Segment Energie

Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen ¹⁾

Preisentwicklung auf internationalen Energiemärkten

Quellen: EEX, ICE, LSEG

Ausgehend vom hohen Niveau des Geschäftsjahres 2022/2023 erreichten die Terminmarktpreise für Strom Base zu Beginn des Berichtszeitraumes infolge des Angriffs der Terrororganisation Hamas auf Israel Mitte Oktober 2023 den Höchststand von EUR 133,4/MWh. Darauf folgte ein nahezu ununterbrochener Abwärtstrend bis zu einem Tiefststand von EUR 73,0/MWh Ende Februar 2024. In der Folge erholten sich die Preise wieder und gingen in eine Seitwärtsbewegung mit hoher Bandbreite und Volatilität über. Wesentliche Einflussfaktoren dafür waren die Preise für Kohle, Gas und CO₂-Zertifikate sowie die konjunkturelle Entwicklung. Zum Ende des Berichtszeitraumes lag der Preis bei EUR 91,1/MWh und damit unter dem Durchschnittspreis des Geschäftsjahres 2023/2024 von EUR 96,7/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 75,2/MWh mit einer volatilen Entwicklung in einer Schwankungsbreite zwischen EUR -126,4/MWh und EUR 1.965/MWh.

Der Ölpreis für eine Lieferung der Sorte Brent im Dezember 2024 bewegte sich zwischen einem Höchststand von USD 85,6/Barrel (bl) am 05.04.2024 und einem Tiefststand von USD 68,6/bl am 10.09.2024.

Der Central-European-Gas-Hub-(CEGH-)Preis für Erdgas zur Lieferung im Frontjahr 2025 in Österreich bewegte sich im abgelaufenen Geschäftsjahr im Spannungsfeld zwischen geopolitischen Krisen sowie dämpfenden Faktoren wie der Diversifizierung der Lieferquellen, hohen Speicherständen und einer gesunkenen Nachfrage. Nach dem Erreichen des Höchststandes von EUR 49,5/MWh Mitte Oktober 2023 sank der Preis bis Ende Februar 2024 auf EUR 28,1/MWh. Nach einer leichten Erholung folgte eine Seitwärtsbewegung hin zu EUR 39,5/MWh zum Ende des Geschäftsjahres 2023/2024.

Die Preise für CO₂-Zertifikate schwankten im Berichtszeitraum zwischen EUR 90,1/t und EUR 52,2/t. Bis Februar 2024 sanken die Preise von ihrem Höchstwert Mitte Oktober 2023 auf den Tiefststand. Danach setzte auch hier eine Erholung mit einer anschließenden Seitwärtsentwicklung ein.

Geschäftsverlauf im Segment Energie

Die Umsatzerlöse im Segment Energie lagen mit EUR 2.259,6 Mio. unter dem Vorjahreswert. Der Rückgang war neben gesunkenen Absatzmengen insbesondere durch die im Vergleich zum Vorjahr niedrigeren Großhandelspreise für Strom und Gas begründet, welche zu Umsatzrückgängen im Strom- und Gasvertrieb sowie in der Bewirtschaftung des Strom- und Gasportfolios und der Gasspeicher führten.

Das EBIT des Segments Energie betrug im Berichtszeitraum EUR 318,6 Mio. und lag damit um EUR 162,3 Mio. über dem Vergleichszeitraum des Vorjahres. Positiv geprägt wurde das EBIT vor allem durch die überdurchschnittliche Wasserführung der Flüsse und die somit höheren Stromerzeugungsmengen aus eigenen Wasserkraftwerken und Bezugsrechten sowie höhere Vermarktungspreise im Erzeugungsbereich. Zudem wirkten sich gestiegene Ergebnisbeiträge im Bereich der Bewirtschaftung der Gasspeicher positiv auf das Ergebnis aus. Dagegen schlugen sich rückläufige Absatzmengen und -preise im Vertrieb negativ auf das operative Ergebnis des Segments Energie nieder. Außerdem wirkte sich die gesetzlich vorgeschriebene Abschöpfung von Erlösen aus der Stromvermarktung gemäß dem Bundesgesetz über den Energiekrisenbeitrag-Strom ergebnismindernd aus. Darüber hinaus wirkten Wertminderungen von Fernwärmeanlagen in Höhe von EUR 11,4 Mio. negativ auf das EBIT. Für das GuD-Kraftwerk Timelkam wurde, wie bereits im Vergleichszeitraum des Vorjahres, eine Wertminderung in Höhe von EUR 9,1 Mio. (Vorjahr: EUR 10,2 Mio.) aufgrund gesunkener Erwartungen der künftigen Ergebnisbeiträge durchgeführt.

Gestiegene Stromerzeugungsmengen aus Wasserkraft und Rückgang der Produktion aus nicht-erneuerbaren Quellen

Die Stromaufbringung im Segment Energie betrug im Geschäftsjahr 2023/2024 10.082 GWh und lag damit um 13,1 % unter dem Vorjahreswert (11.590 GWh). Die Hauptursache für diese rückläufige Entwicklung war eine um 19,2 % geringere Menge an Stromfremdbezug von 6.966 GWh gegenüber dem Geschäftsjahr 2022/2023 (Vorjahr: 8.619 GWh). Die Stromerzeugung dagegen lag im Berichtszeitraum mit 3.116 GWh um 4,9 % über dem Vorjahreswert (2.971 GWh).

Sehr positiv entwickelte sich die Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen, welche mit 2.793 GWh um 12,3 % über dem Vorjahreswert von 2.488 GWh lag. Dabei fällt der größte Anteil von 94,9 % auf die Produktion aus Wasserkraft mit 2.651 GWh (Vorjahr: 2.359 GWh). Die Wasserführung der Flüsse lag um 8,2 % über dem langjährigen Mittel und um 12,4 % über dem Vorjahreswert. Der Erzeugungskoeffizient betrug im Berichtszeitraum 1,08 (Vorjahr: 0,93). Die Stromproduktion aus Biomasse, biogenen Abfällen, Photovoltaik und Wind stieg im Segment Energie um 10,1 % auf 142 GWh (Vorjahr: 129 GWh).

Die Stromproduktion aus thermischen Kapazitäten hat sich im Segment Energie gegenüber dem Vorjahreswert um rund ein Drittel von 483 GWh auf 323 GWh reduziert. Diese Entwicklung ist insbesondere auf die beschränkten Marktsignale für den Einsatz des GuD-Kraftwerks Timelkam und der Cogeneration-Kraftwerke Management Oberösterreich GmbH (CMOÖ GmbH) Laakirchen zurückzuführen. Beide Anlagen wurden im Berichtszeitraum sowohl auf dem freien Strommarkt als auch im Rahmen des Engpassmanagements zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität eingesetzt.

Der externe Strombezug reduzierte sich infolge des Rückgangs der Handelsmengen aufgrund geringerer Bewirtschaftungsaktivitäten der thermischen Erzeugungsanlagen. Die Strombeschaffungsstruktur des Segments Energie stellte sich im Berichtszeitraum wie folgt dar:

Strombeschaffungsstruktur ohne Stromhandel

2023/2024; Vorjahreswerte in Klammern

Die Energie AG ist Impulsgeberin einer nachhaltigen Energiezukunft und treibt den Ausbau der Energieerzeugung aus erneuerbaren Quellen voran. So wird in den nächsten Jahren das Pumpspeicherkraftwerk in Ebensee realisiert. Mit einem Investitionsvolumen von rund EUR 450,0 Mio. handelt es sich bei diesem Projekt um die größte Einzelinvestition in der Geschichte der Energie AG. Das Pumpspeicherkraftwerk ist in der Lage, große Mengen an Energie zu speichern und zu einem späteren Zeitpunkt bei entsprechender Energienachfrage bereitzustellen. Als wichtiges Element der Energiewende wird es als Ausgleich zu volatil produzierenden PV- und Windkraftanlagen wertvolle Flexibilität bereitstellen und für Netzstabilität sorgen. Im Oktober 2023 erfolgte der Baustart mit der Baufeldvorbereitung im Rumitzgraben in Verbindung mit umfangreichen Amphibienschutzmaßnahmen. Im Februar 2024 konnte der Tunnelanschlag erfolgreich durchgeführt werden. Die Errichtung des Zufahrtstunnels zur Kaverne für das Krafthaus sowie der Aufbau des Damms am Oberwasserspeicher standen im März 2024 im Fokus. Im Juli 2024 konnte der 460 Meter lange Zufahrtsstollen bereits fertiggestellt und die Kaverne erreicht werden. Zum Ende des Geschäftsjahres 2023/2024 wurde eine Durchfahrt durch die Kaverne errichtet, um anschließend den Ausbruch der Kaverne im Berginneren voranzutreiben. Gleichzeitig wurde an den Dammschüttungen am Oberwasserspeicher im Rumitzgraben und am Vortrieb des Triebwasserweges vom Oberwasserspeicher zur Kaverne gearbeitet. Der Ausbruch des Druckstollens, der den Oberwasserspeicher mit dem Wasserschloss verbindet, wurde mit 864 Metern Länge und einem Durchmesser von 4,4 Metern fertiggestellt. Das Kraftwerk wird eine Stromerzeugung von 10 Volllaststunden bei einem Speicherinhalt von 1,32 Mio. m³ und einer Leistung von 170 MW aufweisen. Die reine Bauzeit des Pumpspeicherkraftwerks Ebensee beträgt rund vier Jahre. Die Inbetriebnahme ist für Ende 2027 geplant.

Darüber hinaus wurde der Neubau des Kraftwerks Weißenbach wasser- und energierechtlich bewilligt. Das Umweltverträglichkeitsprüfungs-Verfahren für den Ersatzneubau des Kraftwerks Traunfall steht kurz vor der mündlichen Genehmigungsverhandlung.

Im Berichtszeitraum erfolgte der Baustart eines Biomasseheizwerks am Kraftwerksstandort Riedersbach mit einer Leistung von rund 5 MW. Mit diesem Heizkraftwerk soll der Gasverbrauch für die Fernwärmeversorgung weitgehend substituiert werden, um damit einen wesentlichen Beitrag zur Dekarbonisierung der Energieerzeugung zu leisten.

Die Energie AG hält einen Anteil von 50,0 % an der Ennskraftwerke AG und ein Strombezugsrecht von rund 38,0 %. Der Erzeugungskoeffizient der anteiligen Stromerzeugung lag im Geschäftsjahr 2023/2024 mit 1,07 (Vorjahr: 0,88) über dem langjährigen Durchschnitt. Zusätzlich hält die Energie AG Strombezugsrechte an Wasserkraftwerken der Verbund Hydro Power GmbH. Zusammen ergeben die Strombezugsrechte aus Wasserkraft ein Regelarbeitsvermögen in Höhe von rund 1.410 GWh.

Das Windkraftportfolio der Energie AG umfasst at equity-konsolidierte Beteiligungen an vier Windparks mit einer anteiligen Gesamtleistung von 15,2 MW. Die anteilige Stromerzeugung lag im Berichtszeitraum bei 40 GWh (Vorjahr: 33 GWh).

Im Geschäftsjahr 2023/2024 beteiligte sich die Energie AG an der slowenischen Projektgesellschaft AAE Gamit. In den nächsten fünf Jahren sollen Windkraft- und PV-Projekte mit einer Gesamtspitzenleistung von über 180 MW in Slowenien entwickelt werden. Die Projektgebiete befinden sich in der Region Primorska im südlichen Slowenien nahe der Adriaküste und zeichnen sich durch ein sehr gutes Potenzial hinsichtlich erwartbarer Wind- und Sonnenstunden aus. Aktuell werden die erforderlichen Windmess-Kampagnen geplant und erste biologische Erhebungen vor Ort wurden bereits gestartet.

Die Energie AG betreibt PV-Anlagen in Österreich und Italien mit einer Gesamtleistung von rund 24 MW_p (Vorjahr: 21 MW_p). Im Geschäftsjahr 2023/2024 wurden in diesen Anlagen 22 GWh (Vorjahr: 17 GWh) produziert. Diese Menge umfasst auch Strom aus Contractinganlagen bei Kund:innen. Im Berichtszeitraum plante die Energie AG in Kooperation mit Partnern die Errichtung einer Agri-PV-Anlage im oberösterreichischen Pischelsdorf. Der Baubeginn fand kurz vor Ende des Geschäftsjahres 2023/2024 statt. Mit einer Gesamtleistung von 4,58 MW_p und 7.514 PV-Modulen handelt es sich hierbei um die größte Agri-PV-Anlage auf Grün- und Ackerland in Oberösterreich. Die Inbetriebnahme ist im Frühjahr 2025 geplant.

Die Energie AG versorgt mehrere Gebiete in Oberösterreich, darunter Kirchdorf, Gmunden und Vöcklabruck, mit nachhaltiger Fernwärme. Die Bereitstellung von Fernwärme aus den Kraftwerksstandorten Riedersbach und Timelkam ist mit 224 GWh gegenüber dem Vorjahr (231 GWh) aufgrund der milden Witterung um 2,9 % gesunken. Der Ausbau des Fernwärmestandortes Freistadt ist in Umsetzung. Eckpfeiler des Projekts sind die Erweiterung der Biomasse-Erzeugungsanlagen um 2,5 MW sowie der Ausbau des Fernwärmenetzes um 2.400 Trassenmeter. Die Inbetriebnahme erfolgt kommendes Geschäftsjahr.

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 2023/2024 an Kund:innen abgegebene Menge an Prozess- und Fernwärme betrug 649 GWh und lag damit um 9,6 % über dem Vorjahreswert (593 GWh).

Konsequenter Fokus auf Kund:innen und verändertes Kundenverhalten

Im Geschäftsjahr 2023/2024 war für die Energie AG Oberösterreich Vertrieb GmbH (Vertrieb GmbH) die konsequente Verfolgung der aus dem konzernweiten Strategieprojekt „LOOP“ abgeleiteten Maßnahmen ein wesentlicher Tätigkeitsschwerpunkt. Dies bestimmte wesentlich die organisationale Aufstellung des Unternehmens und trug auch zu zukunftsweisenden, nachhaltigen Entwicklungen im Produktportfolio der Vertriebsbereiche bei. Das Hauptaugenmerk lag dabei auf der Einführung neuer Produkte mit Fokus auf Dekarbonisierung, den Ausbau von Angeboten in den Bereichen E-Mobilität und PV sowie weitere Optimierungen im Zusammenhang mit Digitalisierung und Customer-Experience.

Die langfristigen Planungen und die davon abgeleiteten Beschaffungsmaßnahmen der Vertrieb GmbH basieren im Haushalts-, Gewerbe- und Landwirtschaftsbereich auf Parametern wie prognostizierte Witterung, Durchschnittsverbräuche, Standardlastprofile sowie erwartetes Kundenverhalten im Hinblick auf ein verändertes Verbrauchsverhalten im Zusammenhang mit E-Mobilität, dem Umstieg auf Wärmepumpen als Heiz- und Kühlsysteme sowie der Einspeisemengen und Speichermöglichkeiten bei installierten PV-Anlagen. Vor allem der seit 2022 durch die erhöhten Energiepreise ausgelöste Trend zur Errichtung von dezentralen PV-Anlagen setzte sich weiter fort, wodurch die Anzahl an Kund:innen, welche Strommengen an die Vertrieb GmbH rücklieferten, weiter anstieg. Diese Situation erforderte Änderungen der Planungsannahmen. Hierbei wurden Maßnahmen definiert, um eine verbesserte Prognosegüte zu erreichen. Die Aufgabenbündel reichten von Adaptierungen im Produktportfolio über die Überarbeitung der Beschaffungsstrategie und -logik bis hin zu innovativen, IT-basierten Anwendungen zur Planungsunterstützung.

Der Wettbewerb nahm seit der Entspannung auf den Energiemärkten im Geschäftsjahr 2022/2023 wieder deutlich zu, was sich nicht zuletzt in den österreichweiten Haushalts-Wechselzahlen widerspiegelt. Im Strom-, aber vor allem im Gasbereich haben die Wechselraten das Vorkrisenniveau leicht übertroffen. Auf die stark gesunkenen Marktpreise hat die Vertrieb GmbH mit einem neuen Produkt für PV-Einspeisemengen reagiert, welches die neue Marktsituation widerspiegelt. Rund 70,0 % der Kund:innen nahmen das Produktwechselangebot zum neuen Tarif „Sonne Float“ an. Preisanpassungen für Produkte im Haushalts- und Gewerbekundensegment wurden auf Basis der entsprechenden Grundlagen („maßgebende Umstände“ gemäß § 80 Abs. 2a ElWOG bei Strom und Regelungen in den Allgemeinen Geschäftsbedingungen auf Basis des Österreichischen Gaspreisindex – kurz ÖGPI – bei Gas) beobachtet und regelmäßig evaluiert. Im April 2024 wurde den Gas-Bestandskund:innen ein Angebot zum Produktwechsel auf das neue Produkt „Erdgas Loyal“ angeboten, bei welchem ab 01.07.2024 eine Rabattierung gewährt wurde.

Die Heizgradtage, welche den temperaturbedingten Energiebedarf definieren, lagen im Berichtszeitraum in Oberösterreich deutlich unter dem Vergleichszeitraum des Vorjahres (-7,7 %) und deutlich unter dem Durchschnitt der vergangenen 5 Jahre (-13,0 %).

Stromabsatz Vertrieb

in GWh

Strom

Die konsolidierte Stromabsatzmenge der Energie AG betrug im Geschäftsjahr 2023/2024 5.580 GWh, was einen Rückgang um 414 GWh oder 6,9 % gegenüber dem Vorjahr bedeutet. Die Abgabe im Bereich Privat- und Gewerbekunden war aufgrund mehrerer Faktoren rückläufig: Neben den Witterungseffekten führten der deutliche Anstieg der PV-Einspeisemengen sowie der deutliche Rückgang der durchschnittlichen Abnahmemengen der Kund:innen zu einer geringeren Absatzmenge. Das abgelaufene Geschäftsjahr war im Bereich Business- und Industriekunden durch die anhaltende Volatilität an den Großhandelsmärkten und durch konjunkturbedingte Absatzrückgänge geprägt. Weiters wurde dieser Effekt durch stark erhöhte PV-Einspeisemengen spürbar verstärkt.

Gasabsatz Vertrieb

in GWh

Gas

Die Gas-Absatzmenge der Energie AG betrug im abgelaufenen Geschäftsjahr 4.235 GWh und lag somit um 583 GWh bzw. 12,1 % unter dem Vorjahreswert von 4.818 GWh. Die Verunsicherung durch den anhaltenden Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine und das stetige Streben nach Dekarbonisierung waren neben der schwachen Konjunktur Gründe für einen Rückgang der Absatzmengen im Bereich Business- und Industriekunden. Bei den Privat- und Gewerbekunden, welche vorwiegend Raumwärme nutzen, waren im Geschäftsjahr 2023/2024 witterungsbedingt niedrigere Abgabemengen zu verzeichnen. Darüber hinaus kam es zu einem verstärkten Wechsel der Kund:innen auf alternative Heizformen und auch die Wechselbereitschaft zwischen verschiedenen Gasanbietern nahm wieder stark zu.

Wärmeabsatz Österreich

in GWh

Wärme

Der österreichweite Wärmeabsatz der Energie AG betrug im Geschäftsjahr 2023/2024 1.076 GWh und lag damit um 2,2 % über dem Vorjahreswert von 1.053 GWh, was primär auf die höhere Abgabemenge der CMOÖ GmbH zurück­zuführen ist. Neben dem Fernwärmeabsatz und der seitens der CMOÖ GmbH an Kund:innen gelieferten Wärmemengen sind im Wärmeabsatz auch die Mengen aus individuellen Kundenlösungen mittels Energie-Contracting enthalten.

Telekommunikation

Zum Ende des Geschäftsjahres 2023/2024 verzeichnete die Energie AG bereits über 21.198 aktive Kund:innen, welche die entsprechenden Produkte nutzten (Vorjahr: 19.495). Auch im Businesskundenbereich konnten trotz des dynamischen und herausfordernden Wettbewerbsumfelds weitere Kund:innen von den Produkten der Energie AG überzeugt werden.

Photovoltaik

Im Bereich PV-Contracting betrieb die Energie AG mit Ende des Geschäftsjahres 2023/2024 76 (Vorjahr: 74) PV-Contracting-Kundenanlagen mit einer Leistung von rund 12,6 MW_p (Vorjahr: 12,3 MW_p). Die größte PV-Contracting-Anlage mit rund 6 MW_p Leistung bei einem namhaften Industriekunden befand sich zum Geschäftsjahresende noch in Bau. Mit den Dienstleistungsprodukten „Solar Sorglos“ und „Solar Sorglos Business“ wurden zwei PV-Komplettlösungen für Privat- und Gewerbekund:innen angeboten.

Elektromobilität

Der Schwerpunkt der Elektromobilitäts-Aktivitäten lag im Berichtszeitraum auf der Erweiterung des E-Mobilitäts-Teams, der Entwicklung eines Produkt- und Service-Katalogs sowie dem gezielten Ausbau von Ladeinfrastrukturlösungen. Die Energie AG betrieb zum Ende des Berichtszeitraums 269 öffentlich zugängliche Ladestationen (Vorjahr: 212) und hatte die Betriebsführung von in Summe 1.268 Ladepunkten (Vorjahr: 904) inne. Die in Österreich flächendeckend einsetzbare Energie AG-Ladekarte wurde zum Geschäftsjahresende in 3.933 (Vorjahr: 3.518) aktiven Verträgen verwendet, durch Kooperationen standen österreichweit mehr als 15.000 Ladepunkte mit der Energie AG-Ladekarte zur Verfügung (Vorjahr: 11.400).