Kennzahlen und Ziele

E1-4 – Ziele im Zusammenhang mit dem Klimaschutz und der Anpassung an den Klimawandel

Effektive Klimaschutzstrategien erfordern die Formulierung konkreter Ziele und Zielwerte, da sie als klare Orientierungspunkte dienen und die Grundlage für messbare Fortschritte schaffen. Dies ermöglicht eine transparente Nachverfolgung und soll sowohl das Vertrauen von Stakeholdern und (potenziellen) Interessenträger:innen als auch die Unterstützung von politischen Akteur:innen bei der Umsetzung der Klimaschutzmaßnahmen stärken. Um die Angabepflichten zu konkreten Emissionsreduktionsauswirkungen gemäß ESRS E1-4 bestmöglich erfüllen zu können, wird kontinuierlich an einer sorgfältigen und wissenschaftlich fundierten Datenerhebung gearbeitet.

Die bisher festgelegten Ziele werden im nächsten Jahr weiter präzisiert und voraussichtlich langfristig (über 2030 hinaus) ambitionierter ausgestaltet. Grundlage dafür sind vertiefte Analysen zentraler Dekarbonisierungsmaßnahmen (Beispiel in Kapitel E1-1 – Übergangsplan für den Klimaschutz), die im Geschäftsjahr 2025/26 die Basis für gezielte Umsetzungspläne bilden werden.

Reduktion der fossilen Scope-1-Emissionen

Das Dekarbonisierungsziel für Scope-1 wurde auf -26.000 t CO₂e (Tonnen CO₂-Equivalente) bis 2030 festgelegt. Dies soll vor allem durch Investitionen in Biomasseheizwerke und den Einsatz bzw. die Anrechenbarkeit von Biogas sowie die Umstellung des Fuhrparks auf den Treibstoff HVO100 bzw. auf E-Mobilität erreicht werden.

Beschreibung

Reduktion der fossilen Scope-1-Emissionen

Zuordnung zu Konzept

Dieses Ziel wird bei Vorliegen des vollständigen Übergangsplans für den Klimaschutz, welcher sich noch in Ausarbeitung befindet, diesem zugeordnet (Kapitel E1-1 – Übergangsplan für den Klimaschutz).

Zielwert

-26.000 t CO₂e

Umfang des Ziels

Das Ziel umfasst den für die Berechnung der Treibhausgasbilanz (Kapitel E1-6 – Treibhausgas-Bruttoemissionen der Kategorien Scope-1, -2 und -3 sowie Treibhausgas-Gesamtemissionen) herangezogenen Berichtskreis

Bezugswert und Bezugsjahr

937.887,42 t CO₂e, Basisjahr: Geschäftsjahr 2021/22

Zieljahr

Geschäftsjahr 2029/30

Verwendete Methoden und signifikante Annahmen

Von einer Analyse der vorliegenden Treibhausgasbilanz wurden das Ziel und mögliche Maßnahmen abgeleitet.

Bezugnahme auf wissenschaftliche Erkenntnisse

–

Einbeziehung der Stakeholderinteressen

Die Zielempfehlung wurde im Rahmen eines konzernweiten Dekarbonisierungsprojekts erarbeitet.

Änderungen ggü. Vorjahr

–

Ergebnis im Berichtsjahr

734.224,94 t CO₂e

Zielstatus

auf Kurs¹⁾

Überwachung und Überprüfung

Es erfolgt ein regelmäßiges Monitoring.

¹⁾

Das Ergebnis im Berichtsjahr zeigt eine Übererreichung des gesetzten Reduktionsziels in Scope-1. Dies liegt an der Nicht-Berücksichtigung der großen Anlagen Gas- und Dampfturbinenkraftwerk (GuD-Kraftwerk) Timelkam, Cogeneration Management Oberösterreich GmbH in Laakirchen (CMOÖ), Welser Abfallverwertung (WAV) und Reststoffverwertung Lenzing (RVL) in der Zielwertberechnung für 2029/30. Im Geschäftsjahr 2025/26 werden konkrete Maßnahmen für diese Anlagen entworfen und später in die Zielwerte für 2029/30 integriert. Die vier genannten Anlagen verursachten im Berichtsjahr 2024/25 gegenüber dem Basisjahr um ca. 186.000 t CO₂e weniger, da im Vergleich zum Basisjahr, ein deutlich reduzierter Einsatz der für die Erhebung der Emissionen in Scope-1 entscheidenden Kraftwerke GuD-Kraftwerk Timelkam und CMOÖ bestand. Zum einen ist das auf den überdurchschnittlich milden Winter im Geschäftsjahr 2024/25, der in Österreich 1,1 bis 1,7 Grad Celsius über dem langfristigen Mittel von 1991 – 2000 lag, zurückzuführen. Zum anderen werden die zentralen Kraftwerke, zusätzlich zur Vermarktung am Großhandelsmarkt, auch im Engpassmanagement eingesetzt. Im Großhandel wurde das GuD-Kraftwerk Timelkam im abgelaufenen Geschäftsjahr, verglichen mit dem Basisjahr etwas häufiger eingesetzt (66 Tage versus 48 Tage im Vorjahr). Im Engpassmanagement hingegen blieb man hinter den Einsatzzeiten des Basisjahrs zurück (47 Tage versus 146 Tage im Vorjahr). Außerdem wurde das GuD-Kraftwerk Timelkam einer vorausschauenden Revision des Generatorrotors unterzogen, wodurch diese Anlage von Mitte Juli 2025 bis Ende September 2025 stillstand. Im Geschäftsjahr 2024/25 wurden somit signifikant weniger Emissionen als im Basisjahr emittiert.

Reduktion der fossilen Scope-2-Emissionen marktbasiert

Das Dekarbonisierungsziel für Scope-2 wurde auf -38.000 t CO₂e bis 2030 festgelegt. Dies soll vor allem durch die Abdeckung der Stromnetzverluste mit erneuerbarem Strom erfolgen.

Beschreibung

Reduktion der fossilen Scope-2-Emissionen marktbasiert

Zuordnung zu Konzept

Zielwert

-38.000 t CO₂e

Umfang des Ziels

Bezugswert und Bezugsjahr

93.104,71 t CO₂e, Basisjahr: Geschäftsjahr 2021/22

Zieljahr

Geschäftsjahr 2029/30

Verwendete Methoden und signifikante Annahmen

Von einer Analyse der vorliegenden Treibhausgasbilanz wurden das Ziel und mögliche Maßnahmen abgeleitet. Die Zielfestlegung erfolgte marktbasiert, da diese Methodik gegenüber einer standortbasierten Ermittlung unternehmerische Dekarbonisierungsmöglichkeiten bietet.

Bezugnahme auf wissenschaftliche Erkenntnisse

–

Einbeziehung der Stakeholderinteressen

Die Zielempfehlung wurde im Rahmen eines konzernweiten Dekarbonisierungsprojekts erarbeitet.

Änderungen ggü. Vorjahr

–

Ergebnis im Berichtsjahr

50.419,91 t CO₂e

Zielstatus

auf Kurs¹⁾

Überwachung und Überprüfung

Es erfolgt ein regelmäßiges Monitoring.

¹⁾

Im Berichtsjahr konnte das Reduktionsziel für die Scope-2-Emissionen erreicht werden. Diese Zielerreichung ist darauf zurückzuführen, dass bei der Maßnahmenbewertung für die Zielwertberechnung der Fokus auf die österreichischen Scope-2-Emissionen gelegt wurde – insbesondere auf jene aus dem Strombezug für Netzverluste. Weitere Emissionsquellen im Scope-2, wie der Strom- und Wärmebezug in Tschechien, wurden in der aktuellen Zielwertdefinition noch nicht berücksichtigt. Die bislang nicht einbezogenen Positionen verzeichnen im Berichtsjahr im Vergleich zum Basisjahr teilweise bereits geringere Emissionen. Für das Geschäftsjahr 2025/26 ist vorgesehen, auch für diese Bereiche gezielte Maßnahmen zu entwickeln und sie in die überarbeiteten Zielwerte für das Jahr 2029/30 zu integrieren.

Reduktion der fossilen Scope-3-Emissionen

Das Dekarbonisierungsziel für Scope-3 wurde auf -540.000 t CO₂e bis 2030 festgelegt. Dies soll durch Anpassung der vertrieblich abgesetzten fossilen Energiemengen unterstützt werden.

Reduktion der fossilen Scope-3 Emissionen
Beschreibung		Reduktion der fossilen Scope-3-Emissionen
Zuordnung zu Konzept		Dieses Ziel wird bei Vorliegen des vollständigen Übergangsplans für den Klimaschutz, welcher sich noch in Ausarbeitung befindet, diesem zugeordnet (Kapitel E1-1 – Übergangsplan für den Klimaschutz).
Zielwert		-540.000 t CO₂e
Umfang des Ziels		Das Ziel umfasst den für die Berechnung der Treibhausgasbilanz (Kapitel E1-6 – Treibhausgas-Bruttoemissionen der Kategorien Scope-1, -2 und -3 sowie Treibhausgas-Gesamtemissionen) herangezogenen Berichtskreis
Bezugswert und Bezugsjahr		2.191.254,50 t CO₂e, Basisjahr: Geschäftsjahr 2021/22
Zieljahr		Geschäftsjahr 2029/30
Verwendete Methoden und signifikante Annahmen		Von einer Analyse der vorliegenden Treibhausgasbilanz wurden das Ziel und mögliche Maßnahmen abgeleitet.
Bezugnahme auf wissenschaftliche Erkenntnisse		–
Einbeziehung der Stakeholderinteressen		Die Zielempfehlung wurde im Rahmen eines konzernweiten Dekarbonisierungsprojekts erarbeitet.
Änderungen ggü. Vorjahr		–
Ergebnis im Berichtsjahr		1.654.694,81 t CO₂e
Zielstatus		auf Kurs
Überwachung und Überprüfung		Es erfolgt ein regelmäßiges Monitoring.

Steigerung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen

Erzeugung von >1,0 TWh an zusätzlichem erneuerbaren Strom
Beschreibung		Erzeugung von >1,0 TWh an zusätzlichem Strom aus erneuerbaren Energiequellen (basierend auf Konzerngesellschaften und Beteiligungen)
Zuordnung zu Konzept		Konzept zum Ausbau erneuerbarer Erzeugung
Zielwert		+1,0 TWh
Umfang des Ziels		Der Ökostromausbau erfolgt sowohl in Österreich als auch ausgewählten Nachbarländern. Der Fokus liegt auf dem Ausbau von PV, Windkraft und Wasserkraft.
Bezugswert und Bezugsjahr		Das Ziel wurde im Jahr 2023 definiert und bezieht sich auf die jährlich zusätzlich erzeugte Stromerzeugungsmenge ab dem Zeitpunkt des Bezugsjahres 2023/24.
Zieljahr		2035
Verwendete Methoden und signifikante Annahmen		Die Energie AG unterstützt mit ihren Ausbauplänen tatkräftig die Bestrebungen der nationalen Regierung, bis 2030 (Bezugsjahr 2020) 27 TWh an zusätzlichem Strom aus erneuerbaren Energiequellen zu erzeugen. Dem liegt die Annahme eines stark ansteigenden Elektrizitätsbedarfs in Europa und Österreich in den nächsten zehn bis 15 Jahren zugrunde.
Bezugnahme auf wissenschaftliche Erkenntnisse		–
Einbeziehung der Stakeholderinteressen		Im Rahmen der Strategieerarbeitung wurde besonderer Wert auf ein hohes Maß an Transparenz in der Kommunikation sowie die Miteinbeziehung der gesamten Belegschaft und deren Interessen gelegt. Im Zuge des Genehmigungsprozesses von Erneuerbaren-Projekten erfolgt ein intensiver Austausch mit allen relevanten Stakeholdern, sodass deren Interessen ausreichend mitberücksichtigt werden.
Änderungen ggü. Vorjahr		+11,5 GWh
Ergebnis im Berichtsjahr		14,4 GWh
Zielstatus		auf Kurs
Überwachung und Überprüfung		Im Rahmen des Strategie- und Organisationsprojekts „LOOP“ wurde ein Reportingsystem etabliert, das eine kontinuierliche Nachverfolgung der Fortschritte beim Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen ermöglicht. Dieses Monitoring-Tool dient dazu, Abweichungen frühzeitig zu erkennen und bei Bedarf gezielte Gegensteuerungsmaßnahmen einzuleiten.

Steigerung des Anteils der nachhaltigen Wärmeaufbringung

Steigerung des Anteils der nachhaltigen Wärmeaufbringung auf 70 %
Beschreibung		Vermehrte Aufbringung von nachhaltiger Wärme
Zuordnung zu Konzept		Konzept zum Ausbau erneuerbarer Erzeugung
Zielwert		70 %
Umfang des Ziels		Das Ziel beschreibt den Anteil der nachhaltigen Wärmeaufbringung aus erneuerbaren Energieträgern und Abwärme innerhalb der Erzeugung GmbH (exkl. CMOÖ)
Bezugswert und Bezugsjahr		Das Ziel wurde im Jahr 2023 definiert, nachdem der Anteil der nachhaltigen Wärmeaufbringung in der Erzeugung GmbH (exkl. CMOÖ) im Bezugsjahr 2021/22 bei 59 % lag. Aufgrund der Umstellung auf den ESG-Berichtskreis fließen Gesellschaftsbeteiligungen an Geothermie- sowie Biomassekraftwerken nicht mehr in die Berechnung der Wärmeaufbringung mit ein. Als Konsequenz ergibt sich eine Verringerung des aktuellen Werts im Berichtsjahr sowie eine Reduktion des Zielwertes. Bisher hatte man sich einen Zielwert von 80 % bis 2030 gesetzt.
Zieljahr		2035
Verwendete Methoden und signifikante Annahmen		Die Energie AG unterstützt mit ihren Ausbauplänen tatkräftig die Bestrebungen der Regierung, den Wärmesektor schrittweise zu dekarbonisieren und somit auch das staatliche Ziel, in Österreich bis 2040 Klimaneutralität zu erreichen.
Bezugnahme auf wissenschaftliche Erkenntnisse		–
Einbeziehung der Stakeholderinteressen		Im Rahmen der Strategieerarbeitung wurde besonderer Wert auf ein hohes Maß an Transparenz in der Kommunikation sowie die Miteinbeziehung der gesamten Belegschaft und deren Interessen gelegt. Im Zuge des Genehmigungsprozesses von Erneuerbaren-Projekten erfolgt ein intensiver Austausch mit allen relevanten Stakeholdern, sodass deren Interessen ausreichend mitberücksichtigt werden.
Änderungen ggü. Vorjahr		± 0 %-Punkte
Ergebnis im Berichtsjahr		62 %
Zielstatus		auf Kurs
Überwachung und Überprüfung		Im Rahmen des Strategie- und Organisationsprojekts „LOOP“ wurde ein Reportingsystem etabliert, das eine kontinuierliche Nachverfolgung der Fortschritte beim Ausbau der nachhaltigen Fernwärmeaufbringung ermöglicht. Dieses Monitoring-Tool dient dazu, Abweichungen frühzeitig zu erkennen und bei Bedarf gezielte Gegensteuerungsmaßnahmen einzuleiten.

Steigerung der Wärmeauskopplung der WAV

Beschreibung

Vermehrte Nutzung industrieller Abwärme durch die Abfallverwertungsanlage in Wels (WAV)

Zuordnung zu Konzept

Konzept zum Ausbau erneuerbarer Erzeugung

Zielwert

390 GWh

Umfang des Ziels

Das Ziel beschreibt die jährliche Menge an ausgekoppelter industrieller Abwärme aus der WAV, welche in das Welser Fernwärmenetz eingespeist wird. Auf diese Weise können bis zu 55.000 Menschen in Wels und Wels-Umgebung versorgt werden.

Bezugswert und Bezugsjahr

Das Ziel wurde im Jahr 2021 definiert, in dem die Wärmeauskopplung bei rund 180 GWh p. a. lag. Es handelt sich somit um eine angepeilte Steigerung um rd. 116,7 %.

Zieljahr

2030

Verwendete Methoden und signifikante Annahmen

Die Energie AG unterstützt mit ihren Maßnahmen im Wärmebereich tatkräftig die Bestrebungen der Regierung, den Wärmesektor schrittweise zu dekarbonisieren und somit auch das staatliche Ziel, in Österreich bis 2040 Klimaneutralität zu erreichen.

Bezugnahme auf wissenschaftliche Erkenntnisse

–

Einbeziehung der Stakeholderinteressen

Im Rahmen der Strategieerarbeitung wurde besonderer Wert auf ein hohes Maß an Transparenz in der Kommunikation sowie die Miteinbeziehung der gesamten Belegschaft und deren Interessen gelegt. Im Zuge des Genehmigungsprozesses von Erneuerbaren-Projekten erfolgt ein intensiver Austausch mit allen relevanten Stakeholdern, sodass deren Interessen ausreichend mitberücksichtigt werden.

Änderungen ggü. Vorjahr

+67 GWh (Geschäftsjahr 2023/24: 262 GWh p. a.¹⁾)

Ergebnis im Berichtsjahr

329 GWh

Zielstatus

auf Kurs

Überwachung und Überprüfung

Es erfolgt ein regelmäßiges Monitoring der ausgekoppelten Wärmemengen. Bei negativen Planabweichungen werden Gründe hierfür evaluiert und gegebenenfalls Gegensteuerungsmaßnahmen ergriffen.

¹⁾	Aufgrund einer Datenbereinigung wurde der Vorjahreswert von 285 GWh p. a. auf 262 GWh p. a. korrigiert.

Elektrifizierung des PKW-Firmenfuhrparks in Österreich

Elektrifizierung des PKW-Firmenfuhrparks in Österreich
Beschreibung		vollständige Elektrifizierung des PKW-Firmenfuhrparks in Österreich
Zuordnung zu Konzept		E-Mobilitätskonzepte
Zielwert		100 %
Umfang des Ziels		Das Ziel bezieht sich auf die PKW-Firmenflotte der Energie AG in Österreich
Bezugswert und Bezugsjahr		Das Ziel wurde im Geschäftsjahr 2024/25 definiert, nachdem das bisherige Teilziel von 40 % PKW-Elektrifizierung in Österreich mit 30.09.2024 erreicht wurde (45,4 %).
Zieljahr		2030
Verwendete Methoden und signifikante Annahmen		Das Ziel der PKW-Elektrifizierung steht in Einklang mit den nationalen und europäischen Bestrebungen, den Mobilitätsbereich schrittweise zu dekarbonisieren. Eine Konzernrichtlinie, die für alle österreichischen Konzerngesellschaften gilt, normiert die ausschließliche Beschaffung von E-PKWs seit diesem Geschäftsjahr.
Bezugnahme auf wissenschaftliche Erkenntnisse		–
Einbeziehung der Stakeholderinteressen		Die Zielempfehlung wurde im Rahmen eines bereichsübergreifenden Projekts erarbeitet, bei dem alle zentralen Stakeholder berücksichtigt wurden.
Änderungen ggü. Vorjahr		Das bisher im NFI-Bericht kommunizierte Ziel, bis 2024 insgesamt 40 % aller Flotten-PKWs in Österreich zu elektrifizieren, wurde aufgrund der erfolgreichen Teilzielüberschreitung (45,4 % E-PKWs in Österreich per 30.09.2024 (absolut: 98)) aktualisiert. Gegenüber dem Vorjahr konnte der Anteil um 5,9 %-Punkte bzw. 18 elektrisch betriebene PKWs erhöht werden.
Ergebnis im Berichtsjahr		51,3 % E-PKWs in Österreich (absolut: 116)
Zielstatus		auf Kurs
Überwachung und Überprüfung		Es erfolgt ein regelmäßiges Monitoring, um die Realisierbarkeit des Ziels zu überwachen.

E1-5 – Energieverbrauch und Energiemix

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Energieverbrauch und Energiemix

2024/25
MWh

2023/24
MWh

Vergleich
±%

(1) Brennstoffverbrauch aus Kohle und Kohleerzeugnissen

4.008,25

5.445,49

-26,4

(2) Brennstoffverbrauch aus Rohöl und Erdölerzeugnissen

32.176,99

79.167,59

-59,4

(3) Brennstoffverbrauch aus Erdgas

2.282.220,80

1.545.492,57

47,7

(4) Brennstoffverbrauch aus sonstigen fossilen Quellen

1.995.256,39

2.162.702,27

-7,7

(5) Verbrauch aus erworbener oder erhaltener Elektrizität, Wärme, Dampf und Kühlung aus
fossilen Quellen

262.026,85

261.960,73

0,0

(6) Gesamtverbrauch fossiler Energie (Summe der Zeilen 1 bis 5)

4.575.689,28

4.054.768,65

12,8

in %

±%-Punkte

Anteil fossiler Quellen am Gesamtenergieverbrauch

78,7

78,2

0,5

MWh

±%

(7) Verbrauch aus nuklearen Quellen¹⁾

27.537,23

30.559,90

-9,9

in %

±%-Punkte

Anteil des Verbrauchs aus nuklearen Quellen am Gesamtenergieverbrauch

0,5

0,6

-0,1

MWh

±%

(8) Brennstoffverbrauch aus erneuerbaren Quellen, einschließlich Biomasse (auch Industrie- und Siedlungsabfällen biologischen Ursprungs, Biogas, Wasserstoff aus erneuerbaren Quellen usw.)²⁾

1.033.958,70

886.580,19

16,6

(9) Verbrauch aus erworbener oder erhaltener Elektrizität, Wärme, Dampf und Kühlung und aus erneuerbaren Quellen

124.098,99

190.942,17

-35,0

(10) Verbrauch selbst erzeugter erneuerbarer Energie, bei der es sich nicht um Brennstoffe handelt

54.840,68

21.969,35

149,6

(11) Gesamtverbrauch erneuerbarer Energie (Summe der Zeilen 8 bis 10)

1.212.898,37

1.099.491,71

10,3

in %

±%-Punkte

Anteil erneuerbarer Quellen am Gesamtenergieverbrauch

20,9

21,2

-0,3

MWh

±%

(12) Gesamtenergieverbrauch (Summe der Zeilen 6, 7 und 11)

5.816.124,88

5.184.820,25

12,2

¹⁾	Verbrauch aus nuklearen Quellen nur in Tschechien durch Strom- und Wärmebezug
²⁾	Der Wert „Brennstoffverbrauch aus erneuerbaren Quellen, einschließlich Biomasse“ vom Geschäftsjahr 2023/24 wurde nach oben korrigiert, da relevante Anlagen in der Kategorie „Verbrauch selbst erzeugter erneuerbarer Energie, bei der es sich nicht um Brennstoffe handelt“ enthalten waren.

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Erzeugung von Energie aus erneuerbaren und nicht erneuerbaren Quellen

2024/25
MWh

2023/24
MWh

Vergleich
±%

(1) Stromeigenerzeugung aus erneuerbaren Quellen

1.021.884,50

1.381.964,68

-26,1

(2) Stromerzeugung aus Bezugsrechten erneuerbarer Quellen

1.126.461,94

1.423.948,37

-20,9

(3) Stromerzeugung gesamt aus erneuerbaren Quellen (Summe der Zeilen 1 und 2)

2.148.346,44

2.805.913,05

-23,4

(4) Stromeigenerzeugung aus nicht erneuerbaren Quellen

290.932,74

264.619,09

9,9

(5) Stromerzeugung aus Bezugsrechten nicht erneuerbarer Quellen

475.610,75

167.873,27

183,3

(6) Stromerzeugung gesamt aus nicht erneuerbaren Quellen (Summe der Zeilen 4 und 5)

766.543,49

432.492,36

77,2

(7) Gesamte Stromerzeugung (Summe der Zeilen 3 und 6)

2.914.889,93

3.238.405,41

-10,0

(8) Wärmerzeugung aus erneuerbaren Quellen

802.657,28

751.326,97

6,8

(9) Wärmeerzeugung aus nicht erneuerbaren Quellen

1.635.219,78

1.580.013,99

3,5

(10) Gesamte Wärmerzeugung (Summe der Zeilen 8 und 9)

2.437.877,06

2.331.340,96

4,6

(11) Energieerzeugung aus erneuerbaren Quellen (Summe der Zeilen 3 und 8)

2.951.003,72

3.557.240,02

-17,0

(12) Energieerzeugung aus nicht erneuerbaren Quellen (Summe der Zeilen 6 und 9)

2.401.763,27

2.012.506,35

19,3

(13) Energieerzeugung gesamt (Summe der Zeilen 11 und 12)

5.352.766,99

5.569.746,37

-3,9

Die Werte für das Geschäftsjahr 2024/25 stammen aus direkten Messungen, aus der Umwelterklärung der Umwelt Service GmbH und Abrechnungen. Standen die Werte nicht in MWh zur Verfügung, wurde der Umrechnungsfaktor aus dem Heizwert und der Dichte vom Umweltbundeamt (Datenstand 2024) oder der DEFRA Datenbank 2025 berechnet. Der Energieverbrauch aus nuklearen Quellen ist auf den Strom- und Wärmebezug in Tschechien zurückzuführen. Brennstoffe aus fossilen und erneuerbaren Quellen dienen vor allem der Strom- und Wärmeproduktion.

Aufgrund von seit der Berichterstellung für das Geschäftsjahr 2023/24 gewonnenen, neuen Erkenntnissen wurde im Geschäftsjahr 2024/25 eine Bereinigung des ESG-Berichtskreises durchgeführt. Dies führte zu einer Erhöhung der Verbrauchswerte Kohle (von 42,40 MWh auf 5.445,49 MWh), Erdölerzeugnisse (von 74.562,29 MWh auf 79.167,59 MWh), Erdgas, sonstige fossile Quellen (von 552.461,08 MWh auf 2.162.702,27 MWh), erneuerbare Quellen (+ 18.628,5 MWh), erworbene Elektrizität aus erneuerbaren Quellen (von 155.009,42 MWh auf 190.942,17 MWh) und der Wärmeerzeugung erneuerbar (von 360.482,80 MWh auf 751.326,97 MWh) sowie nicht erneuerbar (1.115.863,99 MWh auf 1.580.013,99 MWh). Der Wert “Brennstoffverbrauch aus erneuerbaren Quellen, einschließlich Biomasse" vom Geschäftsjahr 2023/24 wurde nach oben korrigiert (+ 389.710 MWh), da der Verbrauch des biogenen Abfalls der Kategorie "Verbrauch selbst erzeugter erneuerbarer Energie, bei der es sich nicht um Brennstoffe handelt" zugeordnet war. Dieser Wert hat sich daher verringert. Drei weitere Biomasse- bzw. Biogasverbräuche wurden ebenso nachgezogen (+ 420.197,09 MWh). Dadurch ergibt sich eine Gesamterhöhung des Brennstoffverbrauchs aus erneuerbaren Quellen von 58.044,60 MWh auf 886.580,19 MWh.

Bei der Aufbereitung der Energiebilanz für das Geschäftsjahr 2024/25 wurde erstmals, auch für das Basisjahr 2021/22 differenziert, welche Anteile der verbrauchten Elektrizität und Wärme selbst von der Energie AG Oberösterreich Vertrieb GmbH beschafft und welche Anteile hiervon selbst bzw. extern erzeugt wurden, ermittelt. Im Geschäftsjahr 2023/24 war dies noch nicht der Fall und somit wurde der überwiegende Teil des Strom- und der gesamte Wärmeverbrauch in der Kategorie „Verbrauch aus erworbener oder erhaltener Elektrizität, Wärme, Dampf und Kühlung und aus erneuerbaren Quellen“ zugeteilt. Nur einzelne Verbräuche, wie der Eigenverbrauch der Photovoltaik-Anlagen und der Wasserkraftanlagen, wurden der Kategorie "Verbrauch selbst erzeugter erneuerbarer Energie, bei der es sich nicht um Brennstoffe handelt" zugewiesen.

Die Änderungen beim Erdgasverbrauch im Geschäftsjahr 2023/24 stammen aus einer abweichenden Auslegung im Rahmen der Zuordnung der Inputs und Verbräuche des Energieträgers. Im Geschäftsjahr 2024/25 wurde der tatsächliche Erdgasverbrauch, z.B. für den Betrieb der GuD-Anlagen und für die Befeuerung von Müllverbrennungsanlagen angegeben. Dies wurde auch für den angegebenen Wert im Geschäftsjahr 2023/24 nachgezogen (Änderung von 376.143,78 MWh auf 1.545.492,57 MWh).

Energieintensität iZm Tätigkeiten in klimaintensiven Sektoren

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Energieintensität pro Nettoumsatzerlös in klimaintensiven Sektoren

2024/25
MWh/EUR

2023/24
MWh/EUR

Vergleich
±%

Gesamtenergieverbrauch aus Tätigkeiten in klimaintensiven Sektoren pro Nettoumsatzerlös aus Tätigkeiten in klimaintensiven Sektoren

0,0021

0,0017

23,6

EUR

±%

Nettoumsatzerlöse aus Aktivitäten in klimaintensiven Sektoren, die zur Berechnung der Energieintensität verwendet werden

2.814.240.800,00

3.102.044.200,00

-9,3

Nettoumsatzerlöse (sonstige)

0,00

–

Gesamtnettoumsatzerlöse Konzernabschluss, Umsatzerlöse

2.814.240.800,00

3.102.044.200,00

-9,3

Der Energie AG-Konzern ist in folgenden klimaintensiven Sektoren tätig: Energieversorgung, Wasserversorgung, Abwasser- und Ab-fallentsorgung und Beseitigung von Umweltverschmutzungen.

Sektorspezifische Angaben für Energieversorgungsunternehmen (EVU)

GRI EU1

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Strom- und Wärmeerzeugung

Einheit

2024/25

2023/24

Vergleich
±%

Wasserkraftwerke

Anzahl

0,0

Leistung

280

0,0

Regelarbeitsvermögen

GWh

1.160

0,0

Bezugsrechte Wasserkraft¹⁾

380

0,0

Bezugsrechte Wasserkraft – Regelarbeitsvermögen

GWh

1.410

0,0

Thermische Kraftwerke (Standorte)²⁾

Anzahl

0,0

Leistung elektrisch

MWel

110

0,0

Bezugsrechte aus thermischen Kraftwerken³⁾ – Leistung elektrisch

MWel

290

0,0

Fernwärmeversorgungsnetze Österreich

Anzahl

0,0

Wärme-Contracting-Anlagen Österreich

Anzahl

626

623

0,5

PV-Anlagen (exkl. Contracting-Anlagen)

Anzahl

44,0

Leistung

48,2

Regelarbeitsvermögen

GWh

45,5

Windparks⁴⁾

Anzahl

0,0

Windkraftanlagen⁴⁾

Anzahl

0,0

Anteilige Leistung⁴⁾

0,0

Regelarbeitsvermögen⁴⁾

GWh

0,0

¹⁾	Die Energie AG hält Bezugsrechte an Laufwasserkraftwerken an Enns und Donau sowie am Pumpspeicherkraftwerk Malta/Reißeck II.
²⁾	Riedersbach, Wels, Kirchdorf, Steyr, Laakirchen
³⁾	Die Energie AG hält Bezugsrechte am thermischen Kraftwerk GuD Timelkam mit 70 %.
⁴⁾	Gemeinsam mit lokalen Partnerunternehmen über Beteiligungsgesellschaften, nicht im ESRS-Berichtskreis einbezogen.

Weitere leistungswirtschaftliche Kennzahlen im Zusammenhang mit der Stromerzeugung (GRI EU2) sind dem Konzernlagebericht, Leistungswirtschaftliche Kennzahlen, zu entnehmen.

GRI EU12

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Netzverluste

2024/25
GWh

2023/24
GWh

Vergleich
±%

Netzverluste Strom

219,44

175,53

25,0

in %

±%-Punkte

Netzverluste Strom

2,9

2,4

19,7

Nm³

±%

Ausblasemengen

7.109

35.633

-80,0

t CO₂e

±%

Ausblasemengen

158,89

761,36

-79,1

Nm³

±%

Abfackelmengen

2.593

–

t CO₂e

±%

Abfackelmengen

5,39

–

Unter dem technischen Begriff Netzverluste sind im Stromnetz jene Energiemengen subsummiert, die für den Betrieb des Stromnetzes (Spannungsumwandlung, Betrieb von Steuerungsanlagen) aufzuwenden sind. Im Gasnetz umfassen die Ausblase- und Abfackelmengen jene Mengen des transportierten Gases, die bei Wartungs- und Reparaturarbeiten aus Leitungsabschnitten abgelassen oder abgefackelt werden.

E1-6 – Treibhausgas-Bruttoemissionen der Kategorien Scope-1, -2 und -3 sowie Treibhausgas-Gesamtemissionen

Die Werte für das Geschäftsjahr 2024/25 stammen aus direkten Messungen, aus der Umwelterklärung der Umwelt Service GmbH und aus Abrechnungen. Für die direkten, indirekten und biogenen Emissionsfaktoren für Scope-1, -2 und -3 dienten vor allem das Umweltbundesamt (Datenstand 2024) und die DEFRA Datenbank 2025 als Quelle. Die Scope-1-Emissionswerte der Verwertungslinien (Umwelt Service GmbH) und der Erzeugungsanlagen (Erzeugung GmbH) entstammen kontinuierlichen Messungen. Für den marktbasierten Ansatz der Scope-2-Emissionen wurden der Erzeugungsmix der Vertrieb GmbH bzw. die von den Lieferanten angegebenen CO₂-Werte verwendet. Standen keine marktbasierten Werte zur Verfügung, wurde der standortbasierte Wert verwendet. Im standortbasierten Ansatz für Österreich fanden bei Strom sowie bei Fernwärme die Emissionsfaktoren des Umweltbundesamts Anwendung. Für Tschechien und Italien wurden auf Basis der nationalen Strom- und Wärmemixe länderspezifische Umrechnungsfaktoren berechnet.

Bei den Scope-2-Emissionen wurde in den Geschäftsjahren 2021/22 (Basisjahr) und 2024/25 zwischen den Anteilen des Stromverbrauchs, der zuvor von der Vertrieb GmbH beschafft wurde, und dem Anteil, der von Lieferanten außerhalb des Energie AG-Konzerns stammt, differenziert. Dies war im Geschäftsjahr 2023/24 nur bedingt der Fall. Somit konnten etwaige Doppelzählungen im Geschäftsjahr 2024/25 verhindert werden. Die im Scope-2 festgestellten Emissionen fielen u. a. deshalb im Geschäftsjahr 2024/25 um ~36 % (standortbezogen) bzw. ~29 % (marktbezogen) geringer aus als im Vorjahr.

Standen keine direkt zuordenbaren Daten zur Verfügung, wurden je Gesellschaft und Anlage Annahmen getroffen. Berechnungen zu biogenen bzw. fossilen Anteilen bei den thermischen Verwertungsanlagen erfolgten auf Grundlage des jährlich aktualisierten Bioma-Modells der Technischen Universität Wien. In Tschechien und Italien gibt es keine gesetzliche Verpflichtung zur Beimischung beim Energieträger Diesel, deshalb wurde Diesel für Tschechien und Italien als 100 % fossil angenommen.

Bei der Analyse der Scope-3-Emissionen wurden die Scope-3-Kategorien „3.3 energie- und brennstoffbezogene Aktivitäten“, „3.11 Gebrauch/Nutzung verkaufter Produkte“ und „3.15 Investitionen“ als wesentlich eingestuft. Durch die Konzentration auf die Kategorien 3.3, 3.11 und 3.15 wird sichergestellt, dass die Berichterstattung die wesentlichen Emissionstreiber transparent und nachvollziehbar darstellt, gleichzeitig aber ein effizienter Ressourceneinsatz bei der Datenerhebung gewährleistet bleibt.

Aufgrund von seit der Berichterstellung für das Geschäftsjahr 2023/24 gewonnenen neuen Erkenntnissen wurden im Geschäftsjahr 2024/25 Bereinigungen des ESG-Berichtskreises durchgeführt. Eine genaue Auflistung ist unter E1-5 Energieverbrauch und Energiemix angeführt und gilt ebenfalls für die Treibhausgasbilanz. Die Änderung führte zu einer Erhöhung der Werte in Scope-1, Scope-1 biogen und Scope-2 (standortbezogen von 85.573,43 t CO₂e auf 91.574,20 t CO₂e). Die Emissionsfaktoren für die biogenen Emissionen wurden zusätzlich nach dem neuen Datenstand (2024) des österreichischen Umweltbundesamts angepasst und die Emissionen korrigiert (Erhöhung gesamt von 340.366,39 t CO₂e auf 513.814,73 t CO₂e). Im Vergleich zum Vorjahr wurden bei den Werten aller Geschäftsjahre die Emissionen der Kälteanlagen ergänzt (Erhöhung gesamt von 490.435,22 t CO₂e auf 649.019,31 t CO₂e).

Die Emissionsfaktoren für die biogenen Emissionen wurden nach dem neuen Datenstand (2024) des österreichischen Umweltbundesamtes angepasst und die Emissionen korrigiert.

Im Vergleich zum Vorjahr wurden bei den Werten aller Geschäftsjahre die Emissionen der Kälteanlagen ergänzt.

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Treibhausgasbilanz
	2024/25 t CO₂e	2023/24 t CO₂e	Vergleich ±%	Basisjahr 2021/22 t CO₂e
Scope-1-Treibhausgas-Bruttoemissionen	734.224,94	649.019,31	13,1	937.887,42
	in %	in %	±%-Punkte	in %
Prozentsatz der Scope-1-Treibhausgasemissionen aus regulierten Emissionshandelssystemen	49,5	39,8	9,7	54,9
	t CO₂e	t CO₂e	±%	t CO₂e
Standortbezogene Scope-2-Treibhausgas-Bruttoemissionen	58.594,57	91.574,20	-36,0	102.988,47
Marktbezogene Scope-2-Treibhausgas-Bruttoemissionen	50.419,91	71.349,58	-29,30	93.104,71
Indirekte Scope-3-Treibhausgas-Bruttoemissionen	1.654.694,81	1.935.479,95	-14,5	2.191.254,50
Kategorie 3.3	547.613,36	759.863,28	-27,9	865.236,20
Kategorie 3.11	725.005,92	725.182,49	0,0	865.142,11
Kategorie 3.15	382.075,53	450.434,18	-15,20	460.876,19
Treibhausgasemissionen insgesamt (standortbezogen)	2.447.514,32	2.676.073,46	-8,5	3.232.130,39
Treibhausgasemissionen insgesamt (marktbezogen)	2.439.339,66	2.655.848,84	-8,2	3.222.246,63

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Treibhausgasbilanz nach E1-6 50
(1) Scope-1-Treibhausgasemissionen	2024/25 t CO₂e	2023/24 t CO₂e	Vergleich ±%
(1a) Zu Rechnungslegungszwecken konsolidierte Gruppe	734.224,94	649.019,31	13,1
(1b) Operative Kontrolle	0,00	0,00	–
(2) Standortbezogene Scope-2-Treibhausgasemissionen
(2a) Zu Rechnungslegungszwecken konsolidierte Gruppe	58.594,57	91.574,20	-36,0
(2b) Operative Kontrolle	0,00	0,00	–
(3) Marktbezogene Scope-2-Treibhausgasemissionen
(3a) Zu Rechnungslegungszwecken konsolidierte Gruppe	50.419,91	71.349,58	-29,3
(3b) Operative Kontrolle	0,00	0,00	–

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Biogene CO₂-Emissionen
	2024/25 t CO₂e	2023/24 t CO₂e	Vergleich ±%	Basisjahr 2021/22 t CO₂e
(1) Biogene Scope-1-CO₂-Emissionen	479.137,29	513.814,73	-6,7	493.346,48
(2) Standortbezogene biogene Scope-2-CO₂-Emissionen	33.499,04	44.193,11	-24,2	31.684,39

E1-9 – Erwartete finanzielle Effekte wesentlicher physischer Risiken und Übergangsrisiken sowie potenzielle klimabezogene Chancen

Die qualitativen Angaben zu den erwarteten Effekten der wesentlichen physischen Risiken und Übergangsrisiken sowie das Potenzial wesentlicher klimabezogener Chancen werden im Kapitel SBM-3 – Wesentliche Auswirkungen, Risiken und Chancen und ihr Zusammenspiel mit Strategie und Geschäftsmodell, beschrieben.