Segment Energie

Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen ¹⁾

Preisentwicklung auf internationalen Energiemärkten

Quellen: EEX, ICE

Die Terminmarktpreise für Strom zur Lieferung im Jahr 2026 in Österreich lagen im Berichtszeitraum im Mittelwert bei EUR 90,35/MWh und damit um knapp 3,0 % über dem Vorjahreswert. Im ersten Quartal bewegten sich die Preise in einer Seitwärtsbewegung mit hoher Bandbreite und Volatilität, wobei Anfang November 2024 mit EUR 80,71/MWh der niedrigste Wert verzeichnet wurde. Bis Mitte Februar 2025 stiegen die Preise auf den Höchststand von EUR 103,93/MWh. Darauf folgte ein rascher Abwärtstrend, der wieder in eine Seitwärtsbewegung mit hoher Bandbreite und Volatilität überging. Wesentliche Einflussfaktoren dafür waren die Preise für Kohle, Gas und CO₂-Zertifikate sowie die konjunkturelle Entwicklung. Zum Ende des Geschäftsjahres 2024/25 lag der Preis bei EUR 90,95/MWh und damit knapp über dem Durchschnittspreis des abgelaufenen Geschäftsjahres. Auf dem Spotmarkt stiegen die Preise gegenüber dem Vergleichszeitraum des Vorjahres um rund ein Drittel. Der European-Power-Exchange-(EPEX-)Spotpreis Base zur Lieferung in Österreich lag im Berichtszeitraum bei durchschnittlich EUR 99,50/MWh mit einer volatilen Entwicklung in einer Schwankungsbreite zwischen EUR -252,60/MWh und EUR 850,00/MWh. Im Berichtszeitraum lag der Spotpreis 397 Stunden (Vorjahr: 308 Stunden) unter EUR 0,00/MWh, was auf die zunehmende Häufigkeit negativer Residuallasten zurückzuführen ist.

Der Preis für Erdgas zur Lieferung im Jahr 2026 in Österreich bewegte sich im Berichtszeitraum mit einem Mittelwert von EUR 37,32/MWh (Vorjahr: EUR 34,58/MWh) im Spannungsfeld zwischen geopolitischen Krisen sowie dämpfenden Faktoren wie der Diversifizierung der Lieferquellen, hohen Speicherständen und unsicherer Konjunkturentwicklung. Nach dem Erreichen des Höchststandes von EUR 46,59/MWh im Februar 2025 sank der Preis bis Ende April 2025 auf EUR 33,38/MWh. Nach einer leichten Erholung folgte eine Seitwärtsbewegung mit EUR 33,52/MWh zum Ende des Geschäftsjahres.

Die Preise für CO₂-Zertifikate schwankten bei einem Mittelwert von EUR 71,57/t (Vorjahr: EUR 72,60/t) zwischen EUR 83,93/t Ende Jänner und EUR 60,94/t Anfang April 2025. Danach setzte eine Erholung ein, mit einem Preis von EUR 75,74/t gegen Ende des Geschäftsjahres 2024/25.

Geschäftsverlauf im Segment Energie

Die Umsatzerlöse im Segment Energie lagen mit EUR 1.864,3 Mio. um EUR 395,3 Mio. unter dem Vorjahreswert. Neben Umsatzrückgängen in der Bewirtschaftung des Strom- und Gasportfolios aufgrund geringerer Großhandelspreise als im Vergleichszeitraum des Vorjahres waren rückläufige Stromabsatzmengen und niedrigere Absatzpreise im Vertrieb für den Rückgang verantwortlich. Mit EUR 211,5 Mio. wurde ein niedrigeres operatives Ergebnis als im Vergleichszeitraum des Vorjahres erzielt (Vorjahr: EUR 318,6 Mio.).

Ergebnismindernd wirkten auf das EBIT die niedrigere Wasserführung der Flüsse und die somit niedrigeren Stromerzeugungsmengen aus eigenen Wasserkraftwerken und Bezugsrechten aus Wasserkraft sowie die rückläufigen Vermarktungspreise im Erzeugungsbereich. Außerdem belastete die vorgeschriebene Abschöpfung von Erlösen aus der Stromvermarktung gemäß dem Bundesgesetz über den Energiekrisenbeitrag-Strom das operative Ergebnis. Hingegen war das EBIT des Vorjahres durch Sondereffekte im Zuge der stark schwankenden Großhandelspreise negativ beeinflusst. Darüber hinaus war der Vergleichszeitraum des Vorjahres unter anderem durch eine Wertminderung des GuD-Kraftwerks Timelkam belastet, wohingegen im Berichtszeitraum eine Wertaufholung in Höhe von EUR 3,2 Mio. vorgenommen wurde. Weiters konnten durch das GuD-Kraftwerk Timelkam höhere Ergebnisbeiträge aufgrund des vermehrten Kraftwerkseinsatzes erzielt werden.

Produktion der Wasserkraftwerke deutlich unter dem langjährigen Mittel

Die Stromaufbringung im Segment Energie betrug im Geschäftsjahr 2024/25 9.165 GWh und lag damit um 9,1 % unter dem Vorjahreswert (10.082 GWh). Die Hauptursachen für den Rückgang waren ein um 8,4 % reduzierter Fremdbezug von 6.381 GWh (Vorjahr: 6.966 GWh) aufgrund rückläufiger Handelsmengen sowie eine deutlich unterdurchschnittliche Erzeugung aus Wasserkraft, die nur zum Teil durch Mehrproduktion aus thermischen Anlagen kompensiert wurde.

Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien lag mit 2.124 GWh um 24,0 % unter dem Vorjahreswert von 2.793 GWh. Der Rückgang ist vor allem auf die geringere Stromproduktion aus Wasserkraft zurückzuführen. Aufgrund der anhaltenden Trockenheit lag die Erzeugung im Berichtszeitraum mit 1.987 GWh und einem Erzeugungskoeffizienten von 0,82 deutlich unter dem langjährigen Mittelwert und um 25,0 % unter der überdurchschnittlichen Produktion des Vorjahres (2.651 GWh). Die Stromproduktion aus Bioenergie, PV und Wind lag mit 137 GWh um 3,5 % unter dem Vorjahr (142 GWh).

Die Stromproduktion aus thermischen Kapazitäten hat sich im Segment Energie gegenüber dem Vorjahr von 323 GWh auf 660 GWh mehr als verdoppelt. Neben Einsätzen im Rahmen des Engpassmanagements zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität haben sich im abgelaufenen Geschäftsjahr wieder vermehrt Opportunitäten für einen Markteinsatz der thermischen Kraftwerke mit positiven Deckungsbeiträgen gezeigt.

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

Strombeschaffungsstruktur ohne Stromhandel

2024/25; Vorjahreswerte in Klammern

Die Energie AG setzte im Berichtszeitraum zahlreiche Schritte, um eine nachhaltige Energiezukunft tonangebend mitzugestalten. Hervorzuheben sind hier die erheblichen Fortschritte des Baus des PSKW Ebensee. Im Geschäftsjahr 2024/25 wurde der Energieableitungsstollen fertiggestellt sowie der Durchschlag beim Unterwasser-Triebwasserweg vorgenommen. Als wichtiges Element der Energiewende wird das PSKW Ebensee als Ausgleich zu volatil produzierenden PV- und Windkraftanlagen wertvolle Flexibilität bereitstellen und für Netzstabilität sorgen.

Ein weiterer Meilenstein war der im Berichtszeitraum gefasste Baubeschluss und anschließende Baustart für das neue Laufwasserkraftwerk Traunfall, welches mit einem Investitionsvolumen von EUR 191,5 Mio. grüne Energie für 35.000 Haushalte liefern wird. Dieses Kraftwerk an der Traun wird die bestehenden Anlagen Gschröff, Siebenbrunn und das Kraftwerk Traunfall ersetzen und die Jahresstromproduktion um 54 GWh auf 125 GWh erhöhen. Der Probebetrieb ist für das Jahr 2028 vorgesehen.

Die Energie AG hält 50 % an der Ennskraftwerke AG und ein Bezugsrecht am produzierten Strom in Höhe von rund 38 %. Der Erzeugungskoeffizient der anteiligen Stromproduktion lag im Geschäftsjahr 2024/25 mit 0,81 (Vorjahr: 1,07) unter dem langjährigen Durchschnitt. Zusätzlich hält die Energie AG Strombezugsrechte an Wasserkraftwerken der Verbund Hydro Power GmbH. Zusammen ergeben die Strombezugsrechte aus Wasserkraft ein jährliches 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 36 GWh (Vorjahr: 40 GWh).

Im Geschäftsjahr 2024/25 beteiligte sich die Energie AG an der Windpark Kobernaußerwald FlexCo mit 45 %. Mit dem Projekt Windpark Kobernaußerwald ist die Errichtung von 18 Windkraftanlagen mit einer Windkraftproduktion von rund 250 GWh bis 2030 geplant. Das Projektegebiet umfasst die Gemeinden Lengau, Maria Schmolln, Munderfing, Schalchen und St. Johann am Walde. Das UVP-Genehmigungsverfahren ist derzeit anhängig.

Die Gesellschaft AAE Gamit, družba za proizvodnjo električne energije, d.o.o. fokussierte sich im Geschäftsjahr 2024/25 auf die Entwicklung von Windkraft- und PV-Projekten mit einer Gesamtspitzenleistung von über 180 MW in Slowenien. Windmessdaten für zwei der drei Windkraftprojektgebiete im südlichen Slowenien liegen bereits vor. Der Windmessmast im dritten Windkraftprojektgebiet befindet sich derzeit im Genehmigungsverfahren. Eine Entscheidung wird mit Ende des Kalenderjahres 2025 erwartet.

Die Energie AG betreibt PV-Anlagen in Österreich und Italien mit einer Gesamtleistung von rund 37 MW_p (Vorjahr: 24 MW_p). Im Geschäftsjahr 2024/25 wurden in diesen Anlagen 32 GWh Strom (Vorjahr: 22 GWh) produziert. Diese Menge umfasst auch Strom aus Contracting-Anlagen bei Kund:innen. Im Geschäftsjahr 2024/25 konnten zwei weitere PV-Anlagen in Betrieb genommen werden. Zum einen wurde in Pischelsdorf mit einer Modulanzahl von 7.514 eine der größten Agri-PV-Anlagen in Oberösterreich in Betrieb genommen. Bei diesem Gemeinschaftsprojekt mit einem Partnerunternehmen wurde eine Anlagenleistung von anteilig 2,4 MW_p installiert. Durch das zweite Projekt wurde eine weitere Agri-PV-Anlage in einer ehemaligen Aushubdeponie in Mauthausen mit einer Leistung von 2 MW_p gebaut und in Betrieb genommen. Neben den derzeit im Bau befindlichen PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 20 MW_p befinden sich mehrere weitere Projekte bereits in der Genehmigungsphase.

Im November 2024 übernahm die Erzeugung GmbH 100 % der Anteile an der italienischen Gesellschaft ARBA 1 s.r.l.. Die Gesellschaft befindet sich in der Gemeinde Arba nahe Pordenone, in etwa 100 Kilometer nördlich von Venedig. Auf einem 14 Hektar großen Grundstück wurde im Berichtszeitraum mit dem Bau einer PV-Anlage mit einer Leistung von rund 8,1 MW_p begonnen. Die Inbetriebnahme der Anlage ist für Dezember 2025 geplant. Mit einer erwarteten Jahresstromerzeugung von ca. 12 GWh wird die Anlage künftig etwa 3.400 Haushalte mit erneuerbarer Energie versorgen.

Besondere Bedeutung kommt der Integration volatiler dezentraler Stromerzeugungsanlagen und flexibler Verbrauchsanlagen zu. Um kurzfristig flexible Kapazität bereitstellen und somit den Anforderungen eines zunehmend dekarbonisierten Energiesystems gerecht werden zu können, widmet sich die Energie AG Oberösterreich Erzeugung GmbH (Erzeugung GmbH) auch der Batteriespeichertechnologie. So erfolgte am Kraftwerkspark Timelkam der Baustart für den derzeit größten Batteriespeicher in Oberösterreich. Der Speicher wird mit einer Leistung von 5 MW und einer nutzbaren Kapazität von 14,5 MWh errichtet.

Am Kraftwerksstandort Riedersbach wurde das neu errichtete Biomasseheizwerk in Betrieb genommen. Herzstück des neuen Heizwerks ist ein Biomassekessel mit einer Brennstoffwärmeleistung von 5 MW, kombiniert mit modernster Rauchgasreinigung nach neuestem Stand der Technik. Ergänzt wird die Anlage durch einen Fernwärmespeicher mit 200 m³ Wasservolumen und eine effiziente Rauchgaskondensation. Als Brennstoff kommen naturbelassenes Waldhackgut sowie Industriehackgut aus der Holzverarbeitung zum Einsatz. Zudem wird künftig der bisher für Spitzenlasten erforderliche Erdgaseinsatz vollständig durch Biomethan ersetzt. Dieses Biomethan wird aus heimischen biogenen Rohstoffen wie Gräsern, Energiepflanzen und Gülle gewonnen und macht die Wärmeversorgung langfristig CO₂-neutral.

In den Fernwärmenetzen der Energie AG ist die aus Eigenproduktion und Bezug aufgebrachte Wärmemenge mit 427 GWh gegenüber dem Vorjahr (391 GWh) um 9,2 % gestiegen. Davon stammen 55,3 % aus erneuerbaren und 38,2 % aus nicht-erneuerbaren Quellen sowie 6,5 % aus industrieller Abwärme. Das Fernwärmenetz in Freistadt wurde seit Mitte 2024 um rund 2,7 km ausgebaut. Die bestehende Heizzentrale wurde um einen 2,5-MW-Biomassekessel, einen 60-m³-Pufferspeicher und einen Gaskessel als Ausfallreserve vergrößert. Mit der Inbetriebnahme im September 2025 konnte somit die Wärmeversorgung um 4,8 GWh/a nutzbare Kapazität erweitert werden.

Die Cogeneration-Kraftwerke Management Oberösterreich GmbH (CMOÖ GmbH) beliefert in Laakirchen mithilfe eines GuD-Kraftwerks einen Großkunden mit Strom und Prozesswärme sowie mehrere umliegende Betriebe mit Fernwärme. Die im Geschäftsjahr 2024/25 produzierte Wärmemenge betrug 602 GWh und lag damit um 7,2 % unter dem Vorjahreswert (649 GWh).

Kundennähe und attraktive Angebote im Fokus

Im Geschäftsjahr 2024/25 fokussierte sich die Energie AG Oberösterreich Vertrieb GmbH (Vertrieb GmbH) auf die strategischen Themen Nachhaltigkeit, Elektromobilität und Kundennähe. Ein Schwerpunkt lag auf dem umfangreichen Ausbau der Ladeinfrastruktur sowohl in urbanen Gebieten als auch in touristischen Regionen und entlang wichtiger Verkehrsachsen. In diesem Zusammenhang ist die Beteiligung an der da emobil GmbH hervorzuheben, die den Ausbau von Schnellladestationen in Österreich entscheidend vorantreiben wird. Ein weiteres Hauptaugenmerk lag auf der Strompreissenkung und der Stärkung der Kundenbindung. Seit April 2025 profitieren Privat- und Gewerbekund:innen vom neuen Tarif „Ökostrom Loyal“, welcher Einsparungen von bis zu knapp 50,0 % gegenüber dem vorherigen Tarif ermöglicht. Darüber hinaus wird eine Preisgarantie bis März 2026 gewährt. Die hierfür abgesetzte Strommenge wird nach dem Modell der rollierenden Beschaffung aufgebracht. Dieses Vorgehen trägt zur Stabilisierung der Endkundenpreise bei und führt dazu, dass Preissteigerungen, aber auch -senkungen an den internationalen Energiemärkten zeitverzögert wirksam werden.

Darüber hinaus wurden mit der Gründung der EP Energie Plus GmbH, dem Erwerb der Pöchhacker Innovation Consulting GmbH sowie dem Organisationsentwicklungsprojekt „VT Review“ strategische Maßnahmen ergriffen, um das Angebotsspektrum der Vertrieb GmbH zu erweitern. Mit dem Projekt „VT Review“ wurden Voraussetzungen geschaffen, um noch besser auf die Bedürfnisse der Kund:innen eingehen zu können.

Das energiewirtschaftliche Umfeld war im ersten Halbjahr 2024/25 durch die im Vergleich zum Vorjahr kühle Witterung geprägt. Die Heizgradtage, welche den temperaturbedingten Energiebedarf definieren, lagen im Berichtszeitraum in Oberösterreich zwar mit 8,4 % deutlich über dem Vergleichszeitraum des Vorjahres, jedoch knapp unter dem Durchschnitt der vergangenen fünf Jahre (-3,9 %).

Stromabsatz Vertrieb

in GWh

Strom

Die konsolidierte Stromabgabemenge der Energie AG betrug im Geschäftsjahr 2024/25 5.134 GWh. Das sind um 446 GWh oder 8,0 % weniger als im Vergleich zum Vorjahreswert von 5.580 GWh.

Bei den Privat- und Gewerbekunden führte die kühle Witterung in den Wintermonaten zu einem Mehrabsatz im Haushaltssegment. Zu Beginn des Geschäftsjahres 2024/25 zeigte sich in der Vertrieb GmbH ein erhöhter Kundenwechsel, dem mit gezielten Vertriebsmaßnahmen erfolgreich begegnet wurde. Insbesondere die Preissenkung per 01.04.2025 trug maßgeblich zur Stabilisierung und Stärkung der Bindung von Kund:innen bei.

Der Bereich der Business- und Industriekunden war geprägt von anspruchsvollen Preis- und Nachfragebedingungen sowie der schwachen Konjunktur. Die weiterhin erhöhte Eigenproduktion durch PV-Anlagen und die Teilnahme von Kund:innen an Energiegemeinschaften wirkte auch in diesem Geschäftsjahr spürbar absatzdämpfend. Der Bestandskundenstock blieb jedoch weitestgehend stabil.

Mit der Gründung der EP Energie Plus GmbH wurde im Rahmen der Zweitmarkenstrategie ein wesentlicher Grundstein für die erfolgreiche Kooperation mit einem bekannten österreichischen Handelsunternehmen mit dem Fokus auf 100,0 % Ökostrom gelegt. Im Zuge dieser Partnerschaft wurden Neukund:innen sowohl im Bereich Strombezug als auch bei der PV-Einspeisung gewonnen.

Gasabsatz Vertrieb

in GWh

Gas

Die Gas-Absatzmenge der Energie AG betrug im abgelaufenen Geschäftsjahr 4.564 GWh und lag somit um 329 GWh bzw. 7,8 % über dem Vorjahreswert von 4.235 GWh.

Bei den Privat- und Gewerbekund:innen, welche vorwiegend Raumwärme nutzen, schwankten witterungsbedingt die Abgabewerte in den einzelnen Monaten, im Vergleich zum Vorjahr war die Abgabemenge aber höher. Bei den Business- und Industriekund:innen führten neben der schwachen Konjunktur vor allem Effizienzmaßnahmen und Substitutionen auf Kundenseite zu einem anhaltenden Druck auf die Absatzmengen, dennoch konnten einige Neuabschlüsse erreicht werden.

Im Geschäftsjahr 2024/25 wurde die Belieferung der Zweitmarke „sigi“ mit Wirkung zum 31.03.2025 infolge der Gründung der EP Energie Plus GmbH vollständig eingestellt. Zahlreiche Kund:innen konnten jedoch erfolgreich auf die Hauptmarke umgestellt werden.

Wärmeabsatz Österreich

in GWh

Wärme

Der österreichweite Wärmeabsatz der Energie AG betrug im Geschäftsjahr 2024/25 1.072 GWh und lag damit um 0,4 % unter dem Vorjahreswert von 1.076 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 des Geschäftsjahres 2024/25 nutzen bereits 23.022 aktive Kund:innen die angebotenen FTTH-Produkte der Energie AG. Dies entspricht einem Zuwachs von 1.824 Kund:innen oder 8,6 % gegenüber dem Vorjahreswert von 21.198. Auch im Bereich der Business- und Industriekunden konnten trotz herausfordernder Marktbedingungen zahlreiche Kund:innen gewonnen werden.

Photovoltaik

Zum Ende des Geschäftsjahres 2024/25 betrieb die Vertrieb GmbH insgesamt 84 PV-Contracting-Anlagen (Vorjahr: 76) mit einer installierten Gesamtleistung von rund 18,9 MW_p (Vorjahr: 12,6 MW_p). Die größte PV-Contracting-Anlage mit einer Leistung von 6,5 MW_p für einen namhaften Industriekunden wurde im Geschäftsjahr 2024/25 erfolgreich in Betrieb genommen. Mit den Dienstleistungsprodukten „Solar Sorglos“ und „Solar Sorglos Business“ bot die Energie AG zwei PV-Komplettlösungen für Privat- und Gewerbekund:innen an.

Elektromobilität

Der Schwerpunkt der Aktivitäten im Bereich Elektromobilität lag im Berichtszeitraum auf dem Ausbau von Ladeinfrastrukturlösungen. Die Energie AG betrieb zum Ende des Berichtszeitraums 348 öffentlich zugängliche Ladestationen (Vorjahr: 269) und hatte die Betriebsführung von in Summe 1.644 Ladepunkten (Vorjahr: 1.268) inne. Zum Ende des Geschäftsjahres 2024/25 verwaltete die da emobil GmbH 3.931 Ladepunkte. Die in Österreich flächendeckend einsetzbare Energie AG-Ladekarte wurde zum Geschäftsjahresende 2024/25 in 5.251 (Vorjahr: 3.933) aktiven Verträgen verwendet, durch Kooperationen standen österreichweit mehr als 21.500 Ladepunkte mit der Energie AG-Ladekarte zur Verfügung (Vorjahr: rund 15.000).