, ICE

Die Terminmarktpreise für Strom zur Lieferung im Jahr 2024 in Österreich zeigten im Geschäftsjahr 2022/2023 einen klaren Trend nach unten. Wesentliche Einflussfaktoren dafür waren die Preise für Kohle, Gas und CO₂-Zertifikate sowie die konjunkturelle Entwicklung. Nach einer volatilen Entwicklung im vierten Quartal 2022 und einem Höchststand Anfang Dezember 2022 mit einer Notierung von EUR 307,8/MWh halbierten sich die Preise bis März 2023, um in der Folge in einer Seitwärtsbewegung nur mehr langsam weiter zu sinken. Den tiefsten Wert erreichte der Strompreis für den Jahresbase 2024 in der Preiszone Österreich am letzten Handelstag des abgelaufenen Geschäftsjahres mit EUR 127,4/MWh. Der Durchschnittspreis lag im Geschäftsjahr 2022/2023 bei EUR 185,7/MWh.

Auch auf dem Spotmarkt fielen die Preise gegenüber dem Vergleichszeitraum des Vorjahres auf rund die Hälfte. Der European-Power-Exchange-(EPEX-)Spotpreis Base zur Lieferung in Österreich lag im Berichtszeitraum bei durchschnittlich EUR 134,3/MWh mit einer volatilen Entwicklung und stark sinkender Tendenz ab Beginn 2023.

Der Ölpreis für eine Lieferung im Dezember 2023 stieg von einem Tiefststand von USD 71,1/Barrel (bl) Rohöl der Sorte Brent am 04.05.2023 auf einen Höchststand von USD 94,4/bl am 27.09.2023. Der Anstieg ist unter anderem durch die Produktionsreduktion der OPEC-Staaten und eine Ausweitung der weltweiten Nachfrage zurückzuführen.

Eine Diversifizierung der Lieferquellen, die Reduktion des Gasverbrauchs in vielen Bereichen und hohe Speicherstände ließen die Preise für Erdgas ab dem zweiten Quartal des Berichtszeitraums deutlich sinken. Der Trading-Hub-Europe-(THE-)Gaspreis für das Frontjahr 2024 sank im Geschäftsjahr 2022/2023 von EUR 113,8/MWh Anfang Oktober 2022 auf EUR 48,4/MWh Ende September 2023.

Im Geschäftsjahr 2022/2023 schwankten die Preise für CO₂-Zertifikate zwischen EUR 68,8/t und zuletzt EUR 100,3/t. Nach einem Anstieg der Preise bis Februar 2023 kam es in der Folge aufgrund von eingetrübten Wirtschaftsaussichten und dem geringeren Einsatz von Kraftwerken mit fossilen Energiequellen zu einem Rückgang der Nachfrage.

Geschäftsverlauf im Segment Energie

Das Segment Energie verzeichnete im Berichtszeitraum Umsatzerlöse von EUR 3.322,8 Mio.. Ursächlich für den Anstieg gegenüber dem Vorjahr um 6,1 % waren höhere Umsätze aus der Bewirtschaftung der Strom- und Gasportfolios sowie das gestiegene Preisniveau im Stromvertrieb.

Das EBIT des Segments Energie betrug im Berichtszeitraum EUR 156,3 Mio. und lag damit deutlich über dem operativen Ergebnis des Vergleichszeitraums des Vorjahres (EUR 18,8 Mio.). Positiv auf das EBIT wirkten eine im Vergleich zum Vorjahr gestiegene Wasserführung und in der Folge höhere Erzeugungsmengen aus eigenen Wasserkraftwerken und Bezugsrechten aus Wasserkraft sowie vertriebsseitige Preiserhöhungen. Rückläufig auf das Ergebnis im Segment Energie wirkte hingegen der verminderte Einsatz der thermischen Kraftwerke. Darüber hinaus konnten gestiegene Ergebnisbeiträge aus der Bewirtschaftung der Stromportfolios Rückgänge im Bereich der Gasbewirtschaftung mehr als kompensieren.

Im Berichtszeitraum wurde für das GuD-Kraftwerk Timelkam eine Wertminderung in Höhe von EUR 10,2 Mio. aufgrund geänderter Einsatzbedingungen durchgeführt, während im Vorjahr eine Wertaufholung in Höhe von EUR 4,1 Mio. vorgenommen worden war. Im operativen Ergebnis des Segments Energie ist eine einmalige Ausgleichszahlung an Kund:innen enthalten.

Gestiegene Stromeigenaufbringung aus Wasserkraft und rückläufige Stromerzeugung aus thermischen Kraftwerken

Die gesamte Stromaufbringung im Segment Energie betrug im Geschäftsjahr 2022/2023 11.590 GWh und lag damit um 16,6 % unter dem Vorjahreswert (13.898 GWh). Die Hauptursache für diese Entwicklung waren stark rückläufige Strombezugsmengen in Höhe von 8.619 GWh (Vorjahr: 10.519 GWh), aber auch die Stromeigenaufbringung lag im Berichtszeitraum mit 2.971 GWh um 12,1 % unter dem Vorjahreswert (3.379 GWh).

Die Stromproduktion aus thermischen Kapazitäten hat sich im Segment Energie gegenüber dem Vorjahreswert von 1.015 GWh auf 483 GWh mehr als halbiert. Diese Entwicklung ist insbesondere auf den risikooptimalen Einsatz des GuD-Kraftwerks Timelkam und der Cogeneration-Kraftwerke Management Oberösterreich GmbH (CMOÖ GmbH) Laakirchen zurückzuführen.

Aufgrund der gegenüber dem Vorjahr deutlich gestiegenen Wasserführung lag die Stromeigenaufbringung aus Wasserkraft im Geschäftsjahr 2022/2023 mit 2.359 GWh um 5,7 % über dem Vorjahreswert von 2.232 GWh. Im Vergleich zum langjährigen Mittel lag die Wasserführung der Flüsse im Berichtszeitraum um rund 7,0 % unter dem Durchschnitt (Vorjahr: -12,1 %). Der Erzeugungskoeffizient der eigenen Kraftwerke und Bezugsrechte betrug im Berichtszeitraum 0,93 (Vorjahr: 0,88).

Der externe Strombezug reduzierte sich infolge des Rückgangs der Abgabemengen sowie einer Reduktion der Handelsmengen aufgrund geringerer Bewirtschaftungsaktivitäten der thermischen Erzeugungsanlagen.

Strombeschaffungsstruktur ohne Stromhandel

2022/2023; Vorjahreswerte in Klammern

Aufgrund sich ändernder energiewirtschaftlicher Rahmenbedingungen, verursacht insbesondere durch den forcierten Ausbau von volatilen Stromerzeugungsformen aus Wind und Sonne, zeigen Langfristprognosen den Bedarf an zusätzlichen, leistungsfähigen Flexibilitäts- und Speicherkapazitäten und in diesem Umfeld auch wirtschaftliches Potenzial. Daher wurde im Berichtszeitraum der Bau eines Pumpspeicherkraftwerks in Ebensee beschlossen. Mit einem Investitionsvolumen von rund EUR 450 Mio. handelt es sich bei diesem Projekt um die größte Einzelinvestition in der Geschichte der Energie AG. Pumpspeicherkraftwerke sind in der Lage, große Mengen an Energie zu speichern und zu einem späteren Zeitpunkt bereitzustellen. Diese Art von Kraftwerken weist höchste Wirkungsgrade auf und steht jederzeit gesichert zur Verfügung, was wiederum die Versorgungssicherheit und die Netzstabilität erhöht.

Das Pumpspeicherkraftwerk ist als Kavernenkraftwerk am Fuße des Berges „Großer Sonnstein“ mit einer drehzahlvariablen Francis-Pumpturbine geplant. Für den Oberwasserspeicher im Rumitzgraben ist die Errichtung eines ca. 60 Meter hohen Naturschüttdamms vorgesehen. Als Unterwasserspeicher dient der Traunsee. In Zeiten überschüssiger Stromproduktion wird das Wasser über eine Kaverne, in der sich die reversible Pumpturbine befindet, rund 500 Meter nach oben gepumpt und fungiert dort als jederzeit abrufbarer Energiespeicher. Bei erhöhtem Strombedarf wird das Wasser wieder nach unten geleitet, wo mittels Turbine die Umwandlung in elektrische Energie erfolgt. Das Kraftwerk besitzt einen Speicherinhalt von 1,32 Mio. m³ und verfügt über eine Leistung von 170 MW. Der Speicherinhalt ermöglicht eine Stromerzeugung von 10 Volllaststunden.

Im Bereich Wasserkraft wurden darüber hinaus die Vorprojekte für den Neubau des Kraftwerks Weißenbach und den Ersatzneubau des Kraftwerks Traunfall weitergeführt, um genehmigungsfähige Projekte zu erarbeiten.

Die Ennskraftwerke AG, an der die Energie AG einen Anteil von 50 % hält, lag mit ihrer Stromproduktion im Geschäftsjahr 2022/2023 mit einem Erzeugungskoeffizienten von 0,88 (Vorjahr: 0,85) 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 15,2 MW. Zu Beginn des Geschäftsjahres 2022/2023 wurde eine weitere Windkraftanlage der Windpark Munderfing GmbH, an der die Energie AG mit 14,7 % beteiligt ist, mit 3,45 MW in Betrieb genommen. Die Stromerzeugungsmengen aus Windkraft lagen im Berichtszeitraum bei 33 GWh (Vorjahr: 38 GWh). 

Die Energie AG betreibt Photovoltaik-Anlagen in Österreich und Italien mit einer Gesamtleistung von rund 21 MW_p (Vorjahr: 18 MW_p). Im Geschäftsjahr 2022/2023 wurden 17 GWh (Vorjahr: 18 GWh) ins öffentliche Netz eingespeist. Im Berichtszeitraum befanden sich zwei PV-Projekte in der Umsetzung. Zum einen wurde auf Dachflächen einer Reitsportanlage eine PV-Anlage mit einer Leistung von 1,46 MW_p errichtet. Das zweite Projekt wurde am Energie AG-Standort in Timelkam realisiert. Die bestehende PV-Anlage auf dem Gelände der Aschedeponie wurde durch eine zweite, technisch unabhängige Anlage mit ca. 1,15 MW_p ergänzt, sodass die abgeschlossene Deponiefläche bestmöglich zur Stromerzeugung genutzt werden kann. Beide Anlagen wurden mit Beginn des Geschäftsjahres 2023/2024 in Betrieb genommen.

Die Energie AG versorgt mehrere Gebiete in Oberösterreich, darunter Kirchdorf, Gmunden und Vöcklabruck, mit nachhaltiger Fernwärme. Die von den Kraftwerksstandorten Riedersbach und Timelkam bereitgestellte Fernwärmemenge ist mit 231 GWh gegenüber dem Vorjahr (242 GWh) aufgrund der milden Witterung um 4,8 % gesunken. Der Ausbau des Fernwärmestandortes Freistadt ist in Planung. Eckpfeiler des Projekts ist die Erweiterung der Biomasse-Erzeugungsanlagen um 2,5 MW sowie des Fernwärmenetzes um 1.900 Trassenmeter (Trm).

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 2022/2023 an Kund:innen abgegebene Menge an Prozess- und Fernwärme betrug 593 GWh und lag damit um 13,5 % unter dem Vorjahreswert (685 GWh).

Energie AG als verlässlicher Partner für Kund:innen

Nach der seit 2017 gewährten Preisgarantie für Strom- und Gaskund:innen auf Standardprodukte in der Hauptmarke mussten aufgrund der außerordentlichen Marktlage die Preise für Bestandskund:innen der Bereiche Strom und Gas im Berichtszeitraum erhöht werden.

Die per 02.01.2023 durchgeführte Preisanpassung für Strom wurde in Hinblick auf die neue Rechtslage („maßgebende Umstände“ gemäß § 80 Abs. 2a ElWOG) von einem externen Rechtsexperten begleitet. Die ebenfalls per 02.01.2023 durchgeführte Preisanpassung im Bereich Gas erfolgte entsprechend den Regelungen in den Allgemeinen Geschäftsbedingungen (AGB) auf Basis der Veränderungen des Österreichischen Gaspreisindex (ÖGPI) bzw. des Verbraucherpreisindex (VPI). Nachdem die Rechtskonformität der auf Basis der neuen Rechtslage von vielen Branchenunternehmen durchgeführten Preiserhöhungen für Strom in Frage gestellt wurde, hat sich die Energie AG mit Interessensvertretungen auf eine rasche, kundenfreundliche und praktikable Lösung verständigt, um einen langjährigen Rechtsstreit zu vermeiden.

Die Preisanpassung wurde von zahlreichen Maßnahmen begleitet – so bot die Energie AG beispielsweise spezielle Beratertage für die Kund:innen an und erhöhte auch die personellen Ressourcen im Callcenter bereits im Vorfeld, um das erwartungsgemäß verstärkte Kommunikationsaufkommen bewältigen zu können. In der Folge wurden Maßnahmenpakete geschnürt, um den hohen Belastungen für bestimmte Kundengruppen zielgerichtet entgegenzuwirken, insbesondere für Kund:innen mit Wärmepumpen bzw. Nachtspeicherheizungen und Kund:innen mit niedrigem Einkommen. Per 01.02.2023 konnten die Preise der seit Dezember 2021 gewonnenen Neukund:innen auf den niedrigeren, ab 02.01.2023 geltenden Bestandskundenpreis gesenkt werden bzw. diese Kund:innen als Bestandskund:innen geführt werden. Per 01.02.2023 wurde auch der Preis für ab diesem Zeitpunkt neu gewonnene Neukund:innen gesenkt.

Dank der vorausschauenden und langfristigen Beschaffungsstrategie war die Energie AG Oberösterreich Vertrieb GmbH (Vertrieb GmbH) in der Lage, trotz des herausfordernden Umfelds eine Senkung der Strompreise für Bestandskund:innen per 01.06.2023 vorzunehmen.

Die sichere Versorgungslage und der relativ milde Winter 2022/2023 haben zu einem Rückgang der Großhandelspreise für den Energieträger Gas geführt, weshalb den Gaskund:innen (Jahresverbrauch <400.000 kWh) für den Zeitraum 01.06.2023 bis 31.05.2024 ein Rabatt von 20 % auf Standardprodukte gewährt wird.

Die im Berichtszeitraum merkliche Entspannung auf den Energiemärkten führte bereits wieder zu zunehmenden Wettbewerbsaktivitäten auf dem Absatzmarkt, der positive Trend niedriger Wechselzahlen konnte jedoch fortgesetzt werden.

Die Heizgradtage, welche den temperaturbedingten Energiebedarf definieren, lagen im Berichtszeitraum in Oberösterreich deutlich unter dem Vergleichszeitraum des Vorjahres (-9,8 %) und unter dem Durchschnitt der vergangenen 5 Jahre (-5,7 %).

Im aktuellen energiewirtschaftlichen Umfeld wurde der Fokus der Vertriebsaktivitäten auf ein laufendes und standardisiertes Risikomanagement zur gezielten Steuerung von Risiken gelegt und das Monitoring von Forderungsrisiken noch stärker berücksichtigt.

Strom

Die konsolidierte Stromabgabemenge der Energie AG betrug im Geschäftsjahr 2022/2023 5.994 GWh und war damit um 627 GWh niedriger als der Vorjahreswert von 6.621 GWh.

Im Bereich der Business- und Industriekunden hat sich der Stromabsatz rückläufig entwickelt. Dies war mit geringeren Abnahmemengen bei den Bestandskunden, mit einer Zunahme beim Wechselverhalten sowie dem steigenden Anteil an Eigenversorgung durch PV-Anlagen zu begründen. Aufgrund der milden Witterung in der ersten Geschäftsjahreshälfte entwickelte sich auch die Abgabemenge im Bereich Privat-, Gewerbe- und Gemeindekunden niedriger als im Vorjahr; insbesondere im Zeitraum von Oktober 2022 bis Jänner 2023 wurden geringere Mengen als im Vergleichszeitraum des Vorjahres abgegeben. Der etwas kühlere Start in das Frühjahr 2023 konnte diese Rückgänge nur teilweise kompensieren.

Stromabsatz Vertrieb

in GWh

Durch den anhaltenden Trend zur Errichtung von PV-Anlagen konnten viele Neukund:innen in der Zielgruppe der Prosumer (= Produzent ist gleichzeitig Verbraucher) gewonnen werden, wodurch die Anzahl an Kund:innen, welche Strommengen an die Energie AG rücklieferten, im Berichtszeitraum deutlich gestiegen ist.

Gas

Die Gas-Absatzmenge der Energie AG lag im Geschäftsjahr 2022/2023 bei 4.818 GWh und somit um 643 GWh bzw. 11,8 % unter dem Vorjahreswert von 5.461 GWh.

Im Bereich der Business- und Industriekunden blieb die Abgabemenge unter dem Vorjahreswert, was in erster Linie auf einen geringeren Verbrauch der Bestandskunden zurückzuführen war. Auch bei den Privat-, Gewerbe- und Gemeindekunden der Sparte Gas waren im Berichtszeitraum witterungsbedingt niedrigere Abgabemengen zu verzeichnen. Darüber hinaus stieg in diesem Bereich aufgrund der aktuellen Rahmenbedingungen das Interesse an einem Wechsel des Heizsystems.

Gasabsatz Vertrieb

in GWh

Wärme

Der Wärmeabsatz in Österreich betrug im Geschäftsjahr 2022/2023 1.053 GWh und lag damit um 10,6 % unter dem Vorjahreswert von 1.178 GWh, was ebenfalls auf die milde Witterung im Berichtszeitraum zurückzuführen war. 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

Durch die nach wie vor große Nachfrage nach Online-Dienstleistungen nutzten zum Ende des Geschäftsjahres 2022/2023 bereits 19.495 private Kund:innen aktiv die entsprechenden Produkte der Energie AG (Vorjahr: 16.723). Auch im Businesskundenbereich konnten trotz des dynamischen und herausfordernden Wettbewerbsumfelds weitere Kund:innen von den Produkten der Energie AG überzeugt werden.

Wärmeabsatz Österreich

in GWh

Photovoltaik

Zum Stichtag 30.09.2023 betrieb die Energie AG 74 PV-Contracting-Kundenanlagen (Vorjahr: 61) mit einer Leistung von 12,3 MW_p (Vorjahr: 9,9 MW_p). Die im Bereich PV angebotenen Kundenprodukte wurden im Berichtszeitraum stark nachgefragt.

Elektromobilität

Die Schwerpunkte der Elektromobilitäts-Aktivitäten der Vertrieb GmbH liegen aktuell auf Ladelösungen, insbesondere im verdichteten Wohnbau und im Businessbereich für Unternehmensfuhrparks. Parallel dazu wurde der gezielte Aufbau von öffentlichen Ladestationen inkl. Betriebsführung und Dienstleistungspaketen mit Standortpartnern fortgesetzt und intensiviert. Die Vertrieb GmbH betreibt derzeit 212 (Vorjahr: 164) öffentlich zugängliche Ladestationen in diversen Leistungsbereichen von 3,7 kW bis 150 kW inkl. Abrechnungssystem und verwaltet in Summe über 904 Ladepunkte (Vorjahr: 604).