Vorstoß für Feld-Bewässerung mit Donau-Wasser: Verbund nicht besorgt Verbund betreibt neun
Kraftwerke an der Donau
Der Stromerzeuger Verbund zeigt sich angesichts des Vorstoßes der
Landwirtschaftskammer, die Donau für die Bewässerung von Feldern anzuzapfen, nicht besorgt. Aber: Jeder
Kubikmeter Wasser weniger, bedeute weniger Stromerzeugung, sagte Verbund-Sprecher Florian Seidl im
Ö1-"Mittagsjournal" am Dienstag. Man müsse zuerst darüber sprechen, wie viel und an welcher Stelle Wasser
entnommen werden soll.
Der Verbund betreibt an der Donau neun Wasserkraftwerke, darunter
Freudenau und Greifenstein. In den neun Werken wird so viel Strom erzeugt, wie die heimischen Haushalte
jährlich verbrauchen.
Vom Umweltministerium heißt es, dass es in Österreich sehr strenge
Auflagen gibt. "Es wird auf jeden Fall sehr, sehr genau geprüft werden", betonte Ministeriumssprecherin
Magdalena Rauscher-Weber im ORF-Radio.
Die Landwirtschaftskammer will der Donau Wasser
entnehmen, um damit Obst- und Gemüseplantagen im Umkreis von rund 50 Kilometern des Flusses zu bewässern.
Die Kosten schätzt die Kammer auf rund eine Milliarde Euro, bezahlen soll es der Steuerzahler, schlug
Kammerpräsident Hermann Schultes Dienstagfrüh vor. Zu klären wären zuvor auch die Auswirkungen auf die
Tier- und Pflanzenwelt. Von weniger Wasser wären aber auch die nachfolgenden Länder betroffen, die die
Donau nutzen.
Societe Generale hebt Votum von "Hold" auf "Buy" Kursziel von 17,30 Euro auf 19,90 Euro gestiegen
Die Analysten der Societe Generale (SocGen) haben ihre Kursempfehlung für die Aktien des Verbund
von "Hold" auf "Buy" angehoben. Das Kursziel wurde vom Analysten Lueder Schumacher von 17,30 auf 19,90
Euro angehoben. Am Mittwochvormittag notierten die Papiere des Versorgers an der Wiener Börse um 1,19
Prozent fester bei 17,41 Euro.
Die Experten haben ihre Schätzungen nach den jüngst
veröffentlichten Halbjahreszahlen angepasst, heißt es in der Studie. Zudem wurden die aktuellen
Bewegungen bei Rohstoffpreisen berücksichtigt: So haben die Analysten aufgrund höherer Kohlepreise ihre
Strompreisprognosen nach oben angepasst. Das hebt den Wert für die Sparte "Erneuerbare Erzeugung" und
befördert damit auch das Kursziel nach oben, schreiben die Wertpapierspezialisten.
Beim Gewinn
je Aktie erwarten die SocGen-Analysten 0,89 Euro für 2017, sowie 0,72 bzw. 0,95 Euro für die beiden
Folgejahre. Ihre Dividendenschätzung je Titel beläuft sich auf 0,36 Euro für 2017, sowie 0,33 bzw. 0,43
Euro für 2018 bzw. 2019.
Verbund kauft Deutsche aus Aquanto-Joint Venture aus Geht von 50 auf 100 Prozent
Die
börsennotierte österreichische Verbund AG plant, ihren bisherigen Hälfteanteil an der deutschen Aquanto
GmbH auf 100 Prozent zu erhöhen. Das wurde der Wettbewerbsbehörde angezeigt. Aquanto entstand 2014
als 50:50-Joint-Venture des österreichischen Verbund-Konzerns mit der deutschen EnBW. Aquanto sieht sich
als Energiewirtschaftsdienstleister, unter anderem für Lösungen zur Senkung des Energieverbrauchs. Die
Palette beispielsweise für Stadtwerkskunden umfasst nach Firmenangaben auch Themen wie Smart Home oder
intelligente Straßenbeleuchtung.
Der Stromverbrauch von E-Autos lässt sich zwar
nicht bis auf die letzte Kommastelle bestimmen, weil Außentemperatur, Fahrverhalten und Fahren in der
Stadt oder am Land eine große Rolle spielen. Es gibt aber Bandbreiten, die für eine Einschätzung des
Verbrauchs herangezogen werden. Ausgangspunkt ist der Fahrzeugbestand in Österreich von 4,75 Millionen
Pkw und eine durchschnittliche tägliche Fahrleistung von 35 Kilometern.
Zusatz-Strombedarf:
Werden alle Pkw in Österreich durch E-Fahrzeuge ersetzt, braucht man rund neun Terawattstunden Strom,
schätzen die Experten des heimischen Verbund-Konzerns. Der Klima- und Energiefonds geht von 13
Terawattstunden Zusatzverbrauch aus. Zum Vergleich: Österreich verbraucht derzeit 70 Terawattstunden
Strom im Jahr.
Erneuerbarer Strom: Österreich will den Strom für die E-Autos aus
umweltfreundlichen Kraftwerken decken, also aus Wasserkraft, Sonne oder Wind. Für die Gesamtumstellung
auf E-Autos würden neun Donaukraftwerke á la Ybbs/Persenbeug benötigt oder 700 zusätzliche Windräder.
Realistisch ist ein Mix aus Wasser-, Wind- und Sonnenenergie. Zudem stehen aktuell Kraftwerke wie etwa
das Gaskraftwerk Mellach ungenützt herum.
Aufgrund der geringen Steigerungsraten im Anteil von E-Autos ist der Mehrverbrauch für Österreich
verschwindend gering und kaum der Rede wert. Der geht quasi im statistischen Grundrauschen unter.
Übrigens fahre ich schon viele Monate von der Energie her völlig gratis ein gutes E-Auto. Der
Strom ist in Österreich noch weitgehend kostenlos. Und selbst gegen Bezahlung würde man nur 3 Euro auf
100 Kilometer brauchen, da die E-Autos sehr effizient sind (wenn es nicht gerade ein Tesla X
Schlachtschiff für 7 Personen ist).
>Aufgrund der geringen Steigerungsraten im Anteil von E-Autos >ist der Mehrverbrauch für
Österreich verschwindend gering und >kaum der Rede wert. Der geht quasi im statistischen >Grundrauschen unter.
Klar. Aber interessant um welche Werte es insgesamt geht.
>Übrigens fahre ich schon viele Monate von der Energie her >völlig gratis ein
gutes E-Auto. Der Strom ist in Österreich >noch weitgehend kostenlos.
>Klar. Aber interessant um welche Werte es insgesamt geht.
Langfristig könnte der
Stromverbrauch wegen der E-Autos um 15% steigen. Doch das ist nur rechnerisch, in Wirklichkeit wird ja im
Gegenzug auch weniger Strom verbraucht für die Benzinerzeugung etc. Die Leute werden zudem
motiviert, mehr Solaranlagen aufs Dach zu schrauben, und die Windenergie kann mit Hilfe von Akkus auch
besser genutzt werden. Da gibt es noch viele Argumente, warum die paar E-Autos Wurst sind für den
Verbrauch, aber ich bin da kein Fachmann. Wer etwas von nötigen Atomkraftwerken faselt, hat noch
weniger Ahnung.
>Gratis Tankstelle vor der Haustür?
Brauch ich nicht vor der
Haustür. Es genügt eine beim Frühstückskaffeehaus. Einige Regionen (Mostviertel) haben in fast jedem Dorf
eine nagelneue Gratisladesäule, meist wunderschön platziert. Im Weinviertel muss man derzeit noch genauer
schauen, aber es reicht zum kostenlosen Spazieren Fahren. Sehr cool ist der Neusiedler See. Das In-Lokal
"das Fritz" hat direkt am Strand mehrere Gratissäulen (für alle, ohne Konsumationszwang, keine
Eintrittsgebühr, keine Parkgebühr).
Sichere Strom-Versorgung: Geld und weiter kalorische Kraftwerke nötig Verbund-Chef: Blackout könne
viel teurer sein als zu investieren - Netzbetreiber APG: System ist in Schieflage, täglich ein Balanceakt
- UBA: 2025 hohe Deckungslücke ohne thermische Anlagen
Der Aufrechterhaltung der in Österreich
im internationalen Vergleich sehr hohen Strom-Versorgungssicherheit erfordert massive Investitionen in
die Netze, aber auch den Erhalt thermischer Kraftwerke, die das volatile Aufkommen von Wind- oder
Solarstrom ausgleichen können. Dies betonten am Donnerstag Spitzenvertreter der E-Wirtschaft und andere
Energieexperten.
"Der Wille zum investieren ist da. Wir können uns keine weiteren
Verzögerungen leisten, auch bei den Übertragungsnetzen nicht. Ein Strom-Blackout wäre womöglich noch viel
teurer", sagte Verbund-Generaldirektor Wolfgang Anzengruber in einer Diskussion. Die von der Strombranche
geplanten Projekte müsse man "zulassen", das erfordere aber auch entsprechende wirtschaftliche
Rahmenbedingungen: "Würden wir unwirtschaftliche Kraftwerke bauen, gingen wir ins Gefängnis."
Bis 2030 will die Strombranche 50 Mrd. Euro investieren, darunter 35 Mrd. Euro in Netzausbau samt Smart
Meter und 15 Mrd. Euro in den Ausbau Erneuerbarer (Wasserkraft, Wind, PV), davon 9 Mrd. in Anlagen und 6
Mrd. Euro in Stromspeicher.
Der Zug in Richtung Umsetzung der Energiewende fahre, doch gehe
damit gesicherte fossile Leistung aus dem Stromsystem verloren, "die müssen wir ausgleichen", so
Anzengruber beim Verbund-Energiefrühstück. Im Osten des Landes, etwa im Raum Wien, gebe es keine
Stromspeicher. Das System sei "immer wieder an der Grenze der Belastungsfähigkeit", warnte er.
Deutschland und Österreich seien jetzt "im Wahlkampfmodus": Auf die neuen Regierungen der beiden Länder
kämen Aufgaben zu, um die - gefährdete - Sicherheit weiter aufrechtzuerhalten, so Anzengruber: "Wir
brauchen rasch Maßnahmen."
"Ohne die thermischen Kraftwerke geht es derzeit nicht", betonte
Gerhard Christiner, technischer Vorstandsdirektor der Verbund-Übertragungsnetz-Tochter Austrian Power
Grid (APG). An sich gebe es im Raum Deutschland und Österreich Stromüberschüsse, aber wenn es kalt sei,
wenig Wind wehe und die Wasserkraftspeicher leer seien wie heuer zu Jahresanfang, "kann es schon einmal
eng werden, das haben wir sehr markant gesehen". Es fehle in Österreich und Europa wesentliche Leistung,
um das System in Summe sicher zu gestalten: "Das System ist in einer Schieflage. Der Kunde kriegt das
nicht mit. Das ist jeden Tag ein Balanceakt", so Christiner. Heuer habe es von rund 250 Tagen nur 36
gegeben, an denen die APG nicht in den Markt eingreifen musste. Auch in den letzten Wochen, im Sommer,
habe man thermisches Potenzial genutzt. "Gelingt uns der Netzausbau nicht, brauchen wir auch in den
nächsten fünf Jahren die kalorischen Kraftwerke", so der APG-Vorstand.
Laut
Umweltbundesamt-Geschäftsführer Georg Rebernig könnte es im österreichischen Stromnetz eine erhebliche
Deckungslücke geben, wenn etwa ein großes kalorisches Kraftwerk aus Kostengründen - weil es unrentabel
ist - vom Netz genommen werde. Bereits ohne Anlagenschließung sei in zehn Jahren mit einer Lücke von
2.980 MW Leistung zu rechnen, falle aber eine 700-MW-Anlage weg, so würde die Lücke 5.583 MW betragen und
beim Wegfall von 1.100 MW Kraftwerksleistung sogar 7.241 MW, denn das Delta wachse im Vergleich zur
fehlenden Erzeugung überproportional an.
Kritisch wären dann vor allem Wintermonate, wobei die
Deckungslücke auch die maximale Strom-Importleistung übersteigen könnte. Würde man etwa 1.100 MW vom Netz
nehmen, könnte es im Jahr 2025 in Summe beinahe 1.000 Stunden Deckungslücke geben, also rund 40 Tage,
sagte Rebernig. Deshalb seien ausreichende Kapazitäten an (Gasturbinen-) Kraftwerken nötig - eine
Aussage, durch die sich APG-Vorstand Christiner bestätigt sieht. "Fiele uns Gas auch noch weg, hätten wir
ein wirkliches Thema", verwies der Umweltbundesamt-Geschäftsführer auf die Situation im heurigen Jänner,
als Österreichs Stromversorgung zwei Wochen lang nur mit Hilfe von Importen aufrechterhalten werden
konnte. "Auch die Kohle spielt in unsrer Erzeugung noch eine Rolle", so Rebernig, und die Speicher seien
heuer bis April praktisch leer gewesen.
Im Jänner musste am schwierigsten Tag bei nur 8,3 GW
verfügbarer Kraftwerksleistung die Differenz auf die Last von 11 GW durch Importe gedeckt werden. Denn
neben den 4 GW Erneuerbaren waren nur 4 GW thermisch verfügbar, also aus kalorischen Kraftwerken, hatte
die E-Control Anfang März erläutert und einen Erhalt der kalorischen Anlagen als unverzichtbar
bezeichnet.
Weil mit Gas - und auch Kohle - betriebene Anlagen "für unsere Erzeugung klar
erforderlich sind", wie Rebernig sagte, was ja auch im Konflikt mit der bis 2050 geplanten
Dekarbonisierung stehe, müsse ein ganz wesentlicher Beitrag vom Energiesparen und einer höheren
Energieeffizienz kommen. "Der Energieverbrauch insgesamt muss grob fast auf die Hälfte heruntergehen -
nicht bei Strom, sondern bei Energie insgesamt." Außerdem gehe es um Speicher, Wasserstoff- und
Methan-Technologien, aber auch die Sektorkopplung Richtung Mobilität, Industriewärme und die Industrie
insgesamt.
Bereits ohne Anlagenschließung sei in zehn Jahren mit einer Lücke von 2.980 MW Leistung zu rechnen,
falle aber eine 700-MW-Anlage weg, so würde die Lücke 5.583 MW betragen und beim Wegfall von 1.100 MW
Kraftwerksleistung sogar 7.241 MW, denn das Delta wachse im Vergleich zur fehlenden Erzeugung
überproportional an.
Das verstehe ich nicht. Warum steigt die Deckungslücke um mehr als
die weggefallene Erzeugungskapazität an?
>Bereits ohne Anlagenschließung sei in zehn Jahren mit >einer Lücke von 2.980 MW Leistung
zu rechnen, falle aber eine >700-MW-Anlage weg, so würde die Lücke 5.583 MW betragen und >beim Wegfall von 1.100 MW Kraftwerksleistung sogar 7.241 MW, >denn das Delta wachse im
Vergleich zur fehlenden Erzeugung >überproportional an. > >Das verstehe ich
nicht. Warum steigt die Deckungslücke um mehr >als die weggefallene Erzeugungskapazität an?
Ich vermute es hängt mit der Phasenregelung zusammen (Blindleistung, Wirkleistung)
Allerdings kann Blindleistung nicht über sehr große Entfernungen transportiert werden – im
HöS-Netz geht man von ca. 100 km aus –, wohingegen die Wirkleistungserzeugung nahezu ortsunabhängig
ist. In dieser Hinsicht kommt es schon heute in einigen Regionen zu Engpässen in der
Blindleistungsversorgung.
Verbund-Chef: Höherer CO2-Preis nur bei Schulterschluss Paris-Berlin Anzengruber: Preislich derzeit
kein Anreiz zur Vermeidung von Emissionen - "Industrie ruft aber nicht nach neuen Steuern"
Aus
Sicht von Verbund-Generaldirektor Wolfgang Anzengruber können in Europa die Preise für den CO2-Ausstoß
nur im Falle eines Schulterschlusses zwischen Frankreich und Deutschland so stark steigen, dass sie zu
einer CO2-Vermeidung führen. Präsident Emmanuel Macron hatte jüngst 25 bis 30 Euro je Tonne als Minimum
verlangt.
Wesentlich werde sein, wie sich Deutschland dazu verhalte, meinte Anzengruber am
Mittwoch vor Beginn der Verbund-Tagung "energy2050" in Fuschl (Salzburg) in einem Pressegespräch.
Bei einem CO2-Preis von zuletzt 7 Euro/t gebe es keinen Anreiz, solche Emissionen zu vermeiden.
Bei einer Verteuerung dieses Kostenfaktors sollte aber auch auf die Industrie und den Verkehr Bedacht
genommen werden, so Anzengruber, denn "wir, die Industrie, rufen nicht nach einer neuen Steuer". Es müsse
sich also um eine wettbewerbsorientierte Vorgangsweise handeln und "kein
Industrievertreibungsprogramm".
Für einen Fuel-Switch von Kohle- zu Gaskraftwerken wäre
allerdings ein CO2-Preis von 30 bis 40 Euro/t nötig - und um auch aus dem Gas herauszugehen, müsste der
Preis noch höher sein, meinte der Verbund-Chef.
Angehoben werden könnte der Preis durch eine
Herausnahme der Gratiszertifikate aus dem Emissionshandelssystem - oder durch einen festgelegten
Mindestpreis, wie ihn zum Beispiel Großbritannien (mit rund 30 Euro) habe oder jetzt, erwartungsgemäß,
Macron gefordert habe. Ein Eliminieren der kostenlosen Verschmutzungsrechte aus dem ETS würde wohl zu
lange dauern, meinte Anzengruber, außerdem wollten das etliche Länder nicht.
TU-Professor: Stromnetzkosten müssen gerecht verteilt werden Erzeuger sollten mitzahlen - Künstliche
Kapazitätsmärkte absurd: Ausgleichsenergie müsste teuer genug sein - Drosseln von Stromflüssen an
Landesgrenzen problematisch
Im künftig veränderten Stromsystem mit vielen dezentralen
Einspeisungen sollten die Netzkosten gerechter verteilt werden, also auch die Erzeuger wegen ihren
Einspeisungen entsprechend mitzahlen. Dafür plädierte am Donnerstag bei der Verbund-Tagung "energy2050"
in Fuschl (Salzburg) der deutsche Energieexperte Klaus-Dieter Maubach, Professor an der TU Clausthal in
Niedersachsen.
Im Norden Deutschlands etwa seien die Windkraftanlagen zu 90 Prozent der
Treiber für die Kosten der 110-kV-Leitungen. Da diese Kosten nicht von den Kunden, sondern den
Einspeisern verursacht würden, "müssen wir über ein neues System Kostenverteilung der Kostenverteilung
nachdenken", so Maubach: "Die Erzeuger werden sich an den Netzkosten beteiligen müssen." Das gelte für
alle Arten der Stromerzeugung, also nicht nur für erneuerbare Energien. Das tradierte System, die Kosten
top-down weiterzureichen, werde künftig jedenfalls nicht mehr funktionieren.
Auch an
Kapazitätsmärkten stößt sich der TU-Professor, wenn es um den Weg zur geplanten EU-Energieunion geht.
Wenn man den Ausgleichsenergiepreis nur hoch genug ansetze, also richtig nach oben nehme, dann müsse man
gar nicht künstlich derartige Märkte "schaffen" - die nur deshalb nicht automatisch zustande kämen, weil
die Nachfrager fehlen würden. Nachfrage dafür würde dann entstehen, wenn die Stromlieferanten die volle
Verantwortung für die Versorgungssicherheit übernehmen müssten. Derzeit sei diese Verantwortung auf die
Netzbetreiber überwälzt. Sei der Ausgleichsenergiepreis hoch genug "wird jeder anfangen, sich Kapazitäten
zu kaufen, um die Versorgungssicherheit garantieren zu können", so Maubach.
Dass an der Grenze
zu Polen Transformatoren aufgestellt werden, um den Zufluss von norddeutschem Windstrom zu verhindern,
nannte der Energieexperte "eine problematische Entwicklung". Der TU-Professor sagte, er stimme der
EU-Kommission zu, dass Strompreiszonen die wirtschaftliche Situation möglichst akkurat widerspiegeln
sollten, wie dies zuvor Stefan Moser von der Generaldirektion Energie erklärt hatte.
In
Brüssel habe man kein Interesse an der Aufspaltung der deutsch-österreichischen Strompreiszone, "aber
Deutschland will nicht zwei Zonen in sich haben", hatte Moser gesagt. Auch nach Meinung Maubachs ist es
allerdings "ein politisches No-Go", zwei Preiszonen im Land zu haben.
Zum Thema
Kapazitätsmärkte hatte der EU-Experte Moser gemeint, die Brüsseler Kommission strebe eine Abkehr von
derartigen nationalen Märkten und nationalen Reserven an. Nötig sei vielmehr eine grenzüberschreitende
Analyse der Kapazitäten.
Societe Generale hebt Kursziel von 19,9 auf 24,7 Euro - Buy Mit steigenden Strompreisen höheres
Kursziel möglich
Die Analysten der Societe Generale (SocGen) haben ihr Kursziel für die Aktien
des heimischen Stromversorgers Verbund von 19,90 auf 24,70 Euro angehoben. Die Kaufempfehlung "Buy" wurde
vom Analysten Lueder Schumacher beibehalten. Am Mittwochvormittag notierten die Papiere des Versorgers an
der Wiener Börse um 0,05 Prozent fester bei 20,35 Euro.
Die Antriebskraft für Verbund seien
vor allem deutsche Strompreise, hieß es in der jüngsten Studie der SocGen. Diese seien heuer überwiegend
gestiegen. Das aktuelle Kursziel basiert auf der Annahme von einem Strompreis in Deutschland bei 35
Euro/MWh. Sollte jener auf 40 Euro/MWh steigen, wäre ein Kursziel von 27,80 Euro möglich und bei 50
Euro/MWh sehen die Experten sogar ein Kurziel bei 34,10 Euro, konstatiert Schumacher.
Beim
Gewinn je Aktie erwarten die Analysten der französischen Großbank 0,90 Euro für 2017, sowie 0,79 bzw.
1,02 Euro für die beiden Folgejahre. Ihre Dividendenschätzung je Titel beläuft sich auf 0,36 Euro für
2017, sowie 0,36 bzw. 0,46 Euro für 2018 bzw. 2019.
„Herwart“ hat in Deutschland für extreme Turbulenzen gesorgt. Jetzt wird jedoch offenbar, dass das
Sturmtief am Wochenende nicht nur Bäume entwurzelt, Dächer abgedeckt und die Bahn lahmgelegt hat. Die
Orkanböen mit Geschwindigkeiten von bis zu 140 Kilometern pro Stunde über Deutschland sorgten auch für
Chaos am deutschen Energiemarkt.
Denn „Herwart“ sorgte für extrem viel Wind. Viel Wind, der
wiederum so viel Energie erzeugte, dass der Strompreis geradezu kollabierte. Binnen Minuten drehten an
der Energiebörse EEX die Preise für Elektrizität ins Minus, der Markt stand Kopf. Wer seinen Strom
verkaufte, musste seinen Abnehmern plötzlich Geld bezahlen. In der Spitze rutschte der Preis auf minus
83,06 Euro pro Megawattstunde. Im Durchschnitt lag der Preis bei minus 52,11 Euro, so tief wie seit
Weihnachten 2012 nicht mehr. Zu „normalen“ Zeiten wird der Strom für rund 37 Euro pro Megawattstunde
gehandelt – plus 37 Euro.
Deutsche Bank bleibt vor Zahlenvorlage bei "Hold" Kursziel bei 18,00 Euro - Analysten
prognostizieren Ergebnisrückgang nach neun Monaten
Die Analysten der Deutsche Bank haben ihre
Anlageempfehlung "Hold" für die Aktien des Stromkonzerns Verbund vor der Zahlenvorlage am 8. November
bestätigt. Das Kursziel bleibt ebenfalls unverändert bei 18,00 Euro. Zuletzt war es im Juli von 14,50
Euro angehoben worden.
Beim bereinigten Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen
(Ebitda) erwarten die Analysten Martin Brough, Duncan Scott und James Brand für die ersten neun Monate
des Geschäftsjahres 2017 einen Rückgang von acht Prozent auf 644 Mio. Euro. Der Rückgang sei auf ein
schlechteres Umfeld im Bereich Wasserkraft zurückzuführen, heißt es in der Studie vom Freitag.
Unterstützend könnten jedoch steigende Strompreise in Mitteleuropa und international höhere Kohlepreise
wirken.
Für das Gesamtjahr erwarten die Analysten Ergebnisse im Einklang mit dem aktuellen
Ausblick des Unternehmens. Den bereinigten Gewinn je Aktie prognostizieren sie mit 0,86 Euro.
Analysten erwarten Ergebniseinbruch wegen Einmaleffekts Umsatz im dritten Quartal stabil gesehen.
Analysten erwarten für die am Mittwoch anstehenden Drittquartalszahlen des Verbund stabile
Umsätze und ein bedingt durch Einmaleffekte fast halbiertes Ergebnis. Das Mittel der Prognosen der
Deutschen Bank, der Erste Group und der Raiffeisen Centrobank (RCB) für den Umsatz des Stromerzeugers
liegt bei 666,2 Mio. Euro. Gegenüber dem dritten Quartal 2016 wäre das ein kleines Plus von einem
Prozent.
Der Schnitt der Schätzungen für das Betriebsergebnis nach Abschreibungen (EBITDA)
liegt bei 244,0 Mio. Euro und damit 32 Prozent unter dem Vergleichsquartal des Vorjahres. Das operative
Ergebnis (EBIT) wird im Mittel 42 Prozent tiefer bei 160,9 Mio. gesehen. Unterm Strich rechnen die
Analysten im Mittel mit einem Konzernergebnis nach Minderheiten von 101,2 Mio. Euro - das wäre ein
Rückgang um 46 Prozent.
Maßgeblich für das starke Minus zum Vorjahr sind laut den
Erste-Analysten positive Einmal-Effekte in Höhe von 118 Mio. Euro, die im dritten Quartal 2016 verbucht
wurden. Der Ausblick für das Gesamtjahr 2017 sollte aber nach Einschätzung der Erste-Experten bestätigt
oder sogar leicht angehoben werden.
Verbund - Analystenprognosen für das dritte Quartal 2017
(in Mio. Euro):
Verbund nach 3 Quartalen: Gewinn sank, Jahresprognose leicht erhöht Konzernergebnis nach drei
Quartalen wegen Einmaleffekten und niedrigerer Wasserführung um ein Fünftel auf 269,5 Mio. Euro gesunken
- Für 2017 nun 320 (300) Mio Euro Konzernergebnis erwartet
Der Stromkonzern Verbund hat in den
ersten drei Quartalen wegen des Wegfalls von positiven Einmaleffekten aus dem Vorjahr sowie der
geringeren Wasserführung weniger Gewinn erzielt. Die Prognose für das Gesamtjahr wird leicht
angehoben.
Operativ fiel das EBITDA um 18,1 Prozent auf 663,5 Mio. Euro. Das Konzernergebnis
sank gegenüber dem Vorjahreszeitraum um ein Fünftel (minus 20,7 Prozent) auf 269,5 Mio. Euro, teilte der
Verbund am Mittwoch mit. Bereinigt um Einmaleffekte verringerte sich das EBITDA moderater um 5,0 Prozent
auf 663,5 Mio. Euro, das bereinigte Konzernergebnis sank um 8,8 Prozent auf 252,1 Mio. Euro. Der Umsatz
stieg um 1,8 Prozent auf 2,17 Mrd. Euro.
Das rückläufige Ergebnis in den ersten drei Quartalen
führt der Verbund insbesondere auf das deutlich schwächere Ergebnis im Segment Netz und die
unterdurchschnittliche Wasserführung zurück. Die Wasserführung der Flüsse lag mit einem
Erzeugungskoeffizienten von 0,94 um 7 Prozentpunkte unter dem Wert des Vorjahreszeitraums und um 6
Prozent unter dem langjährigen Durchschnitt. Die Erzeugung aus Wasserkraft sank um 1.360 GWh. Insgesamt
war die Eigenerzeugung mit 24.785 GWh um 1,2 Prozent niedriger als im Vergleichszeitraum des Vorjahrs.
Bei der thermischen Erzeugung konnten höhere Deckungsbeiträge aus dem Engpassmanagementeinsatz
des Gaskraftwerks Mellach erzielt werden, das EBITDA sei aber dennoch gesunken, weil das
Vorjahresergebnis von sonstigen betrieblichen Erträgen aus der Bereinigung offener Themen zwischen
Verbund und EconGas GmbH geprägt war. Positiv auf das Ergebnis wirkten höhere Beiträge aus den
Flexibilitätsprodukten, die Maßnahmen der thermischen Restrukturierung sowie der Kostensenkungs- und
Effizienzsteigerungsprogramme.
Für das Gesamtjahr erwartet der Verbund auf Basis einer
durchschnittlichen Wasserführung und eines durchschnittlichen Winddargebots im vierten Quartal
unverändert ein EBITDA von rund 830 Mio. Euro. Die Prognose für das (unbereinigte) Konzernergebnis wird
angehoben: Der Verbund rechnet aufgrund der im dritten Quartal berücksichtigten Einmaleffekte im
thermischen Bereich nun mit 320 Mio. Euro, zuvor waren rund 300 Mio. Euro erwartet worden. Die geplante
Ausschüttungsquote für 2017 wird weiterhin mit 40 bis 45 Prozent des um Einmaleffekte bereinigten
Konzernergebnisses in Höhe von rund 300 Mio. Euro erwartet.
Verbund erzeugte in den ersten drei Quartalen etwas weniger Strom Schwache Wasserführung der Flüsse
drückte Wasserkrafterzeugung um 5,7 Prozent - Preiserholung am Energiemarkt
Der Verbund hat in
den ersten drei Quartalen 2017 insgesamt um 1,2 Prozent weniger Strom erzeugt. Wegen der schwachen
Wasserführung der Flüsse ging die Erzeugung aus Wasserkraft zurück. Zugelegt haben die Stromproduktion
aus Wind und Sonne sowie die thermische Erzeugung. Am Energiemarkt habe sich im dritten Quartal eine
Preiserholung gezeigt, teilte der Verbund am Mittwoch mit.
Die Stromgroßhandelspreise an der
Strombörse EEX seien in den vergangenen Monaten insbesondere aufgrund gestiegener Steinkohle- und
CO2-Preise gestiegen. Dabei hätten die höheren Kohleimporte Chinas und die aktuell diskutierte Reform des
Emissionshandelssystems zu einer höheren CO2-Preiserwartung geführt.
Der Verbund fokussiere
sich in seiner Strategie auf die Kernmärkte in Österreich und Deutschland. Mit Grünstrom- und
Flexibilitätsprodukten auf Basis des flexibel einsetzbaren Kraftwerksparks mit Pump-, Speicherkraftwerken
und dem Gas-Kombikraftwerk im steirischen Mellach leiste der Verbund einen wichtigen Beitrag, um die
steigenden Volatilitäten im Netz auszugleichen und die Versorgungssicherheit in Österreich zu
gewährleisten.
Die Eigenerzeugung des Verbund ging in den ersten drei Quartalen insgesamt um
1,2 Prozent auf 24.785 Gigawattstunden (GWh) zurück. Dabei gab es bei der Wasserkraft einen Rückgang um
1.360 GWh bzw. 5,7 Prozent auf 22.437 GWh, geht aus dem Quartalsbericht hervor. Der Erzeugungskoeffizient
der Laufwasserkraftwerke lag mit 0,94 um 7 Prozentpunkte unter dem Vergleichswert des Vorjahres und um 6
Prozent unter dem langjährigen Durchschnitt. Die Windkraft- und Photovoltaikanlagen erzeugten mit 680 GWh
um 16,4 Prozent mehr Strom, vor allem wegen des höheren Windaufkommens in Rumänien.
Die
Erzeugung aus Wärmekraft stieg um 960 auf 1.667 GWh. Das Gaskraftwerk Mellach produzierte - bedingt durch
den im Vergleich zum Vorjahr erhöhten Einsatz für das Engpassmanagement zur Stabilisierung der Stromnetze
- um 892 GWh mehr Strom. Mit dem deutschen Übertragungsnetzbetreiber TenneT sei eine Linie des
Gas-Kombikraftwerks Mellach zur Deckung des Reservekraftwerksbedarfs für den Winter 2017/18 kontrahiert
worden, heißt es im Zwischenbericht. Darüber hinaus stellten die kürzlich beschlossene Ökostrom- und
ElWOG-Novelle einen wichtigen ersten Schritt dar, um die Einführung einer langfristigen Netzreserve zur
Stabilisierung der Netze zu ermöglichen.
Der Stromabsatz stieg um 3,8 Prozent auf 44.161 GWh.
Die Zahl der Privatkunden betrug per Ende September 428.000. Der durchschnittliche
betriebswirtschaftliche Personalstand betrug 2.829 Mitarbeiter, ein Minus von 3,6 Prozent. Der
Nettoverschuldungsgrad lag per Ende September 2017 bei 52,7 Prozent, nach 58,3 Prozent zu Jahresende
2016.
Ergebnis für das 3. Quartal 2017 leicht über den Erwartungen
Das Verbund-Ergebnis für das 3.
Quartal zeigte im Vergleich zur Vorjahresperiode einen leichten Rückgang des bereinigten EBITDA von -0,2%
auf EUR 247,6 Mio. und lag damit 3,6% über dem Konsensus. Positiv wirkten die abermals gestiegenen Erlöse
aus Flexibilitätsprodukten, insbesondere aus dem Engpassmanagement und die Auswirkungen der
Kostensenkungs- und Effizienzsteigerungsprogramme der letzten Jahre. Das EBIT lag im 3. Quartal
dank einer Wertaufholung von EUR 23 Mio. im Gas-Kombikraftwerk Mellach mit EUR 186,2 Mio. (-32% im
Vergleich zum Vorjahresquartal) rd. 19% über dem Konsensus. Die Wasserführung lag in den Quartalen
1–3/2017 um 6% unter dem langjährigen Durchschnitt, im 3. Quartal mit einem Erzeugungskoeffizienten von
1,07 jedoch darüber (3Q16: 1,05). Ergebnisausblick für 2017 aufgrund der im Quartal 3/2017
berücksichtigten Einmaleffekte im thermischen Bereich angepasst: EBITDA unverändert rd. EUR 830 Mio.,
Konzernergebnis rd. EUR 320 Mio. (angehoben von ursprünglich EUR 300 Mio.), bereinigtes Konzernergebnis
rund EUR 300 Mio.. Die Dividendenauszahlungsquote von 40-45% wurde bestätigt.
Ausblick
Die Q3-Zahlen liegen im Großen und Ganzen, abgesehen von dem Einmaleffekt aus einer Wertaufholung
im Gas-Kombikraftwerk Mellach im Rahmen unserer Erwartungen. Wir bleiben bei unserer Halten- Empfehlung,
da die Bewertung auf Sicht der kommenden 2 Jahre nicht mehr günstig erscheint.
Anzengruber: Speicher werden Gamechanger der nächsten Jahrzehnte AR-Chef Roiss: Solar und Wind schon
beinahe marktfähig, bei Batterien wird es noch dauern - Verbund-CEO: Europa könnte bei Digitalisierung
der Energiewirtschaft führende Rolle spielen
Bei der Entwicklung im Bereich der erneuerbaren
Energien droht Europa ins Hintertreffen zu geraten. "Das Thema Photovoltaik ist von China und Südostasien
besetzt, bei der Speichertechnologie sind die USA vorne", sagte Verbund-Generaldirektor Wolfgang
Anzengruber am Montag bei einem Pressegespräch. Wo Europa noch eine Chance habe vorne mitzuspielen, sei
die Digitalisierung der Energieversorgung.
"Wo wir heute noch vorne sind, das ist die
Versorgungsqualität, da ist Europa sicher Spitze in der Welt." Im Bereich der Energieeffizienz und
Integration der verschiedenen Systeme könnte Europa eine führende Rolle spielen, "da ist das Feld noch
offen, da können wir jetzt auch reingehen. Digitalisierung wäre so eine Chance, in diese Integration
reinzukommen", sagte Anzengruber im Vorfeld der Präsentation des "World Energy Outlook" der
Internationalen Energieagentur (IEA).
Hier sieht Anzengruber in der Zukunft auch eine Chance
für den Verbund. "Eines, was wir sehr gut können: Wir können Energiesysteme gut managen. Da haben wir
sehr viel Wissen und Erfahrung." Man werde auch in Österreich mit Pumpspeichern alleine nicht auskommen,
sondern auch andere Energiespeicher brauchen, etwa für die Elektromobilität. Diese Lösungen "kann man
dann über das Land hinaus skalieren", und zwar nicht nur in Europa, sondern auch global.
Speicher seien überhaupt das "Missing Link" für den Durchbruch der erneuerbaren Energien, sagte
Verbund-Aufsichtsratschef Gerhard Roiss. Bei Windkraft sei man im Offshore-Bereich schon marktfähig,
vereinzelt auch bei Onshore-Projekten. "Mit den preiswerten Solarpanelen aus China sind wir auch sehr
nahe daran, marktfähig zu sein." Der "Pferdefuß" sei aber die Tatsache, dass man mit Öl, Kohle oder Gas
dann produzieren könne, wenn Strom benötigt werde, während etwa ein Flusskraftwerk die gleiche Leistung
tagein, tagaus erbringe.
China habe bewusst die strategische Entscheidung für Solarpanele und
Elektromobilität getroffen und sich damit eine Vorreiterrolle gesichert, erklärte Roiss. Die Bedeutung
der Elektromobilität könne man ermessen, wenn man sich vor Augen halte, dass etwa in den USA 28 Prozent
des Energiebedarfs vom Verkehr verursacht würden. Daher würden die Batterien als Kostenfaktor eine große
Rolle spielen. "Da ist viel passiert in den letzten Jahren. Die Lithium-Ionen-Batterie wird allmählich
wettbewerbsfähig, aber den Durchbruch erreichen Sie mit Lithium-Ionen nicht." Man werde Speicher "nicht
nur im Auto, sondern auch im Keller" brauchen. Während aber Solar und Wind nahe an der Marktreife seien,
sei man bei den Batterien noch weiter davon entfernt.
"Die Speicherkapazitäten werden der
Gamechanger der nächsten Jahre und Jahrzehnte sein", sagte Anzengruber. Man erlebe dort derzeit eine
enorme Kostendegression. "Wir erleben dort etwas Ähnliches wie wir es in der Mikroelektronik bei den
Speicherchips gesehen haben: Die Leistungen und Speicherkapazitäten verdoppeln sich, die Preise halbieren
sich."
Beim Thema Mobilität dürfte der Trend zum Elektroauto nicht mehr zu stoppen sein, sind
sich die Energiemanager einig. Wasserstoff könnte wegen der höheren Energiedichte vielleicht bei Lkw oder
im Schiffsverkehr eine Rolle spielen, aber bei Pkw hätten die Elektrofahrzeuge klar die Nase vorn. Das
liege auch daran, dass sich der riesige Markt China entschieden habe, auf Elektromobilität zu setzen "und
nicht dort, wo andere schon seit Jahrzehnten forschen", sagte Roiss.
Österreichs größter Energiekonzern Verbund hofft
auch in den kommenden Jahren auf stabile Einnahmen aus dem Geschäft mit der Stabilisierung des deutschen
Stromnetzes.
Trotz der 2018 geplanten Begrenzung des Stromverkaufs zwischen Deutschland und
Österreich werde das millionenschwere Geschäft mit dem Ausgleich und der Stabilisierung der Netze nicht
deutlich zurückgehen, kündigte Verbund-Finanzchef Peter Kollmann am Dienstag in einem Interview mit der
Nachrichtenagentur Reuters an. Begründet wurde dies von dem ehemaligen Merril-Lynch-Banker mit den
fehlenden Leitungen in Deutschland, um den Windstrom vom Norden des Landes in den Süden zu
transportieren. "Viele rechnen damit, dass es bis zu zehn Jahre dauern wird, dass die Netze in
Deutschland auf eine Art und Weise synchronisiert sind, dass sie mit der enormen Produktion im Norden und
der starken Nachfrage im Süden umgehen können", sagte Kollmann.
Verbund-Chef erhofft bald neue Kraftwerks-Kontrahierungsverträge Zunächst bis über Sommer 2018, dann
aber mehrjährige Lösung - Kritik an Grenz-Engpass ab Oktober: Höhere Austro-Strompreise kommen -Deutsches
Braunkohle-Aus würde Preisniveau steigen lassen
Verbund-Chef Wolfgang Anzengruber erhofft sich
möglichst rasch neue Verträge für den Abruf kalorischer Kraftwerksleistung zur Stromnetz-Stabilisierung.
Bis Weihnachten sollte zumindest ein Modus bis über den Sommer fixiert werden, bis zum ersten Quartal
oder dem ersten Halbjahr 2018 aber eine mehrjährige Kontrahierung stehen, sonst würden kalorische Blöcke
geschlossen, sagte Anzengruber am Montag.
Der jetzige Vertrag zum Abruf kalorischer
Stromleistung, auch aus dem steirischen Verbund-Gaskraftwerk Mellach, läuft im April 2018 aus. Gebe es
keine mehrjährige Kontrahierung, könnten thermische Erzeugungsanlagen "weg" sein, also geschlossen
werden, warnte der Verbund-Generaldirektor im Klub der Wirtschaftspublizisten. Außer Mellach stünden noch
die Wiener Kraftwerke in Simmering, Theiß von der EVN sowie Timelkam und Dürnrohr zur Verfügung. In Summe
verfügen diese Anlagen über eine Kraftwerksleistung von rund 5.000 MW, so Anzengruber.
Benötigt würden schätzungsweise voraussichtlich 2.800 bis 2.900 MW, "sagen Fachleute". Insgesamt rede
man wohl über ein Volumen von bis zu 3.000 MW. Jetzt werde einmal eine Studie erstellt, die die Grundlage
für die Ausschreibung bilden solle. Erst müsse der Regulator E-Control den Rahmen festlegen, dann sei die
APG mit ihrer Ausschreibung am Wort. Anzengruber: "Die billigsten Anbieter werden dann genommen, bis
genug Engpassleistung da ist." Im letzten Winter hat die Vereinbarung 2.400 MW vorgesehen, für den
bevorstehenden Winter 2.900 MW.
Hauptabnehmer seien der österreichische Markt bzw. der
heimische Kunde. Konkret würden etwa deutsche Stromhändler einen Leistungsabruf veranlassen, wenn sie
nach Österreich Strom liefern wollten, es aber etwa zu wenig grenzüberschreitende Kapazität gebe. Per
künstlichem Engpass an der Landesgrenze soll ja diese Kapazität mit Oktober 2018 auf 5.900 MW eingeengt
werden, obwohl es technisch 10.000 MW Kapazität gebe, kritisierte der Chef des größten heimischen
Stromkonzerns. Es hätte andere Lösungen gegeben, wiewohl auch die Geld kosten würden.
Durch
das künstliche Auftrennen des gemeinsamen deutsch-österreichischen Strommarkts mit Oktober 2018 sehen die
Forward-Preise für 2019 in Österreich bereits um rund 6 Prozent oder 2,50 Euro/MWh über das deutsche
Niveau der Großhandelspreise gestiegen. Ein Plus von sechs, sieben Prozent sei auch in etwa die
Erwartungshaltung des Verbund gewesen. Der Markt Österreich werde aber "durch höhere Preise dann
beeinträchtigt", so Anzengruber. Sein Unternehmen profitiere unterm Strich kaum von diesem Anstieg der
Preise. Grundsätzlichen seien für den Verbund höhere Preise zwar positiv, doch müsste man diesfalls auch
wieder eigene Stromprodukte in Deutschland anpassen.
Von einer Regelung über einen Ausstieg
aus der Braunkohle-Verstromung, wie sie die Grünen für die neue deutsche Bundesregierung angepeilt haben,
hätte ein Anstieg der Strompreis erwartet werden können, je nach konkretem Zeitplan, so Anzengruber nach
dem Scheitern der Jamaika-Sondierungsgespräche vergangene Nacht in Berlin. Laut Think-Tank Agora würde
ein Braunkohle-Aus bis 2040 Deutschland 17 Mrd. Euro kosten - die Subventionierung der Erneuerbaren
Energien über das EEG koste unser Nachbarland jedoch pro Jahr 27 Mrd. Euro, so Anzengruber.
Verbund setzt verstärkt auf Speicher - Strompreise erholen sich etwas Noch Platz für neue
Pumpspeicher - Kalorische Anlagen als Netz-"Feuerwehr": Längere Kontrakte nötig, sonst schließen
Kraftwerke - Raus aus Kohle in Deutschland brächte höhere Strompreise
Der Verbund, Österreichs
größter Stromkonzern, setzt künftig verstärkt auf Speicher, um Stromangebot und Nachfrage besser in
Einklang zu bringen. Das betreffe Pumpspeicher, Batterien und neue Technologien, so GD Wolfgang
Anzengruber am Montag. Auch Stromtankstellen würden Stromspeicher vorgeschaltet sein, so Anzengruber, der
bei wirksamen Anreizen noch immer 100.000 E-Autos 2020 für möglich hält.
Für eine
Dekarbonisierung des Mobilitäts- und Wärmesektors könne Elektrizität eine große Rolle zur Substituierung
anderer Energieträger spielen - im Verkehr seien das im wesentlichen Pkw, kaum aber Schwer-Lkw, für die
wohl Wasserstoff wegen der höheren Energiedichte die Lösung sein werde. Das Pumpspeicher-Potenzial in
Österreich sei noch nicht voll ausgereizt. Der Verbund selbst verfüge hier aktuell über mehr als 2.000 MW
Leistung. Wegen gesunkener Kosten würden zusätzliche 1.000 MW nicht mehr auf eine Milliarde Euro wie vor
eineinhalb Jahren, sondern nur mehr auf 600 bis 700 Mio. Euro kommen, so Anzengruber im Klub der
Wirtschaftspublizisten. "Einige tausend Megawatt, also ein paar Gigawatt, brauchen wir da schon in
Österreich."
Der Verbund selbst sei mit seinem Erzeugungs-Mix gut aufgestellt, 95 bis 96
Prozent des Stroms erzeuge man CO2-frei. Lediglich zwei kalorische Anlagen betreibe der Verbund noch: das
Kohlekraftwerk Mellach, das 2019 außer Betrieb gehen werde, und das Gaskraftwerk Mellach, das deutlich
weniger CO2 ausstoße als die Kohleanlage und als "Feuerwehr" eingesetzt werde - um zur Netzstabilisierung
benötigte Leistung zur Verfügung zu stellen. Dem Verbund brächten solche "Feuerwehr-Aktionen" freilich
auch "zusätzliche Ertragspotenziale", so Anzengruber. Bis auf 55 Tage habe heuer von Jänner bis Oktober
jeden Tag mehr oder weniger stark per Engpassmanagement eingegriffen werden müssen, um die Versorgung in
Österreich aufrecht halten zu können. Die Schwierigkeiten gebe es vor allem aufgrund des schwankenden
Stromangebots aus Erneuerbarer Erzeugung.
In dem Zusammenhang erhofft sich Anzengruber
möglichst rasch neue Verträge für den Abruf kalorischer Kraftwerksleistung. Bis Weihnachten sollte
zumindest ein Modus für die Zeit bis über den kommenden Sommer fixiert werden, bis zum ersten Quartal
oder dem ersten Halbjahr 2018 aber eine mehrjährige Kontrahierung stehen, sonst würden kalorische Blöcke
geschlossen, warnte er. Man könne nicht Gas für fünf Jahre kaufen, ehe man wisse, ob eine Anlage benötigt
werde. Ohne mehrjährige Kontrahierung könnten thermische Erzeugungen "weg" sein, also geschlossen werden,
warnte er. Die jetzige Kontrahierung läuft bis April 2018.
Benötigt würden laut Fachleuten
2.800 bis 2.900 MW. Jetzt werde dazu eine Studie als Grundlage der Ausschreibung erstellt. Der Rahmen
werde vom Regulator E-Control festgelegt, dann sei die Verbund-Netztochter APG mit ihrer Ausschreibung am
Wort. Die billigsten Anbieter würden genommen, bis genug Engpassleistung da sei." Im letzten Winter hat
die Vereinbarung 2.400 MW vorgesehen, für den bevorstehenden Winter 2.900 MW. Leistungsabrufe würden etwa
deutsche Stromhändler veranlassen, wenn es zu wenig grenzüberschreitende Kapazität von dort nach
Österreich gebe. Per künstlichem Engpass solle diese Kapazität an der Landesgrenze ja mit Oktober 2018
auf 5.900 MW eingeengt werden, obwohl es technisch 10.000 MW Kapazität gebe, kritisierte der Chef des
größten heimischen Stromkonzerns: "Deshalb sind wir dagegen Sturm gelaufen." Aus seiner Sicht hätte es
andere Lösungen gegeben, wiewohl freilich auch die Geld kosten würden.
Durch das künstliche
Auftrennen der gemeinsamen Strompreiszone mit Oktober 2018 seien die Forward-Preise für 2019 in
Österreich schon um rund 6 Prozent oder 2,50 Euro/MWh über das deutsche Großhandelspreisniveau gestiegen,
etwa im erwarteten Rahmen. Der Markt Österreich werde "durch höhere Preise beeinträchtigt", so
Anzengruber. Sein Unternehmen profitiere unterm Strich kaum von diesem Anstieg der Preise, denn man
müsste im Gegenzug auch eigene Stromprodukte in Deutschland anpassen.
Von einer Regelung über
einen Ausstieg aus der Braunkohle-Verstromung, wie sie von einer Jamaika-Regierung in Deutschland unter
Beteiligung der Grünen erwartet worden war, hätte ein Strompreis-Anstieg erwartet werden können, je nach
konkretem Zeitplan, so Anzengruber nach dem Scheitern der Sondierungsgespräche in Berlin. Laut Think-Tank
Agora würde Deutschland ein Braunkohle-Aus bis 2040 rund 17 Mrd. Euro kosten, die
Erneuerbaren-Subventionierung via EEG koste aber jährlich 27 Mrd. Euro.
Die
Strom-Großhandelspreise, die im Februar 2016 bis auf ein Tief von 20 Euro pro Megawattstunde (MWh)
abgesackt waren, sieht der Verbund-Chef mittlerweile etwas auf Erholungskurs - sie lägen in einer
Größenordnung von 30 bis 32 Euro/MWh und hätten sich damit "etwas erfangen". Die Forwards würden bis 35
Euro/MWh gehen, "wir waren aber schon beim Doppelten".
Ein Raus aus der Kohle, die in
Deutschland 40 Prozent der Stromerzeugung bestreite (großteils mit Braunkohle), bzw. Anreize für
Investitionen in CO2-arme Technologien, werde es wohl nur bei höheren CO2-Preisen geben, ein echter
Energieträger-Switch finde überhaupt erst bei 30 bis 40 Euro/Tonne CO2 statt. Nach 5 Euro/t im Vorjahr
habe sich der CO2-Preis auf rund 7 Euro/t erholt, liege aber weit weg von den 30 Euro 2013/14. Um die
Verschmutzungsrechte im Emissionshandel (ETS) zu verteuern, schwebe Brüssel ein stärkeres Beseitigen
freier Zertifikate vor, und das EU-Parlament wolle, dass ab 2020 nur noch Kraftwerke mit unter 550 Gramm
CO2-Emission je kWh gebaut werden dürfen, Kohle liege bei 1.100 g, die Gasanlage Mellach unter 550 g.
Verbund und BIG sollen zur Staatsholding ÖBIB kommen - Zeitung Laut "Presse" soll staatliche
Beteiligungsholding zudem von Schwarz-Blau aufgewertet werden: Umwandlung von GmbH in AG sowie
"Österreich-Fonds" für Standort-Investments geplant
Die staatliche Beteiligungsholding ÖBIB,
die frühere ÖIAG, soll einem Zeitungsbericht zufolge von der neuen ÖVP-FPÖ-Regierung umstrukturiert
werden und dabei auch die Verantwortung für Österreichs größten Stromkonzern, den börsennotierten
Verbund, sowie für die Bundesimmobiliengesellschaft (BIG) erhalten. Das berichtet "Die Presse"
(Mittwochausgabe).
Neben OMV, Post, Telekom Austria oder Casinos sollen künftig auch diese
beiden Unternehmen unter dem Dach der Staatsholding Platz finden, die zudem aufgewertet werden solle,
heißt es. Erster Schritt sei die Auflösung der GmbH-Konstruktion der ÖBIB und die Rückkehr zu einer AG.
Für "sinnvolle" Investments der Dividenden, die der ÖBIB von ihren Beteiligungen zufließen, sei eine Art
"Österreich-Fonds" geplant, der die Rendite der Staatsfirmen in den Standort Österreich reinvestieren und
Anteile an strategisch wichtigen Unternehmen kaufen könnte.
Die politische Verantwortung solle
in ÖVP-Hand bleiben, allerdings vom Finanz- ins Wirtschaftsministerium wandern, falls diese beiden
Ressorts nicht ohnedies zu einem Superministerium fusioniert würden. Für die Bundesbahnen (ÖBB) und die
Autobahngesellschaft Asfinag ändere sich nichts, sie blieben dem Infrastrukturministerium unterstellt.
In den vergangenen Jahren war immer wieder politisch diskutiert worden, das Portfolio der
Staatsholding etwa um den Verbund zu erweitern oder auch eigene Holdings für Energie oder Infrastruktur
zu formieren. Am Verbund hält die Republik 51 Prozent, die BIG gehört ihr zur Gänze. An börsennotierten
Gesellschaften ist die ÖBIB an der OMV (31,5 Prozent), der Österreichischen Post AG (52,85 Prozent) und
der Telekom Austria (28,42 Prozent) beteiligt.