EVN AG steigert mit Einmaleffekten das Ergebnis

Insbesondere wegen Einmaleffekten wuchs der Gewinn des niederösterreichischen Energie- und Umwelttechnikkonzerns EVN im Geschäftsjahr 2020/21 gegenüber 2019/20 um 62,9 % auf rund 325,3 Mio. Euro. Der Umsatz stieg um 13,6 % auf 2,39 Mrd. Euro, das Ergebnis vor Steuern, Zinsen und Abschreibungen (Ebitda) um 41,7 % auf 836,5 Mio. Euro. Das berichteten Vorstandssprecher Stefan Szyszkowitz und der Technische Vorstand der EVN, Franz Mittermayer, bei der Bilanzpressekonferenz ihres Unternehmens am 16. Dezember.

Die Einmaleffekte umfassten ihnen zufolge vorwiegend Einnahmen aus dem im Gange befindlichen Bau einer Kläranlage in Kuwait sowie die Erlöse aus dem per 30. September erfolgten Verkauf des 49-%-Anteils der EVN am Steinkohlekraftwerk Duisburg-Walsum an den Mehrheitseigentümer Steag (wir berichteten).

Positiv auf die Bilanzzahlen wirkten sich laut Szyszkowitz auch die gestiegenen Preise im Energiegroßhandel aus. Er sprach von einer "sehr soliden operativen Performance" der EVN. "Einmal mehr hat sich unser integriertes Geschäftsmodell bewährt." Da die Einnahmen aus dem Projekt in Kuwait und aus dem Verkauf des Anteils an Duisburg-Walsum im kommenden Geschäftsjahr 2021/22 nicht mehr schlagend werden, rechnet die EVN in dieser Hinsicht mit einem Konzernergebnis von etwa 200 bis 240 Mio. Euro. Zum Vergleich: Im Geschäftsjahr 2019/20 hatte sie einen Gewinn von rund 199,8 Mio. Euro verbucht.

Investitionen steigern

Deutlich steigern will die EVN ihre Investitionen. Beliefen sich diese 2019/20 auf etwa 367,9 Mio. Euro und 2020/21 auf 415 Mio. Euro, sollen es künftig bis 2030 bis zu 500 Mio. Euro sein. Die eine Hälfte davon fließt in den Ausbau der Stromnetze ihrer Tochtergesellschaft Netz Niederösterreich, die andere Hälfte in den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien sowie der niederösterreichischen Trinkwasserversorgung. Geplant ist, die Leistung der Windparks von derzeit 394 MW auf etwa 750 MW zu erhöhen. Die Leistung der Photovoltaikanlagen soll von 12 MW auf 300 MW steigen. Erfolgen soll der Ausbau vor allem in Niederösterreich, aber auch in Bulgarien sowie in Nordmazedonien, wo die EVN bereits seit längerer Zeit vertreten ist.

Mittermayer erläuterte, hinsichtlich der PV nutze die EVN in Österreich nicht zuletzt Freiflächen an ihren eigenen Standorten. Im Ausland wiederum sei Nordmazedonien mit rund 280 Sonnentagen pro Jahr "sehr gut geeignet". Weiter verstärkt wird auch das Engagement im Bereich der Strom- und Wärmeversorgung mit Biomasse-Kraft-Wärme-Kopplungen, auf dem sich die EVN als österreichweit führend betrachtet. In der 25.000-Einwohner-Stadt Krems rund 70 Kilometer westlich von Wien begann sie im Herbst mit dem Bau einer Anlage mit 5 MW elektrischer und 15 MW thermischer Leistung. Die Investitionssumme beläuft sich auf rund 40 Mio. Euro.

Warnend fügte Mittermayer hinzu, der Ausbau insbesondere der Windkraft und der PV bedürfe dringend der Erweiterung und Ertüchtigung der Stromnetze, aber auch der Installation sicher verfügbarer Erzeugungskapazitäten. Nur so lasse sich die stark schwankende Stromproduktion mittels erneuerbarer Energien ausgleichen. Besonders gut geeignet wären Mittermayer zufolge schnellstartfähige Gasturbinen. "Dafür brauchen wir allerdings geeignete rechtliche und regulatorische Rahmenbedingungen. Aber diese gibt es leider nicht", konstatierte Szyszkowitz.

Problem Versorgungssicherheit

Kritisch äußerte sich Szyszkowitz auf Anfrage der Redaktion zum neuen Regime für die Bereitstellung der Netzreserve, also der für den stabilen Stromnetzbetrieb benötigten Kraftwerke. Im Rahmen der diesbezüglichen Ausschreibung des Übertragungsnetzbetreibers Austrian Power Grid (APG) erhielt die EVN den Zuschlag zur Vorhaltung ihres Gaskraftwerks Theiß bis einschließlich 30. September kommenden Jahres. Sie kann damit bis zu 470 MW zur Verfügung stellen. Leider sei die Kontrahierung aufgrund eines entsprechenden Verlangens der EU-Kommission nur für ein Jahr erfolgt, obwohl sie für bis zu drei Jahre erfolgen könnte, konstatierte Szyszkowitz: "Auf Basis derartig kurzfristiger Verträge können mittelfristige Investitionen nicht getätigt werden. Und von einer langfristigen Absicherung der Kraftwerke kann keine Rede sein."

Suboptimal war laut Szyszkowitz ferner, dass die EU-Kommission das im Dezember 2020 vom österreichischen Parlament beschlossene neue Netzreserve-Regime erst Ende Juni 2021 genehmigte. Daher konnte die APG die Verträge mit den Kraftwerksbetreibern erst im Spätsommer abschließen. Das Problem: Das alte Netzreserve-Regime lief mit 30. September 2021 aus. Szyszkowitz zufolge wäre es aufgrund dieser Erfahrungen "gut, früher mit den Ausschreibungen der ab 1. Oktober 2022 benötigten Kapazitäten zu beginnen". Immerhin sei sich die Regulierungsbehörde Energie-Control bewusst, "dass das Thema an Bedeutung gewinnt und die Notwendigkeit besteht, die Versorgung mit ruhiger Hand abzusichern".