Das Berichtsjahr 2018 war geprägt von den Beratungen und Beschlüssen im Europäischen Parlament sowie im Energieministerrat zu den einzelnen Bestandteilen des europäischen Legislativpakets „Saubere Energie für alle Europäer“. Das Paket umfasst die Revision der Erneuerbare-Energien-Richtlinie, der Energieeffizienz-Richtlinie, der Gebäude-Energie­effizienz-Richtlinie, einen Verordnungsvorschlag zur integrierten Governance von Klimaschutz und Energie sowie einen Richtlinien- und einen Verordnungsvorschlag zum Strombinnenmarkt. Zudem zielt es darauf, die europäischen Energie- und Klimaziele bis zum Jahr 2030 umzusetzen. Geplant sind dazu ein neues Strommarktdesign und neue Vorgaben für den Ausbau der erneuerbaren Energien.

Die Revision der Erneuerbare-Energien-Richtlinie schreibt vor, dass der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch der EU – also für Energiewirtschaft, Verkehr und ­Gebäude – bis zum Jahr 2030 auf mindestens 32 % steigen soll. Eine Überprüfung dieses verbindlichen Zieles ist bis zum Jahr 2023 vorgesehen. Im Bereich der Wärme- und Kälteversorgung soll der Anteil erneuerbarer Energien – so das unverbindliche Ziel – jährlich um 1,3 Prozentpunkte steigen; dabei können bis zu 40 % Abwärme angerechnet werden. Dazu soll der Verbrauch selbst erzeugter erneuerbarer Energie („Prosumer“) grundsätzlich von Abgaben und Umlagen befreit werden.

Die Energieeffizienz-Richtlinie formuliert ein europäisches Effizienzziel für das Jahr 2030 in Höhe von 32,5 % Energieeinsparung gegenüber dem Referenzszenario. Dies entspricht einer Verringerung des Energieverbrauchs der Union um 26 % an Primärenergie und um 20 % an Endenergie gegenüber 2005. Dieses Ziel ist allerdings nicht verbindlich und soll im Jahr 2023 wiederum überprüft werden, um es gegebenenfalls anpassen zu können. Die Richtlinie regelt zudem verbindlich, dass die Mitgliedstaaten in den Jahren von 2021 bis 2030 jährlich 0,8 % Energie einsparen müssen.

Die Revision der Gebäude-Energieeffizienz-Richtlinie zielt darauf ab, den Gebäudebestand bis zum Jahr 2050 möglichst energieeffizient und deren Bewirtschaftung möglichst CO₂-neutral zu gestalten.

Die Governance-Verordnung sieht vor, dass Mitgliedstaaten künftig ihre Berichts-, Planungs- und Monitoringpflichten in „Integrierten nationalen Energie- und Klimaplänen“ (IEKP) bündeln und alle zwei Jahre Fortschrittsberichte dazu an die Kommission übermitteln. Die Übermittlung der ersten nationalen Pläne musste bis Ende 2018 erfolgen und die konkreten Pläne müssen dann bis Ende 2019 fertig gestellt werden.

Die Erneuerbare-Energien-Richtlinie, die Revision der Energieeffizienz-Richtlinien sowie die Governance-Verordnung sind am 24. Dezember 2018 in Kraft getreten.

Die Verhandlungen über die Strombinnenmarkt-Verordnung und -Richtlinie dauerten zum Ende des Jahres noch an. Die Diskussionen drehten sich um Themen wie den Stromhandel und die Aufgaben des Verbands Europäischer Übertragungsnetzbetreiber sowie um Vorschriften zur Stärkung des Verbraucherschutzes. Für beide Rechtsakte konnte am 18. Januar 2019 eine Einigung in den Verhandlungen zwischen Rat, Parlament und Kommission erzielt werden. Das Europäische Parlament und der Energieministerrat müssen das Ergebnis nun noch formal bestätigen. Im Anschluss werden die Gesetzestexte im EU-Amtsblatt veröffentlicht und treten 20 Tage später in Kraft. Die Verordnung gilt unmittelbar, die Richtlinie muss bis zum 31. Dezember 2020 in nationales Recht umgesetzt werden.

Das Europäische Parlament und der Energieministerrat haben im Berichtsjahr weitere von der Europäischen Kommission eingebrachte Legislativvorschläge beschlossen. Auch diese sollen dazu dienen, die europäischen Energie- und Klimaziele bis zum Jahr 2030 zu erreichen. Darunter sind Regelungen für ein neues Strommarktdesign und Vorgaben für den Ausbau der erneuerbaren Energien. Die Regelungen sind größtenteils bereits in Kraft getreten.

Der im Frühjahr 2018 unterzeichnete Koalitionsvertrag der neuen Bundesregierung enthält für die Legislaturperiode zentrale energiepolitische Vorgaben. So wurde im Rahmen der politischen Diskussionen das bislang angestrebte 2020-CO₂-Minderungsziel in Höhe von 40 % geringerer CO₂-Emissionen gegenüber dem Jahr 1990 aufgegeben. Stattdessen fokussiert sich die Regierung auf das fernere 2030-CO₂-Minderungsziel in Höhe von 55 % geringerer CO₂-Emissionen gegenüber dem Jahr 1990. Gleichzeitig soll das energiepolitische Zieldreieck aus Versorgungssicherheit, Sauberkeit und Wirtschaftlichkeit eingehalten und Strukturbrüche vermieden werden.

Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ geschaffen

Eine eigens geschaffene Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ hat Vorschläge dazu erarbeitet, wie sich das CO₂-Ziel erreichen lässt. Die Kommission legte insbesondere Pläne für den Ausstieg aus der Kohleverstromung und dem Kohleabbau sowie den Strukturwandel in den betroffenen Regionen vor. Thema waren auch weitere Handlungsfelder der Energiewirtschaft zur CO₂-Reduzierung. Die Kommission hat am 31. Oktober 2018 einen Zwischenbericht mit Maßnahmen zur sozialen und strukturpolitischen Entwicklung der Braunkohleregionen vorgelegt sowie zu deren finanzieller Absicherung. Ziel ist es, die Zahl der vorhandenen Arbeitsplätze in den Revieren zu erhalten und Strukturbrüche zu vermeiden.

Das rheinische Revier soll als „Energierevier der Zukunft“ positioniert werden; geplant ist, es zum Modellstandort im künftigen Energiesystem zu entwickeln. Ein zweiter Zwischenbericht sollte dann aufzeigen, wie nach dem Kohleausstieg wettbewerbsfähige und bezahlbare Strompreise erhalten bleiben und wie die Versorgungssicherheit gewährleistet wird. Außerdem sollte die Kommission Vorschläge entwickeln, wie auch die Branchen stärker zur CO₂-Minderung angehalten werden könnten, die nicht dem Emissionshandel unterliegen. Die Ergebnisse der Kommission wurden Ende Januar 2019 der Öffentlichkeit vorgestellt. Empfehlungen der Kommission sollen rasch in Gesetze münden.

Energiesammelgesetz in Kraft getreten

Am 18. Dezember 2018 ist das Energiesammelgesetz (EnSaG) in Kraft getreten. Das EnSaG hat Regelungen des Erneuer­bare-Energien-Gesetzes (EEG), des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG), des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und weitere energierechtliche Vorschriften verändert.

Das Gesetz setzt die im Koalitionsvertrag vereinbarten Sonderausschreibungen von je 4 Gigawatt für Onshore-Windkraft und Fotovoltaik um, es verpflichtet Neu- wie auch BestandsWind-Onshore-Anlagen bedarfsgerecht für die Nacht zu kenn­zeichnen. Zudem senkt es die Einspeisevergütung für Fotovoltaik-Aufdachanlagen und passt die beihilferechtlichen Vorgaben der Europäischen Kommission für die teilweise EEG-Umlagenbefreiung von eigengenutztem Strom aus neuen KWK-Anlagen an. Weitere Vorgaben wie Abstandsregelungen und Höhenbegrenzungen von Wind-Onshore-Anlagen sollen erst im Jahr 2019 beraten werden.

Die Änderungen des KWKG verlängern die Förderung neuer und modernisierter KWK-Anlagen mit Inbetriebnahme bis zum 31. Dezember 2025. Damit will die Regierung Anreize schaffen, neue Anlagen, Wärme-/Kältenetze sowie Speicher zu bauen und Bestandsanlagen zu modernisieren. Die Europäische Kommission muss die Verlängerung allerdings noch genehmigen. Gleichzeitig werden die Fördersätze von KWK-Bestandsanlagen in Stufen abgesenkt. Dabei sind Bestandsanlagen über 300 MW besonders stark betroffen. Fördersätze für Anlagen mit bis zu 50 MW sind von der Regelung ausgenommen.

Einführung bundesweit einheitlicher Übertragungsnetzentgelte

Die vom Bundeskabinett beschlossene „Verordnung zur schrittweisen Einführung bundeseinheitlicher Netzentgelte“ ist am 29. Juni 2018 in Kraft getreten. Im Netzentgeltmoder­nisierungsgesetz (NEMoG) ist festgeschrieben, Übertragungs­netzentgelte bundesweit zu vereinheitlichen, und zwar stufenweise in den Jahren 2019 bis 2023. Die Verordnung regelt nun die Details dazu. In Nordrhein-Westfalen (Regelzone von Amprion) wird dies zu einer Erhöhung der Übertragungs­netzentgelte und damit zu einer deutlichen Mehrbelastung vor allem industrieller Kunden führen.

Gesetzesentwurf zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus beschlossen

Das Bundeskabinett hat am 12. Dezember 2018 den Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus (NABEG) beschlossen. Das Gesetz soll Genehmi­gungsverfahren für den Neubau, die Verstärkung und die Optimierung von Übertragungsnetzen vereinfachen und beschleunigen. Dazu sollen die Planungsschritte bis zur Genehmigung eines Vorhabens besser miteinander verzahnt werden. So sollen künftig zeitliche Überlappungen möglich sein und unnötige Verfahrensschritte entfallen. Zur Beschleunigung des Netzausbaus wird außerdem bundesweit einheitlich geregelt, wie die vom Netzausbau betroffenen Grundeigentümer zu entschädigen sind.

Landesebene

Das Landeskabinett hat als Teil der sogenannten Entfesselungspakete II und III Regelungsänderungen auf den Weg gebracht, die die Akzeptanz der Windenergieerzeugung an Land steigern und den Fotovoltaik-, Geothermie- und KWK-Ausbau erleichtern sollen. Mit Umsetzung des Entfesselungspaketes II hat das Landeskabinett im Berichtsjahr ein Änderungsverfahren für den Landesentwicklungsplan eingeleitet; öffentliche Konsultationen dazu haben begonnen. Hintergrund: Bisher müssen Windvorrangzonen im Landesentwicklungsplan ausgewiesen werden. Diese Verpflichtung soll aufgehoben werden. Zudem will die Landesregierung einen Mindestabstand von 1.500 Metern von Windkraftanlagen zu Wohngebieten einführen und die Errichtung von Windenergieanlagen in Wäldern deutlich einschränken. Die Änderungen sollen zudem neue Anreize für den Fotovoltaik- und KWK-Ausbau schaffen. Am 25. September 2018 hat das Landeskabinett dem Entfesselungspaket III zugestimmt und in diesem Zusammenhang auch Erleichterungen bei den bürokratischen Anforderungen für die Erkundung und Nutzung von Geothermie in Nordrhein-Westfalen in Kraft gesetzt.

Die deutsche Wirtschaft ist im Berichtsjahr im neunten Jahr in Folge gewachsen. Das preisbereinigte Bruttoinlands­produkt (BIP) lag Berechnungen des Statistischen Bundesamtes zufolge im Jahr 2018 um 1,5 % höher als im Vorjahr. Das Wachstum hat gegenüber den beiden Vorjahren (jeweils +2,2 %) etwas an Schwung verloren. Risiken bergen neben dem Brexit die anhaltenden Handelskonflikte, die Verwundbarkeit vieler Schwellen­länder und eine gestiegene Volatilität an den Finanzmärkten. Längerfristig betrachtet ist die deutsche Wirtschaft im Jahr 2018 aber erneut stärker gewachsen als im Durchschnitt der vergangenen zehn Jahre, der bei +1,2 % pro Jahr liegt. Der Staat erzielte im Jahr 2018 einen neuen Rekordüberschuss in Höhe von 59,2 Milliarden Euro. Das BIP der Eurozone stieg im Berichtsjahr um 1,8 %.

Positive Wachstumsimpulse kamen wie im Vorjahr auch im Berichtsjahr vor allem aus dem Inland: Die privaten Konsum­ausgaben lagen um 1 % höher als im Vorjahr, die Staatsausgaben stiegen um 1,1 %. Die Zuwächse fielen jedoch deutlich niedriger aus als im Jahr 2017 (+2 % und +1,4 %). Mehr ­investiert wurde vor allem in Maschinen, Geräte und Fahr­zeuge (+4,5 %) sowie in Gebäude (+3,0 %).

Primärenergieverbrauch

Der Energieverbrauch im Jahr 2018 ist nach vorläufigen Zahlen gegenüber dem Vorjahr um 5 % auf 440,2 Millionen ­Tonnen Steinkohleeinheiten (Mio. t SKE) gesunken. Das ist der ­geringste Wert seit Anfang der 1970er Jahre. Die Ursachen hierfür sind die milde Witterung sowie Verbesserungen bei der Energie­effizienz.

Die Anteile der verschiedenen Energieträger am nationalen Energiemix haben sich gegenüber dem Vorjahr verschoben. So wurde in Summe weniger fossile Energie verbraucht. Der Anteil von Stein- und Braunkohle am inländischen Energie­verbrauch lag im Jahr 2018 bei 21,6 % und damit 0,3 % unter dem Vorjahr. Der inländische Energieverbrauch von Öl und Gas fiel gegenüber dem Vorjahr um 1 % auf etwas weniger als 58 %. Die erneuerbaren Energien steigerten ihren Beitrag von 13 % auf 14 %.

Im Jahr 2018 stieg die Menge von Strom aus regenerativen Quellen um rund 13 Terawattstunden (TWh) auf etwa 217 TWh, was vor allem den Ausbau der Windenergie Onshore und Offshore widerspiegelt.

Da der Verbrauch sämtlicher fossilen Energieträger gesunken ist und mehr erneuerbare Energien genutzt wurden, sind die CO₂-Emissionen des Energiesektors im Vergleich zum Vorjahr insgesamt um rund 6 % gesunken.

Preisentwicklung

Ölmarkt
Die Ölnotierungen an der britischen Intercontinental Exchange (ICE) bewegten sich im Jahresverlauf zunächst volatil in einem Preisband zwischen 65 bis 85 US-Dollar pro Barrel ($/bbl) der Öl-Sorte Brent. Anhaltende geopolitische Spannungen im Nahen Osten und der Handelskonflikt zwischen den USA und China haben das Marktumfeld geprägt. Der zunehmende Konjunkturpessimismus und der Anstieg der täglichen Ölproduktion der USA auf einen neuen Rekordwert von über 11 Mio. Barrel pro Tag führten zum Ende des Jahres zu einem Preisverfall unter die Marke von 60 $/bbl.

Importkohlemarkt
Der durchschnittliche Kraftwerkssteinkohlepreis liegt laut vorläufigen Indikationen des Bundesamts für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) für das Jahr 2018 bei 94 € pro Tonne Steinkohleeinheit und damit etwa auf der Höhe des Vorjahres­preises. Die starke Nachfrage aus Entwicklungs- und Schwellenländern, allen voran China und Indien, kompensierte die rückläufigen Exporte von Weltmarktkohle nach Europa. So handelte der europäische Forward-Jahreskontrakt API#2 an der ICE in einem breiten Band zwischen 72 und 100 Dollar pro Tonne ($/t), endete aber fast unverändert nahe dem Eingangspreis von 90 $/t.

Gasmarkt
Die Preise für den Frontjahreskontrakt an gängigen Handelsmärkten stiegen im Jahresverlauf von rund 16 € pro Megawattstunde (€/MWh) bis zu einem 5-Jahres-Hoch von mehr als 26 €/MWh. Die niedrigen nordwesteuropäischen Speicherstände nach der Kältewelle zu Jahresanfang brachten einen Risikoaufschlag, der erst zu Beginn des neuen Gaswirtschaftsjahres abgebaut wurde. Die Sättigung im asiatischen LNG-Markt und hohe Schiffscharterraten brachten zeitgleich mehr LNG-Mengen nach Europa, sodass der Preis wieder in Richtung der 20-€/MWh-Marke fiel.

Emissionsmarkt
Von einem Anfangspreis nahe 8 Euro je Tonne CO₂-Äqui­valent (€/t CO₂) überstiegen die Zertifikatepreise zur Mitte des Jahres ein Niveau oberhalb des 10-Jahres-Hochs von 20 € je Tonne CO₂-Äquivalent (€/t CO₂). Einfluss auf die Marktentwicklung nahm unter anderem die Europäische Kommission: Sie gab als Prognose bekannt, dass mittels der sogenannten Marktstabilitätsreserve im Jahr 2019 fast 400 Mio. Emissionsberechtigungen (EUAs) aus dem Markt entnommen werden. Die EU-Kommission und das Parlament einigten sich zur ­Jahresmitte zudem auf das Ziel, den Anteil erneuerbarer Energien an der Energieversorgung der EU-Mitgliedstaaten bis zum Jahr 2030 auf 32 % auszubauen. So wurde das Jahr nahe dem Jahreshöchstpreis von über 25 €/t CO₂ beendet.

Strommarkt
Ausgehend von einem Niveau von rund 36 €/MWh für das Frontjahresprodukt stieg auch der deutsche Strompreis im Sog der steigenden Brennstoffpreise deutlich an. Am Spotmarkt bestimmten Kohlekraftwerke weiterhin die Preise, sodass neben dem stabilen Kohlemarkt insbesondere die rasant gestiegenen CO₂-Kosten für ein deutlich höheres Preisniveau sorgten. Trotz eines gestiegenen Anteils erneuerbarer Energien am deutschen Energiemix stieg der durchschnittliche Day-Ahead-Strompreis auf 43,56 €/MWh gegenüber 34,19 €/MWh im Vorjahr. An der Strombörse EEX wurde im September für den Frontjahreskontrakt ein Jahreshoch von 56,90 €/MWh erreicht. Zum Jahresschluss lag der Preis bei 54,82 €/MWh.

Die RheinEnergie Trading GmbH ist eine 100 %ige Tochter­gesellschaft der RheinEnergie und fungiert als zentraler Marktzugang für Energie und als Dienstleister für energie­nahe ­Produkte.

Ihre Partner sind neben der RheinEnergie die ­BELKAW GmbH, die AggerEnergie GmbH, die Energieversorgung Leverkusen GmbH & Co. KG (EVL), die evd energieversorgung dormagen GmbH, die Gasversorgungsgesellschaft mbH Rhein-Erft sowie die Stadtwerke Leichlingen GmbH.

Die RheinEnergie hat die Bewirtschaftung ihres Strom-, ­Erdgas- und CO₂-Portfolios auf die RheinEnergie Trading GmbH übertragen. In diesem Zusammenhang hat sie die im Jahr 2018 abgesetzten Mengen am Großhandelsmarkt beschafft. Die RheinEnergie Trading GmbH hat zudem die Stromproduktion der RheinEnergie-Kraftwerke vermarktet. Die gesamte Beschaffung und Vermarktung erstreckt sich aus Gründen der Absicherung sowie der Versorgungssicherheit für die Kunden über einen Horizont von mehreren Jahren. Die diversifizierte und strukturierte Beschaffung ermöglicht es zudem, durch die Kombination von flexiblen Produkten und Standardverträgen Optimierungspotenziale zu heben.

Details zu erneuerbaren Energien werden im Abschnitt ­„Nachhaltigkeit“ auf den Seiten 32 bis 34 dargestellt.

Stromerzeugung

Die elektrische Netzeinspeisung der Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK) lag bei 3.839 Gigawattstunden (GWh) und damit um 17,3 % niedriger als im Vorjahr. Der Anteil der ins Netz eingespeisten und geförderten KWK-Strommenge betrug 45,0 % und lag damit deutlich über den 38,8 % des Vorjahres.

Fernwärme

Die Fernwärmeabgabe sank witterungsbedingt gegenüber dem Vorjahr um 1,6 % auf 1.454 GWh. Der Anteil der in KWK erzeugten Fernwärme betrug rund 93 % und lag damit in Höhe des Vorjahreswertes.

Dampf

Die Abgabe an die Prozessdampfkunden lag mit einer Menge von 555 GWh um 2,5 % niedriger als im Vorjahr. Die RheinEnergie hat daran einen Anteil von 320 GWh selbst erzeugt, hiervon rund 97 % in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen.

Brennstoffeinsatz und Emissionen

Insgesamt betrug der Brennstoffeinsatz 8.206 GWh. Er lag unter anderem revisionsbedingt um etwa 14 % niedriger als im Vorjahr. Hauptbrennstoff war Erdgas mit einem Anteil von etwa 84 % (2017: 88 %). Die brennstoffbedingten CO₂-Emissionen aller Heiz- und Heizkraftwerke lagen bei rund 1,9 Mio. Tonnen und damit unterhalb des Vorjahreswertes.

Absatzzahlen

Im Geschäftsjahr 2018 konnte die RheinEnergie in den ­einzelnen Sparten folgende Absatzzahlen erreichen: Strom 17.047 GWh, Erdgas 6.888 GWh, Fernwärme 1.112 GWh, ­Energiedienstleistungen 682 GWh und Dampf 556 GWh.

Markt- und Absatzentwicklung

Nach wie vor herrscht ein intensiver Preiswettbewerb im ­Energiemarkt mit hoher Markttransparenz durch Vergleichs­portale, Verbraucherschutzorganisationen, Energieberater etc. Bei unverändert hoher Wechselbereitschaft der Kunden führt dies zu Kunden- und Absatzverlusten. Verglichen mit dem Geschäftsjahr 2017 wurde zudem die Absatzsituation der Wärmeenergieträger (Wärmestromprodukte, Erdgas, Fern-/Nahwärme) durch die leicht höhere Durchschnittstemperatur negativ beeinflusst.

Nach Kundengruppen ergeben sich in den Sparten folgende Absatzzahlen:

Um dem Wettbewerbsdruck zu begegnen, setzt die RheinEnergie konsequent auf marktgängige Produkte in Verbindung mit immer umfangreicheren, kundenorientierten Beratungs- und Dienstleistungen im Sinne eines ganzheit­lichen Lösungsanbieters. Begleitet wird dies durch umfassende Aktivitäten zur Bindung und Rückgewinnung von Kunden in allen Segmenten sowie die Entwicklung beziehungsweise den Ausbau neuer Online-Vertriebswege. Sowohl im Bereich der Haushalts- als auch der Sonderkunden gilt es, den Kunden zu vermitteln, dass der Preis nicht der alleinige Entscheidungsfaktor bei der Auswahl des Energielieferanten sein sollte.

Der Stromabsatz der RheinEnergie an Vertriebskunden konnte 2018 trotz weiterhin hohen Wettbewerbs gegenüber dem Vorjahr und gegenüber der Planung behauptet werden, da das Geschäft mit Sonderkunden weiter ausgebaut wurde. Dem­gegenüber war im Bereich der Privat- und kleinen Gewerbe­kunden ein Rückgang zu verzeichnen, der sich neben dem nach wie vor starken Wettbewerb auch aus den im Durchschnitt sinkenden Stromverbräuchen der Kunden erklärt. Hier wirken unter anderem technische Optimierungen (zum Beispiel durch energieeffizientere Geräte) und ein bewussteres Verbrauchs­verhalten der Kunden zusammen.

Die unter der Rubrik „Vermarktung Eigenerzeugung“ ausge­wiesene Absatzmenge umfasst im Wesentlichen den Verkauf des in den Heizkraftwerken der RheinEnergie erzeugten Stroms über die RheinEnergie Trading GmbH. Die Erzeugungsmenge des Vorjahres verringerte sich 2018 aufgrund von Kraftwerks­revisionen. Dennoch konnte aufgrund verbesserter Marktbedingungen eine gegenüber Plan höhere Menge produziert werden.

Der Erdgasabsatz der RheinEnergie sank gegenüber dem Vorjahr um –16,1 %. Während der Absatz im Geschäft mit Privat- und kleinen Gewerbekunden temperatur- und wettbewerbsbedingt rückläufig war, ging der Absatz an Sonderkunden vor allem aufgrund geringerer Absatzmengen bei einigen großen Industriekunden zurück. Der negative Temperatureffekt ist auch ursächlich für den unter den Planansätzen liegenden Absatz im Privat- und Gewerbekundensegment. Im Bereich der Sonderverträge konnte im Wesentlichen durch den Mehrabsatz an Großkunden/EVU eine Mengensteigerung gegenüber Plan erreicht werden.

Die RheinEnergie verzeichnete beim Verkauf von Fernwärme an Sondervertragskunden gegenüber dem Vorjahr einen Rückgang um –2,3 %. Netzerweiterungen und der Zubau neuer An­schlüsse milderten dabei den negativen Temperatureffekt. Dennoch wirkt sich der Temperatureffekt auch negativ auf die Planerreichung aus.

Die Nachfrage nach Energiedienstleistungen hat im Jahr 2018 leicht zugenommen. Die RheinEnergie hat entsprechend verschiedene Contracting-Projekte geplant und entwickelt; ­Bestandsprojekte wurden mit dem Ziel der Vertragsverlängerung technisch, wirtschaftlich und rechtlich analysiert. Wie bei den übrigen Wärmeenergieträgern lag der Absatz temperaturbedingt unter dem Niveau der Ansätze des Wirtschaftsplans.

Der Verkauf von Prozessdampf an industrielle Kunden war aufgrund des geänderten Abnahmeverhaltens insbesondere eines Großkunden leicht rückläufig und nahm gegenüber dem Vorjahr um –2,5 % ab; er lag auch unterhalb des geplanten Wertes.

Strompreise

Der Strompreis für die Privat- und kleineren Gewerbe­kunden der RheinEnergie blieb in 2018 unverändert. Den teils ­gesunkenen staatlichen Belastungen (z. B. KWKG-Umlage) standen gestiegene Beschaffungskosten entgegen. Die Preise für Sondervertragskunden werden zum Vertrags­abschluss individuell kalkuliert.

Erdgaspreise

Den Erdgaspreis für die Privat- und kleineren Gewerbekunden konnte die RheinEnergie in 2018 stabil halten.

Die Preise für Sondervertragskunden werden individuell ­überprüft.

Wärmepreise

Da die Fernwärmearbeitspreise mit einem zeitlichen Versatz an die Entwicklung der Erdgaspreise sowie weiterer Indizes gekoppelt sind, sanken die Arbeitspreise zum 1. April 2018 und erhöhten sich zum 1. Oktober 2018. Ganzjährig betrachtet sind die Arbeitspreise gestiegen. Die Grundpreise erhöhten sich jeweils.

Energiedienstleistungen

Mit dem Geschäftsfeld Energiedienstleistungen/Nahwärme bietet die RheinEnergie ihren Kunden umfassende und indi­viduelle Contracting-Lösungen für Kraft-Wärme-Kopplungs-, Wärme-, Kälte-, Licht-, Fotovoltaik-, Druckluft- oder Dampfanlagen an. Neben der Erstellung von Einzelobjekten steht besonders die Optimierung von Quartieren im Fokus. Für ­die Kunden führt dies zu einer deutlichen Energiekostensenkung, zudem leisten sie einen wesentlichen Beitrag zu Klimaschutz und Ressourcenschonung. In einer eigenen Gesellschaft, der cowelio GmbH, sollen speziell für die Wohnungswirtschaft energiewirtschaftliche Dienstleistungen erbracht werden.

Beratungs- und Serviceleistungen

Neustrukturierte Website: rheinenergie.com
Im Jahr 2018 hat die RheinEnergie ihre völlig neu gestaltete Website mit überarbeitetem Inhalt und Design sowie veränderten Funktionalitäten veröffentlicht, die noch stärker auf Kunden zentriert ist. Die digitale Kundenschnittstelle ist auf verschiedene Nutzergruppen ausgerichtet und durchgehend für Smartphone, Tablet und PC optimiert. Besucher erhalten relevante Informationen übersichtlich, und sie gelangen auf direktem Wege zu Angeboten, Onlineservices und Ansprechpartnern zur weiteren Beratung. Zudem führt eine neue Suchfunktion mit Themenvorschlägen Nutzer auf die passenden Seiten. Neu hinzu kommt eine laufend aktualisierte Ratgeber­rubrik. Dort können Kunden sich zu Themen wie Energie­sparen, Erneuerung der Heizung, Eigenerzeugung von Energie und Umzugsservices der RheinEnergie informieren.

Ausgezeichneter Service
Der TÜV Rheinland hat den Kundenservice der RheinEnergie im Berichtsjahr zum wiederholten Male ausgezeichnet. Der TÜV hat dazu 900 Privatkunden zufällig ausgewählt und telefonisch befragt. Die Kunden bescheinigten dem Unternehmen einen insgesamt „guten“ Kundenservice. Die RheinEnergie darf weiterhin mit dem TÜV-Siegel für Kundenzufriedenheit werben.

Die RheinEnergie erhielt zudem erneut die Auszeichnung „TOP-Lokalversorger“ des Verbraucherportals www.energieverbraucherportal.de. Im Gegensatz zu rein preisorientierten Portalen berücksichtigt das Portal nicht nur Preise, sondern auch lokale Serviceleistungen. Auch in diesem Jahr darf die RheinEnergie als „TOP-Lokalversorger“ werben.

Trinkwassergewinnung und -bezug

Die Quelle für das Kölner Trinkwasser ist das große unterir­dische Wasserreservoir der Kölner Bucht. In acht Wasser­werken links und rechts des Rheins fördert die RheinEnergie in Brunnengalerien Grundwasser. Die RheinEnergie versorgt über Wasserwerke die Städte Brühl, Frechen und Pulheim sowie teilweise die Stadt Bergisch Gladbach mit Wasser. Die RheinEnergie hat im Berichtsjahr damit begonnen, die ­bislang getrennten Trinkwasserversorgungsnetze im links- und rechtsrheinischen Köln mittels einer Leitung unter dem Rhein zu verbinden. Dieses umfassende Technikprojekt erhöht die Versorgungssicherheit und ermöglicht eine bessere ­Nutzung der vorhandenen Ressourcen.

Markt- und Absatzentwicklung

Seit 1. Januar 2018 gilt bei der RheinEnergie eine neue Tarifstruktur für Wasserpreise. Diese berücksichtigt den insgesamt rückläufigen Durchschnittsverbrauch der vergangenen Jahre.

Qualitätssicherung und Forschung

Die RheinEnergie schützt die Grundwasservorkommen, unterstützt die natürlichen Prozesse der Reinigung mit moderner Technik und kontrolliert die Wasserqualität fortlaufend gemäß den gesetzlichen Anforderungen. Die RheinEnergie kontrolliert die Qualität des Wassers auf dem gesamten Weg von den Brunnen, in den Wasserwerken, im Versorgungsnetz bis zu den Entnahmestellen bei den Kunden. Die Qualität des Trinkwassers der RheinEnergie ist dabei ausgezeichnet.

Ressourcen nachhaltig schützen

Die RheinEnergie verpflichtet sich bei allen Tätigkeiten im ­Rahmen der Trinkwasserversorgung dem Prinzip der Nachhaltigkeit. Der vorbeugende Gewässerschutz steht dabei im Fokus. Die RheinEnergie beteiligt sich zudem an For­­sch­ungsprojekten zum nachhaltigen Ressourcenschutz, zur Trinkwasseraufbereitung und zur Klärung verschiedenster Fragestellungen hinsichtlich der Wasserqualität, auch an den Trinkwasserinstallationspunkten der Kunden.

Engagement in der Arbeitsgemeinschaft Rhein-Wasserwerke e. V.

Über ihre Mitgliedschaft in der Arbeitsgemeinschaft Rhein-Wasserwerke e. V. (ARW) engagiert sich die RheinEnergie für eine hohe Versorgungssicherheit und den langfristigen Gewässerschutz im Einzugsgebiet des Rheins. Die Arbeitsgemeinschaft engagiert sich zum Beispiel dafür, dass Flüsse nicht durch Arzneimittelrückstände oder nach Störfällen durch Industriechemikalien verunreinigt werden. Über die Internationale Arbeitsgemeinschaft der Wasser­werke im Rheineinzugsgebiet (IAWR e. V.) ist die RheinEnergie in diesen Belangen auch international vernetzt. Die RheinEnergie stellt für die ARW Geschäftsführer und Präsidenten.

Nach Kundengruppen ergeben sich folgende Absatzzahlen:

Konzessionen

Die bislang von der RheinEnergie gehaltene ­Gaskonzession für das Gebiet der Stadt Rösrath wurde im Jahr 2015 an einen neuen Konzessionär vergeben. Verhandlungen zur Netz­übernahme konnten bislang noch nicht einvernehmlich abgeschlossen werden.

Die Stadt Frechen hat am 7. Juni 2018 das Auslaufen des bestehenden Wasserkonzessionsvertrages für das Gebiet der Stadt Frechen mit der RheinEnergie AG zum 30. Juni 2020 öffentlich bekannt gemacht. Derzeit läuft das Konzessionierungsverfahren für den Zeitraum ab dem 1. Juli 2020.

Rheinische NETZGesellschaft mbH

Die Rheinische NETZGesellschaft mbH (RNG) pachtet und betreibt die Elektrizitäts- und Gasnetze der Netzeigentümer AggerEnergie GmbH, BELKAW GmbH, evd energieversorgung dormagen GmbH, Energieversorgung Leverkusen GmbH & Co. KG, Gasversorgungsgesellschaft mbH Rhein-Erft, RheinEnergie, Stadtwerke Leichlingen GmbH, Stromnetz Bornheim GmbH & Co. KG sowie Lohmar Netzeigentumsgesellschaft mbH.

Des Weiteren ist die RNG Eigentümerin und Betreiberin der Netzleitungen der Hochspannungsebene (110-kV-Freileitungen und -Erdkabel).

Die zentrale Aufgabe der RNG ist die Sicherstellung einer zuverlässigen Strom- und Gasverteilung in ihrem Netzgebiet sowie eines transparenten und diskriminierungsfreien Zugangs zu diesen Energienetzen. Zu den Aufgaben der Gesellschaft zählen ferner das Asset-Management, das Netzzugangs- und Regulierungsmanagement sowie die Dienstleistersteuerung. Darüber hinaus unterstützt die RNG die Netzeigentümer bei den Konzessionsvergabeverfahren. Potenzielle Netzerweiterungen können sich aus sonstigen Kooperationsgesprächen und zukünftigen Konzessionsvergabeverfahren ergeben, an denen sich die Netzeigentümer der RNG-Netze beteiligen.

Technischer Netzservice

Die RheinEnergie plant, baut und betreibt mit ihrem Netz­service Energie- und Wassernetze sowie die dazugehörenden Anlagen. Zu den zentralen Aufgaben zählt die wirtschaftliche und zuverlässige Versorgung mit Strom, Gas, Wärme und Wasser. Die RheinEnergie widmet sich dieser Aufgabe mit hoher Innovationsfreude. Das vorhandene Know-how steht auch im Rahmen externer Dienstleistungsangebote zur Verfügung.

In einem Pilotprojekt hat der Technische Netzservice ein ­virtuelles Abbild des Umspannwerks Westhoven erstellt. Dazu hat ein spezieller Scan-Trolley zunächst die beiden Stockwerke der insgesamt 240 Quadratmeter großen Anlage samt darin stehender Betriebsmittel dreidimensional erfasst, danach wurden die Daten zu einem exakten, virtuell begehbaren 3D-­Gebäudemodell zusammengefügt. Vorteil: Mitarbeiter können Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten leichter planen und bei Störungen schneller reagieren.

Die Stadt Köln schließt in den kommenden Jahren die südlichen Stadtteile an das Stadtbahnnetz an. Im unmittelbaren Umfeld der neuen Stadtbahntrasse verläuft derzeit noch eine Trinkwasser-Transportleitung der RheinEnergie, die für den Stadtbahnbau verlegt werden muss. Die dafür notwendigen Bauarbeiten in der Bonner Straße haben im März 2018 begonnen. Die RheinEnergie nutzt die Gelegenheit, um Gas-, Wasser-, Strom- und Telekommunikationsleitungen in der Bonner Straße und in den angrenzenden Seitenstraßen zu erneuern und nachhaltig in eine leistungsfähige Infrastruktur zu investieren.

Regionalstrategie der RheinEnergie

Der Beteiligungsverbund der RheinEnergie ist im Bereich der Energie- und Wasserversorgung tätig. Bei diesen Stadtwerke-Beteiligungen handelt es sich – mit Ausnahme der MVV Energie AG – um Energie- und Wasserversorgungsunternehmen in der rheinischen Region. Die RheinEnergie ist mit ihren Minderheits- und Mehrheitspositionen strategischer Partner der Kommunen. Sowohl der regionale Beteiligungsverbund als auch die Positionierung als Partner der Kommunen spiegeln die strategische Grundausrichtung der RheinEnergie wider. Zudem liefern die Stadtwerke-Beteiligungen einen bedeutsamen Beitrag zum Gesamtergebnis der RheinEnergie.

Stadtwerke Pulheim GmbH

Die RheinEnergie ist im Berichtsjahr neuer strategischer Energiepartner der Stadt Pulheim und Mitgesellschafter der Stadtwerke Pulheim GmbH geworden. Sie hat die Anteile ­übernommen, die bisher BS/ENERGY/Veolia gehalten haben. Im Zuge dessen hat die Stadt Pulheim 1 % der Anteile an der GVG Rhein-Erft Gasversorgungsgesellschaft mbH erworben. Die Stadtwerke Pulheim GmbH wiederum hält 74,9 % der ­Anteile an der Stromnetz Pulheim GmbH & Co. KG, deren Minderheitsgesellschafter die innogy Netze Deutschland GmbH ist.

Im Jahr 2018 wirkten sich die gegenüber 2017 im Mittel leicht höheren durchschnittlichen Temperaturen rückläufig auf das temperaturabhängige Vertriebsgeschäft bei Strom, Erdgas und Wärme aus; hinzu kamen weitere wettbewerbsbedingte Kundenverluste insbesondere im Privat- und Gewerbekundensegment für Strom und Erdgas. Ebenso sanken die Absatzmengen bei der Stromvermarktung aus Eigenerzeugung aufgrund von Kraftwerksrevisionen. Gegenläufig zu der Entwicklung der Privat- und Gewerbekunden war bei den Stromsonderkunden ein leichter Anstieg der Absatzmengen zu verzeichnen. Bei Erdgas ging der Absatz an Sonderkunden vor allem aufgrund geringerer Absatzmengen bei einigen großen Industriekunden zurück. Der Wasserabsatz bei den Tarifkunden lag leicht über dem Vorjahresniveau.

Im Geschäftsjahr 2018 realisierte die RheinEnergie vor allem wegen temperaturbedingten Absatzrückgängen im Erdgas- und Wärmesegment ein gegenüber dem Vorjahr leicht um 56 Mio. € reduziertes Umsatzniveau von 2.381 Mio. € (Vorjahr 2.437 Mio. €). Vom Gesamtumsatz ohne Strom- und Energiesteuer entfielen auf die Verkaufserlöse nach Sparten (ohne periodenfremde Effekte): Strom 1.408 Mio. € (Vorjahr 1.422 Mio. €), Erdgas 219 Mio. € (Vorjahr 245 Mio. €), Wärme (inklusive Dampf) 172 Mio. € (Vorjahr 168 Mio. €) und Wasser 134 Mio. € (Vorjahr 135 Mio. €).

Die sonstigen betrieblichen Erträge stiegen im Wesentlichen bedingt durch die Auflösung nicht mehr benötigter Rück­stellungen um 25 Mio. € auf 106 Mio. € (Vorjahr 81 Mio. €). Der Materialaufwand in Höhe von 1.827 Mio. € sank gegenüber dem Vorjahreswert von 1.850 Mio. €. Hintergrund waren die temperaturbedingten niedrigeren Gasbezugsaufwendungen sowohl für die Eigenerzeugung als auch für den Vertriebsabsatz. Der erhöhte Personalaufwand von 263 Mio. € (Vorjahr 254 Mio. €) resultierte insbesondere aus der Tariferhöhung sowie den erhöhten Aufwendungen für Altersversorgung aufgrund des gesunkenen Zinsniveaus. Neben den Abschreibungen (50 Mio. €, Vorjahr 48 Mio. €), die sich nahezu auf Vorjahresniveau bewegten, reduzierten sich die sonstigen betrieblichen Aufwendungen um 5 Mio. € auf 219 Mio. € (Vorjahr 224 Mio. €) vor allem aufgrund von gegenüber dem Vorjahr reduzierten Aufwendungen im Zusammenhang mit Baumaßnahmen und Zuführungen zu Rückstellungen für Altersteilzeit. Insgesamt ging das operative Ergebnis leicht um 4 Mio. € von 138 Mio. € im Vorjahr auf 134 Mio. € im Berichtsjahr zurück.

Eine Verbesserung des Beteiligungsergebnis und des Zins­ergebnis waren ursächlich für die deutliche Steigerung des Finanzergebnis um 17 Mio. € von 18 Mio. € im Vorjahr auf 35 Mio. € im Berichtsjahr.

Der Ertragsteueraufwand lag mit 9 Mio. € unter dem Vorjahresniveau.

Das Ergebnis vor Zinsen, Ertragsteuern und Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens und Sachanlagen (= EBITDA) beträgt 235 Mio. € (Vorjahr 226 Mio. €). Das Ergebnis vor Zinsen und Ertragsteuern (= EBIT) beläuft sich im Geschäftsjahr 2018 auf 185 Mio. € (Vorjahr 177 Mio. €). Das Ergebnis nach Steuern erreicht 160 Mio. € (Vorjahr 145 Mio. €). Von dem Ergebnis nach Steuern erhält der Gesellschafter innogy SE eine Ausgleichszahlung nach § 304 AktG von 28 Mio. € (Vorjahr 23 Mio. €). Zur Stärkung der Eigenkapitalbasis für getätigte und zukünftige Investitionen wird ein Betrag von 10 Mio. € den Gewinnrücklagen zugeführt (Vorjahr 10 Mio. €). Ein Gewinn von 122 Mio. € (Vorjahr 112 Mio. €) wird an den mit 80 % beteiligten Mehrheitsgesellschafter GEW Köln AG abgeführt.

Der Gesamtumsatz (ohne Strom- und Energiesteuer) für das Jahr 2018 der RheinEnergie liegt aufgrund von Absatzsteigerungen im Sonderkundensegment Strom über dem Planniveau. Der energiewirtschaftliche Ergebnisbeitrag des Vertriebs- und Erzeugungsgeschäftes liegt im Wesentlichen temperaturbedingt per saldo unter den Planansätzen. Der Planansatz wurde bei den Zuführungen zu Rückstellungen für Altersteilzeit und für Aufwendungen im Zusammenhang mit Baumaßnahmen überschritten. Positiv gegenüber Plan entwickelten sich aufgrund von Rückstellungsauflösungen die sonstigen betrieblichen Erträge sowie das Beteiligungsergebnis. Das Ergebnis vor Ertragsteuern liegt mit 169 Mio. € deutlich über dem Plan. Insgesamt verlief das Geschäft positiv.

Eine detaillierte Kapitalflussrechnung ist im Anhang enthalten. Diese Kapitalflussrechnung weist einen Mittelzufluss aus laufender Geschäftstätigkeit von 199 Mio. € (Vorjahr 162 Mio. €) aus. Unter Berücksichtigung des Cashflows aus der Investitionstätigkeit von –23 Mio. € (Vorjahr –92 Mio. €) und aus der Finanzierungstätigkeit von –182 Mio. € (Vorjahr –96 Mio. €) ergibt sich unter zusätzlicher Berücksichtigung des Jahresanfangsbestandes zum Bilanzstichtag ein Finanzmittelbestand von 102 Mio. € (Vorjahr 108 Mio. €).

Neben den in der Bilanz und Kapitalflussrechnung ausge­wiesenen finanziellen Positionen wird der übrige Teil der liquiden Mittel der RheinEnergie im Konzern-Cashpool der Stadtwerke Köln GmbH disponiert und angelegt. Die entsprechende Position zuzüglich der Forderungen aus dem Verrechnungsverkehr in einer Größenordnung von 80 Mio. € (Vorjahr 129 Mio. €) ist unter den Forderungen gegen verbundene Unternehmen ausgewiesen.

Bei den Investitionen in immaterielle ­Vermögensgegenstände und Sachanlagen des Jahres 2018 handelt es sich im Wesentlichen um laufende Ersatz- und Erweiterungsinvestitionen. Die Investitionen in Finanzanlagen beinhalten Einzahlungen in die Kapitalrücklagen von Beteiligungen sowie Darlehen an Beteiligungen.

Die Finanzschulden zum 31. Dezember 2018 belaufen sich auf 216 Mio. € (Vorjahr 308 Mio. €). Unter Berücksichtigung der vorhandenen liquiden Mittel von 102 Mio. € (Vorjahr 108 Mio. €) sowie der kurzfristig verfügbaren Mittel aus dem Cashpool von 80 Mio. € (Vorjahr 129 Mio. €) ergibt sich eine Nettoverschuldung zum 31. Dezember 2018 in einer Größenordnung von 34 Mio. € (Vorjahr 71 Mio. €).

Vor dem Hintergrund dieser finanzwirtschaftlichen Ausgangsposition sowie eines funktionierenden Finanzmanagements verfügt die RheinEnergie über ausreichende Mittel, um den laufenden Liquiditätsbedarf zu decken und anstehende Investitionen realisieren zu können.

Die Bilanzsumme der RheinEnergie lag zum 31. Dezember 2018 mit 2.016 Mio. € unter dem Vorjahresniveau (2.084 Mio. €). Der Anteil des Anlagevermögens an der Bilanzsumme beträgt 71,8 % (Vorjahr 68,5 %).

Der Rückgang der Bilanzsumme im Geschäftsjahr 2018 um etwa 68 Mio. € ergibt sich im Wesentlichen aus einem Rückgang des Umlaufvermögens (insbesondere aufgrund geringerer Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie gegen verbundene Unternehmen) und der Finanzanlagen (insbesondere aufgrund einer Kapitalrücklagenrückzahlung); dem steht ein Anstieg des Anlagevermögens insbesondere bei Technischen Anlagen und Maschinen gegenüber.

Auf der Passivseite kommt es im Geschäftsjahr 2018 vor allem zu einem Rückgang der Verbindlichkeiten; insbesondere aufgrund der planmäßigen Tilgung von Kreditverbindlichkeiten und geringeren Verlustübernahmeverpflichtungen. Gegen­läufig steigen das Eigenkapital aufgrund der Thesaurierung und die Rückstellungen insbesondere aufgrund der Zuführung zu den Rückstellungen für Altersteilzeit an.

Mit einer Eigenkapitalquote von 45,0 % (Vorjahr 43,0 %) verfügt die RheinEnergie über eine solide Kapitalausstattung. Dabei ist zu berücksichtigen, dass in einer konsolidierten Betrachtung die Eigenkapitalquote niedriger ist. Das Anlagevermögen ist durch Eigenkapital, Sonderposten sowie langfristige Rückstellungen und Verbindlichkeiten zu 86,3 % gedeckt (Vorjahr 85,6 %).

Insgesamt verfügt die RheinEnergie über eine solide ­Vermögens-, Finanz- und Ertragslage.