Segment Energie

Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen

Im Geschäftsjahr 2018/2019 bewegten sich die Terminmarktpreise für Strom zur Lieferung im Jahr 2020 in Österreich in einem vergleichsweise breiten Korridor von EUR 8,7/MWh mit leicht sinkender Tendenz. Wesentliche Einflussfaktoren dafür waren die Preise für Kohle und CO₂-Zertifikate. Den höchsten Wert erzielte der Preis für den Jahresbase 2020 in der Preiszone Österreich am 08.10.2018 mit EUR 57,3/MWh, den Tiefststand am 25.03.2019 mit EUR 48,6/MWh. Der Durchschnittspreis lag mit EUR 52,5/MWh um rund ein Viertel über dem Wert des Vorjahres.

Auch auf dem Spotmarkt stiegen die Preise gegenüber dem Vergleichszeitraum des Vorjahres. Im Geschäftsjahr 2018/2019 lag der durchschnittliche European-Power-Exchange-(EPEX)-Spotpreis Base zur Lieferung in Österreich bei EUR 45,1/MWh. Durch die steigende Einspeisung von Strom aus Windkraft und Photovoltaik blieb der Markt weiterhin sehr volatil mit Stundenpreisen zwischen EUR -59,8/MWh und EUR +141,3/MWh.

Im überwiegenden Teil des Berichtszeitraums wurden die Strompreise wesentlich durch die Preise für CO₂-Zertifikate und Kohle beeinflusst. Ab September 2019 wurde die hohe Relevanz der Kohlepreise durch Gaspreise abgelöst. Obwohl die Erdölpreise die Notierungen für Kohle und Gas und damit auch Strom nicht mehr unmittelbar beeinflussen, sind sie doch Indikatoren für globale Preisentwicklungen auf den Energiemärkten.

Die Steinkohlepreise verloren in den vergangenen zwölf Monaten deutlich an Wert. Zu Beginn des Geschäftsjahres 2018/2019 lag der All Publications Index#2 (API2) mit Lieferung 2020 in den Kohle-Handelsraum Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (loco ARA) bei USD 99,6/t. Ende September 2019 lag dieser Wert nur noch bei USD 66,2/t. Gründe dafür waren ein weltweit hohes Angebot und eine vergleichsweise schwache Nachfrage.

Der Ölpreis sank von einem Höchststand von USD 81,6/Barrel Rohöl der Sorte Brent zur Lieferung im Dezember 2019 auf einen Tiefststand von USD 52,2/Barrel rund um den Jahreswechsel von 2018 auf 2019. Nach einigen Ausschlägen nach oben und unten notierte der Brentpreis zum Geschäftsjahresende bei USD 59,3/Barrel. Der Durchschnittspreis lag im Geschäftsjahr 2018/2019 bei USD 64,5/Barrel.

Der NetConnect Germany (NCG)-Gaspreis für das Frontjahr 2020 sank von EUR 23,6/MWh Anfang Oktober 2018 auf EUR 18,4/MWh Ende September 2019. Der Höchstwert lag am 05.10.2018 bei EUR 24,0/MWh, der niedrigste Wert am 02.09.2019 bei EUR 17,1/MWh.

Beim Preis für CO₂-Zertifikate wurden die stärksten Bewegungen verzeichnet. Im Geschäftsjahr 2018/2019 schwankten die Preise zwischen EUR 15,9/t und EUR 29,8/t. Besonders die Sorge vor einem ungeregelten Brexit und die damit verbundenen Auswirkungen auf das europäische Emissionshandelssystem sorgten immer wieder für rasante Kursbewegungen.

Preisentwicklung auf internationalen Energiemärkten

Quellen: EEX, Reuters

Geschäftsverlauf im Segment Energie

Im Segment Energie wurde im Geschäftsjahr 2018/2019 eine Umsatzsteigerung um 18,0 % auf insgesamt EUR 1.057,5 Mio. erzielt. Rückläufige Erlöse aus der Gasbewirtschaftung konnten durch gestiegene Umsätze im Stromhandel sowie die verstärkten Einsätze der GuD-Kraftwerke in Timelkam und Laakirchen mehr als kompensiert werden.

Das EBIT des Segments Energie belief sich im Berichtszeitraum auf EUR 117,3 Mio., was einem Anstieg von 43,6 % entspricht.

Der Energie AG-Konzern war bis zum 31.03.2019 alleiniger Kommanditist der Energie AG Oberösterreich Vertrieb GmbH & Co KG, aufgrund der alleinigen Komplementärstellung der ENAMO GmbH allerdings nicht beherrschend (bisher Konsolidierung at equity). Durch den Erwerb der restlichen Anteile an der ENAMO GmbH mit 01.04.2019 erlangte der Konzern die Beherrschung auch über die Energie AG Oberösterreich Vertrieb GmbH & Co KG.

Aufgrund der Erlangung der Beherrschung über die genannten Gesellschaften wurde der bisher gehaltene Eigenkapitalanteil entsprechend IFRS 3 auf den beizulegenden Zeitwert aufgewertet. Die Aufwertung beträgt EUR 48,2 Mio.

Darüber hinaus kam es aufgrund gestiegener Strompreiserwartungen und positiver Auswirkungen der neuen Systemnutzungstarifverordnung zu einer Wertaufholung für das GuD-Kraftwerk Timelkam in Höhe von EUR 7,9 Mio.

Im Vorjahr war eine Wertminderung für das GuD-Kraftwerk Timelkam in Höhe von EUR 2,5 Mio. vorgenommen worden. Darüber hinaus hatten im Vorjahr eine Wertminderung in Höhe von EUR 3,2 Mio. für den Erdgasspeicher 7Fields sowie weitere kleinere Wertminderungen belastend auf das EBIT gewirkt. Demgegenüber hatte im Vorjahr eine Wertaufholung von EUR 1,9 Mio. für die Cogeneration-Kraftwerke Management Oberösterreich GmbH (CMOÖ GmbH) das EBIT positiv beeinflusst.

Neben den genannten Wertberichtigungen war das EBIT des Berichtszeitraums durch geringere Ergebnisbeiträge aus dem Strom- und Erdgasvertrieb aufgrund gestiegener Bezugskosten sowie niedrigere Ergebnisbeiträge aus dem Einsatz des GuD-Kraftwerks Timelkam für Netzreserve und Engpassmanagement geprägt. Demgegenüber wirkte die im Vergleich zum Vorjahr deutlich höhere Wasserführung im Geschäftsjahr 2018/2019 positiv auf das EBIT des Segments Energie.

Erhöhte thermische Stromerzeugung, überdurchschnittliche Stromaufbringung bei Wasserkraft

Die gesamte Stromaufbringung im Segment Energie betrug im Geschäftsjahr 2018/2019 16.617 GWh und lag damit um 8,7 % über dem Vorjahreswert (15.289 GWh). Dieser deutliche Anstieg war hauptsächlich auf einen gestiegenen externen Stromhandel und die erhöhten Einsätze des GuD-Kraftwerks Timelkam und der CMOÖ GmbH in Laakirchen zurückzuführen. In der Folge liegt auch die Stromeigenaufbringung im Berichtszeitraum mit 3.639 GWh um 19,7 % über dem Vorjahreswert (3.039 GWh).

Die Stromproduktion aus thermischen Kapazitäten hat sich im Segment Energie von 578 GWh auf 1.000 GWh erhöht (+73,0 %). Diese Entwicklung ist insbesondere auf den verstärkten Einsatz des GuD-Kraftwerks Timelkam zurückzuführen, welches im Geschäftsjahr 2018/2019 einerseits jahresdurchgängig für Netzreserve und Engpassmanagement herangezogen wurde. Andererseits war durch die steigenden Strompreise mit gleichzeitig relativ stabilen Gaspreisen in einzelnen Monaten des abgelaufenen Geschäftsjahres im Rahmen der vertraglichen Möglichkeiten auch wieder der Einsatz auf dem Strommarkt wirtschaftlich.

Die CMOÖ GmbH profitierte ebenfalls von der Marktsituation, auch dort war in den Wintermonaten des Geschäftsjahres 2018/2019 wieder ein marktbasierter Gasturbineneinsatz möglich, was sich ergebnissteigernd auswirkte.

Zur positiven Entwicklung der Stromeigenaufbringung in den hydraulischen Kraftwerken trug eine Wasserführung um rund 2 % über dem langjährigen Mittel und um 6,5 % über dem Vorjahresniveau – trotz einer hohen Schwankungsbreite im Verlauf des Berichtszeitraums – maßgeblich bei. Der Erzeugungskoeffizient der eigenen Kraftwerke und Bezugsrechte lag bei 1,02.

Im Geschäftsjahr 2018/2019 wurde der Baubeschluss für den Ersatzneubau des Wasserkraftwerkes Dürnau gefasst. Baubeginn war im September 2019. Die Fischaufstiege bei den Kraftwerken Marchtrenk, Traun-Pucking und Partenstein konnten zeitgerecht bis Jahresende 2018 in Betrieb genommen werden. Im Frühjahr 2019 wurden die Arbeiten mit der Rekultivierung des Geländes beendet.

Für den Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wurden darüber hinaus die Vorprojekte für den Neubau des Wasserkraftwerks Weissenbach und den Ersatzneubau des Kraftwerks Traunfall gestartet.

Die Ennskraftwerke Aktiengesellschaft, an der die Energie AG einen Anteil von 50 % hält, lag mit ihrer Stromproduktion im Geschäftsjahr 2018/2019 mit einem Erzeugungskoeffizienten von 1,01 leicht über dem langjährigen Durchschnitt.

Das Windkraftportfolio der Energie AG in Österreich umfasst Beteiligungen an drei Windparks mit einer anteiligen Gesamtleistung von 14,7 MW. Die Stromerzeugungsmengen aus Windkraft lagen im Berichtszeitraum bei 35 GWh (Vorjahr 31 GWh). 

Im Bereich Photovoltaik (PV) ist die Erzeugung GmbH 100 %-Eigentümerin der Gesellschaft Energie AG Oberösterreich Renewable Power GmbH sowie der italienischen Gesellschaften ECOFE S.R.L. und Salvatonica Energia S.R.L. Gemeinsam mit den weiteren PV- und PV-Contracting-Anlagen verfügt der Energie AG-Konzern über eine PV-Gesamtleistung von rund 10 MW_p.

Die Bereitstellung von Fernwärme aus den Kraftwerksstandorten Riedersbach und Timelkam lag mit 237 GWh in etwa auf dem Niveau des Vorjahres (234 GWh).

Am Standort Kirchdorf ist der Anteil der Wärmeerzeugung aus der hocheffizienten Kraft-Wärme-Kopplungs-(KWK)-Anlage gegenüber dem Vorjahr gestiegen. Da die Lieferung aus der Wärmerückgewinnungsanlage des angrenzenden Zementwerks etwas gesunken ist, blieb die Wärmeerzeugung aus den Heißwasserkesseln beinahe unverändert.

Beim Fernwärmeversorgungsprojekt Gmunden wurde im September 2019 der Probebetrieb für Gaskessel und Wärmeauskopplung aus dem Zementwerk erfolgreich gestartet. Die Investitionen in den weiteren Fernwärmeversorgungsnetzen betrafen im Wesentlichen Netzverdichtungsmaßnahmen.

Die CMOÖ GmbH in Laakirchen beliefert mithilfe eines GuD-Kraftwerks einen Großkunden mit Strom und Prozesswärme sowie mehrere umliegende Betriebe mit Fernwärme. Die im Geschäftsjahr 2018/2019 erzeugte Menge an Prozess- und Fernwärme betrug 802 GWh und lag damit um 15,6 % über dem Vorjahreswert von 694 GWh.

In den preisgeregelten Fernwärmenetzen Vöcklabruck, Kirchdorf und Riedersbach konnten die Wärmeverkaufspreise analog zu den Kundenpreisen mit 01.10.2018 um rund 5,1 % erhöht werden. In Netzen mit Indexbindung wurden die Preise entsprechend der Preisgleitung angepasst.

Die gesamte Wärmeaufbringung im Segment Energie betrug im Geschäftsjahr 2018/2019 1.381 GWh (Vorjahr 1.468 GWh). In der Wärmeaufbringung des Segments Energie war bisher auch die Wärmeaufbringung in Tschechien enthalten. Ab dem Geschäftsjahr 2018/2019 wird die tschechische Wärmeaufbringung in Höhe von aktuell 191 GWh dem Segment Tschechien zugeordnet. Die im Segment Energie verbliebene Wärmeaufbringung konnte im Berichtszeitraum gesteigert werden.

Erfolgreiche Kundenbindung trotz herausfordernder Rahmenbedingungen

Neben der Konjunkturentwicklung und den energiepolitischen Rahmenbedingungen spielt für die Vertrieb GmbH vor allem das Wechselverhalten der Kunden eine grundlegende Rolle. Im ersten Halbjahr 2019 wurde laut E-Control Austria in der Branche ein Spitzenwert beim Wechsel des Strom- und Erdgasanbieters seit der Liberalisierung der Strom- und Gasmärkte 2001 und 2002 erreicht. Während beim Medium Strom die Zahl der Wechsler im Vergleich zum Vorjahr anstieg, wechselten im Berichtszeitraum annähernd gleich viele Erdgaskunden wie im Vorjahr ihren Anbieter.

Darüber hinaus ist auch der Temperaturverlauf von wesentlicher Bedeutung für das Ergebnis der Vertrieb GmbH. Das Temperaturniveau lag im abgelaufenen Geschäftsjahr 2018/2019 in Oberösterreich um 4,2 % über dem Vorjahr und um 6,3 % über dem Durchschnitt der vergangenen 5 Jahre.

Strom

Stromabsatz Vertrieb

in GWh

Die konsolidierte Stromabgabemenge der Energie AG lag mit 7.898 GWh um 8,3 % über dem Vorjahreswert von 7.294 GWh.

Im Bereich der Privat-, Gewerbe- und Gemeindekunden blieb die Stromabgabemenge trotz des milderen Witterungsverlaufes im Vergleich zum Vorjahr stabil. Die Wechselraten in diesem Kundensegment lagen im Branchenschnitt auf einem ähnlich hohen Wert wie im Vorjahr. Entgegen dem Branchentrend konnte zum zweiten Mal in Folge die Wechselrate im Bereich der Geschäfts- und Privatkunden im Premiumkundensegment der Energie AG reduziert werden.

Im Bereich der Business- und Industriekunden lag die Stromabgabemenge trotz der unverändert intensiven Wettbewerbssituation auf etwas höherem Niveau.

Erdgas

Erdgasabsatz Vertrieb

in GWh

Die Erdgas-Absatzmenge der Energie AG lag im Geschäftsjahr 2018/2019 mit 6.031 GWh um 21,1 % über dem Vorjahreswert von 4.980 GWh.

Bei den bestehenden raumwärmegetriebenen Geschäfts- und Privatkunden sanken zwar die Absatzmengen, dieser Effekt wurde jedoch durch die deutlichen Mehrmengen aufgrund der gewonnenen Auktion des Vereins für Konsumenteninformation (VKI) 2018 mehr als kompensiert. Der Hauptgrund für die massive Mengensteigerung gegenüber dem Vorjahr war im Großkundenbereich zu verzeichnen, wo dank der professionellen und persönlichen Kundenbetreuung ein Neukundenzuwachs erreicht werden konnte.

Die Wechselzahlen für Erdgas im Haushaltsbereich konnten gegenüber dem Vorjahr erfreulicherweise ebenfalls deutlich reduziert werden.

Wärme

Wärmeabsatz

in GWh

Der gesamte Wärmeabsatz im Segment Energie belief sich im Geschäftsjahr 2018/2019 auf 1.264 GWh (Vorjahr 1.327 GWh).

Der Wärmeabsatz in Tschechien war bisher in den Mengen des Segments Energie enthalten. Ab dem Geschäftsjahr 2018/2019 wird die tschechische Wärmeabsatzmenge in Höhe von aktuell 175 GWh dem Segment Tschechien zugeordnet.

Der im Segment Energie verbliebene Wärmeabsatz in Österreich konnte trotz des milden Winters gesteigert werden.

Telekommunikation

Die Vertrieb GmbH ist am oberösterreichischen Telekommunikationsmarkt in den Kundensegmenten Business- und Privatkunden mit Angeboten im Bereich Internet, Telefonie und TV aktiv. Dabei wird im Rahmen der Breitbandstrategie 2030 die bestehende Infrastruktur zunehmend durch die lichtschnelle Glasfasertechnologie ersetzt. Die professionelle persönliche Kundenbetreuung und das breite angebotene Leistungsspektrum ermöglichte im Businesskundenbereich trotz des unverändert herausfordernden Wettbewerbsumfelds einen positiven Geschäftsverlauf mit zahlreichen Neuakquisitionen.

Im Privatkundenbereich nutzten mit Ende des Geschäftsjahres 2018/2019 bereits mehr als 5.500 Kunden aktiv die angebotenen Produkte. Im Vorjahr waren es zu diesem Zeitpunkt etwas mehr als 3.200 Kunden.

Energiedienstleistungen

Im Bereich Energie-Contracting werden Kunden wie beispielsweise öffentliche Institutionen, Wohnungswirtschaft und Gewerbe über moderne Energiezentralen mit Wärme versorgt. Im Geschäftsjahr 2018/2019 lag die Absatzmenge bei 136 GWh und somit leicht über dem Vorjahreswert von 135 GWh.

Im Laufe des Geschäftsjahres 2018/2019 wurden 10 neue PV-Anlagen mit 2.200 kW_p auf Basis einer Contracting-Dienstleistung realisiert.

Elektromobilität

Der Fokus der Elektromobilitäts-Aktivitäten der Energie AG liegt auf Ladelösungen für den Privat- und Businessbereich. Parallel dazu wurde im Berichtszeitraum der gezielte Aufbau von öffentlichen Ladestationen inkl. Betriebsführung und Dienstleistungspaketen mit Standortpartnern wie Gemeinden fortgesetzt.

Im Dezember 2018 erfolgte die Markteinführung einer eigenen Energie AG-Ladekarte, mit welcher in ganz Österreich flächendeckend die Dienstleistung des Ladens von Elektrofahrzeugen an öffentlich zugänglichen Ladepunkten bezogen werden kann. Für das Datenmanagement und die Kundenabrechnung wurde ein dafür erforderliches digitales Ladestations-Verwaltungssystem installiert.