Segment Energie

Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen ¹⁾

Preisentwicklung auf internationalen Energiemärkten

Quellen: EEX, ICE

Die Terminmarktpreise für Strom zur Lieferung im Frontjahr 2025 in Österreich zeigten im ersten Halbjahr 2023/2024 einen kräftigen Abwärtstrend und sanken von EUR 122,8/MWh zu Beginn des Berichtszeitraums auf EUR 85,5/MWh zum Stichtag 28.03.2024. Der Durchschnittspreis im ersten Halbjahr des Geschäftsjahres 2023/2024 lag mit EUR 99,7/MWh rund 40,0 % unter dem Vergleichszeitraum des Vorjahres. Ursächlich für diese rückläufige Entwicklung waren vor allem gesunkene Gas- und CO₂-Preise. Auf dem Spotmarkt reduzierten sich die Strompreise in der ersten Geschäftsjahreshälfte 2023/2024 gegenüber dem Vergleichszeitraum des Vorjahres um mehr als die Hälfte. Der durchschnittliche European-Power-Exchange-(EPEX-)Spotpreis Base zur Lieferung in Österreich lag bei rund EUR 79,5/MWh mit einer hochvolatilen Entwicklung, die stark mit den Gaspreisen korrelierte.

Im ersten Halbjahr des Geschäftsjahres 2023/2024 sank der Trading-Hub-Europe-(THE-)Gaspreis für das Frontjahr 2025 von EUR 45,4/MWh Anfang Oktober 2023 auf EUR 32,1/MWh per Ende März 2024. Der vergleichsweise milde Winter, der Rückgang der industriellen Nachfrage und hohe Füllstände in den europäischen Gasspeichern führten trotz des andauernden Angriffskriegs Russlands auf die Ukraine und der Krisensituation im Nahen Osten zu einem Rückgang der Gaspreise.

Die Preise für CO₂-Zertifikate sanken im Berichtszeitraum für den Leitkontrakt Dezember 2024 von EUR 84,9/t auf EUR 61,8/t Ende März 2024. Gründe für den Rückgang waren die unsichere konjunkturelle Entwicklung und eine sinkende industrielle Nachfrage.

Der Ölpreis für eine Lieferung im Mai 2024 bewegte sich von USD 85,4/Barrel (bl) Rohöl der Sorte Brent zu Beginn des Berichtszeitraums auf USD 87,5/bl per Ende März 2024. Zwischenzeitlich fiel der Preis auf USD 73,8/bl im Dezember 2023, um danach wieder zuzulegen und zum Ende des Berichtszeitraums den höchsten Wert in dieser Periode zu erreichen.

Geschäftsverlauf im Segment Energie

Die Umsatzerlöse im Segment Energie lagen mit EUR 1.461,6 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 87,3 Mio. und lag damit um EUR 70,1 Mio. über dem Vergleichszeitraums des Vorjahres. Die im Vergleich zum Vorjahr deutlich gestiegene Wasserführung und die somit höheren Erzeugungsmengen aus eigenen Wasserkraftwerken und Bezugsrechten sowie höhere Vermarktungspreise trugen zu einem Anstieg des Ergebnisses im Erzeugungsbereich bei. Zudem wirkten sich gestiegene Ergebnisbeiträge im Bereich der Bewirtschaftung der Gasspeicher positiv auf das Ergebnis aus. Hingegen 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. Für das Gas- und Dampfturbinenkraftwerk (GuD-Kraftwerk) Timelkam wurde wie bereits im Vergleichszeitraum des Vorjahres eine Wertminderung in Höhe von EUR 13,3 Mio. (Vorjahr: EUR 13,0 Mio.) aufgrund gesunkener Erwartungen der künftigen Ergebnisbeiträge durchgeführt.

Deutlicher Zuwachs der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien

Die gesamte Stromaufbringung im Segment Energie lag im ersten Halbjahr 2023/2024 mit 5.618 GWh um 13,2 % unter dem Vorjahreswert (6.474 GWh). Davon stammten 1.554 GWh bzw. 27,6 % aus eigenen Quellen, was einer Steigerung um 8,5 % gegenüber dem Vorjahr (1.432 GWh) entspricht.

Die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien lag im ersten Halbjahr 2023/2024 mit 1.328 GWh um 21,9 % deutlich über den Werten des Vergleichszeitraums des Vorjahres (1.089 GWh). Den größten Anteil hatte dabei die Wasserkraft aus eigenen Kraftwerken und Bezugsrechten mit 1.256 GWh und einem Plus von 22,5 % gegenüber dem Vergleichszeitraum des Vorjahres (1.025 GWh). Der ausschlaggebende Grund dafür war die Wasserführung der relevanten Flüsse, welche um 27,4 % über dem langjährigen Mittel bzw. um 26,0 % über dem Vorjahresniveau lag.

Die Produktion der Laufwasserkraftwerke unterlag im Betrachtungszeitraum einer starken Volatilität mit einem Minimum von 54,7 % des Erwartungswertes im Oktober 2023 infolge extremer Trockenheit und einem Maximum von 178,4 % im Dezember. Der Erzeugungskoeffizient betrug im Berichtszeitraum 1,27 (Vorjahr: 1,03).

Die Stromproduktion aus thermischen Kapazitäten lag im ersten Halbjahr 2023/2024 mit 226 GWh um rund ein Drittel unter dem Vorjahreswert von 343 GWh. Der Hauptgrund dafür war der geringere Einsatz der GuD-Anlage Timelkam, welche im ersten Halbjahr des Geschäftsjahres 2023/2024 sowohl auf dem freien Strommarkt als auch für das Engpassmanagement eingesetzt wurde.

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

Strombeschaffungsstruktur ohne Stromhandel

1. HJ 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 der Bau des Pumpspeicherkraftwerks in Ebensee realisiert. Mit einem Investitionsvolumen von rund EUR 450 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 zum Ende des ersten Halbjahres 2023/2024 im Fokus. Die reine Bauzeit des Pumpspeicherkraftwerks Ebensee beträgt rund vier Jahre. Die Inbetriebnahme ist für Ende 2027 geplant.

Um die vorhandenen technischen Potenziale im Bereich Wasserkraft optimal zu nutzen, wurden die Projekte für den Neubau des Kraftwerks Weißenbach und den Ersatzneubau des Kraftwerks Traunfall weitergeführt.

Das Windkraftportfolio der Energie AG umfasst Beteiligungen an vier Windparks mit einer anteiligen Gesamtleistung von 15,2 MW. Die Stromerzeugungsmengen aus Windkraft lagen im Berichtszeitraum bei 25 GWh (Vorjahr: 19 GWh).

Die Energie AG betreibt PV-Anlagen in Österreich und Italien mit einer Gesamtleistung von rund 21 MW_p (Vorjahr: 18 MW_p). Im ersten Halbjahr des Geschäftsjahres 2023/2024 wurden 6 GWh (Vorjahr: 4 GWh) ins öffentliche Netz eingespeist.

Im ersten Halbjahr 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 an 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 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 166 GWh gegenüber dem Vorjahr (164 GWh) um 1,2 % gestiegen. Im Wärmebereich wird der Ausbau des Fernwärmestandortes Freistadt umgesetzt. Eckpfeiler des Projekts sind die Erweiterungen der Biomasse-Erzeugungsanlagen um 2,5 MW sowie des Fernwärmenetzes um 2.400 Trassenmeter. Die Inbetriebnahme soll im Geschäftsjahr 2024/2025 erfolgen.

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 des Geschäftsjahres 2023/2024 erzeugte Menge an Prozess- und Fernwärme betrug 332 GWh und lag damit um 18,0 % über dem Vorjahreswert von 281 GWh.

Die Ennskraftwerke AG, an deren Kraftwerken die Energie AG ein Bezugsrecht von rund 38,0 % hält, lag mit ihrer Stromproduktion im ersten Halbjahr 2023/2024 mit einem Erzeugungskoeffizienten von 1,22 (Vorjahr: 0,97) deutlich über 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.

Konsequenter Fokus auf Kund:innen und verändertem Kundenverhalten

Im ersten Halbjahr des Geschäftsjahres 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 prägte die organisationale Aufstellung des Unternehmens und trug zu zukunftsweisenden Entwicklungen im Produktportfolio der Vertriebsbereiche bei. Im Fokus standen die Einführung neuer Produkte mit Hauptaugenmerk auf Dekarbonisierung, der Ausbau der Angebote in den Bereichen E-Mobilität und PV sowie weitere Optimierungen im Zusammenhang mit Digitalisierung bzw. Customer-Experience.

Die langfristigen Planungen und die davon abgeleiteten Beschaffungsmaßnahmen der Vertrieb GmbH beruhten im Haushalts-, Gewerbe- und Landwirtschaftsbereich auf Parametern wie Durchschnittsverbräuchen, Standardlastprofilen, erwartetem Kundenwechsel und erwarteter Witterung. Zusätzlich wurden die Erwartungen hinsichtlich eines veränderten Verbrauchsverhaltens im Zusammenhang mit E-Mobilität, des Umstiegs auf Wärmepumpen als Heiz- und Kühlsysteme sowie der Einspeisemengen und Speichermöglichkeiten bei installierten PV-Anlagen für die Ableitung von Beschaffungsmaßnahmen herangezogen. Ausgelöst durch die hohen Energiepreise, setzte sich der seit 2022 anhaltende Trend zur Errichtung von dezentralen PV-Anlagen 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 kurz-, mittel- und langfristige 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-gestützten Anwendungen zur Verbesserung der Prognosequalität.

Der Wettbewerb nahm seit der Entspannung auf den Energiemärkten wieder deutlich zu, was sich nicht zuletzt in den österreichweiten Haushalts-Wechselzahlen widerspiegelte. Im Strom-, aber vor allem im Gasbereich haben die Wechselraten das Vorkrisenniveau erreicht bzw. übertroffen. Die Wechselraten lagen im Branchenschnitt im Kalenderjahr 2023 laut E-Control Austria im Bereich Strom bei 3,8 % (Vorjahr: 2,2 %) und im Bereich Gas bei 8,0 % (Vorjahr: 4,0 %). Bei der Energie AG bewegten sich die Wechselraten im Bereich Strom weiterhin auf niedrigem Niveau, Tendenz leicht steigend. Im Gasbereich hingegen war in den letzten Monaten ein starker Anstieg der Wechselbereitschaft zu verzeichnen.

Die Heizgradtage lagen im Berichtszeitraum in Oberösterreich um 4,1 % unter dem Vergleichszeitraum des Vorjahres und ebenfalls unter dem Durchschnitt der vergangenen 5 Jahre (-11,7 %).

Strom

Stromabsatz Vertrieb

in GWh

Die konsolidierte Stromabgabemenge der Energie AG betrug im ersten Halbjahr des Geschäftsjahres 2023/2024 3.025 GWh und war somit um 231 GWh bzw. um 7,1 % niedriger als der Vorjahreswert von 3.256 GWh.

Im Bereich der Business- und Industriekunden war bei den Bestandskund:innen ein reduziertes Abnahmeverhalten zu verzeichnen. Die Abgabemenge im Bereich Privat- und Gewerbekunden lag in der ersten Geschäftsjahreshälfte ebenfalls unter dem Vorjahreswert. Diese Entwicklung ist auf die milde Witterung, auf ein verändertes Verbrauchsverhalten sowie die stark gestiegenen PV-Anlagen-Installationen bei Kund:innen zurückzuführen.

Gas

Gasabsatz Vertrieb

in GWh

In der ersten Geschäftsjahreshälfte 2023/2024 betrug die Gas-Absatzmenge der Energie AG 2.801 GWh und lag somit um 440 GWh bzw. 13,6 % unter dem Vorjahreswert von 3.241 GWh.

Im Bereich der Business- und Industriekunden blieb die Abgabemenge unter dem Vorjahreswert. Primär war dies auf einen Rückgang bei den Absatzmengen von Bestandskund:innen zurückzuführen. Auch bei den Privat- und Gewerbekunden der Sparte Gas waren im ersten Halbjahr witterungsbedingt niedrigere Abgabemengen zu verzeichnen. Aufgrund der aktuellen Rahmenbedingungen stieg das Interesse an einem Wechsel des Heizsystems zu alternativen Energieprodukten.

Wärme

Wärmeabsatz Österreich

in GWh

Der österreichweite Wärmeabsatz der Energie AG betrug im ersten Geschäftshalbjahr 2023/2024 678 GWh und lag damit um 4,5 % über dem Vorjahreswert von 649 GWh.

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 der ersten Geschäftsjahreshälfte 2023/2024 verzeichnete die Energie AG bereits über 20.500 aktive Kund:innen, welche die entsprechenden Produkte nutzten (Vorjahr: 18.200). Auch im Businesskundenbereich konnten trotz des dynamischen und herausfordernden Wettbewerbsumfelds weitere Kund:innen von den Produkten der Energie AG überzeugt werden.

Photovoltaik

Per 31.03.2024 wurden 75 PV-Contracting-Kundenanlagen (Vorjahr: 65) mit einer Leistung von 12,6 MW_p (Vorjahr: 10,3 MW_p) betrieben. Im Berichtszeitraum ist es gelungen, eines der bisher größten Projekte mit einer Leistung von 6,0 MW_p bei einem namhaften Industriekunden abzuschließen. Als Reaktion auf die starke Nachfrage nach PV-Anlagen, wurden skalierbare Dienstleistungsprodukte wie „Solar Sorglos“ und „Solar Sorglos Business“ weiter forciert und die Angebotspalette für Kund:innen erweitert.

Elektromobilität

Der Schwerpunkt der Elektromobilitäts-Aktivitäten lag im Berichtszeitraum in der Erweiterung des E-Mobilitätsteams, der Entwicklung eines Produkt- und Service-Katalogs, dem gezielten Ausbau von öffentlichen Ladestationen und dem Verkauf von Ladelösungen für Unternehmen. Die Energie AG betreibt aktuell 246 öffentlich zugängliche Ladestationen (Vorjahr: 183) und verwaltet in Summe 1.122 Ladepunkte (Vorjahr: 716).