Lagebericht

Am 11. Dezember 2019 veröffentlichte die Europäische Kommission die Mitteilung „The European Green Deal“. Das dahinterstehende Konzept einer ökologischen Wende soll prägend für die Legislaturperiode der Jahre 2019 bis 2024 sein. Geplant sind 50 Projekte in zehn Bereichen, die auch die Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft in den kommenden Jahrzehnten ausgestalten werden. Bis März 2020 soll ein Klimagesetz mit dem Ziel, die EU-weiten Treibhausgasreduktionen auf mindestens 50 % anzuheben, auf den Weg gebracht werden. Die Reduktion bezieht sich jeweils in Relation auf das Basisjahr 1990.

Am 14. Januar 2020 veröffentlichte die Europäische Kommission als Teil des Green Deals eine Mitteilung zum Investitionsplan für ein zukunftsfähiges Europa (European Green Deal Investment Plan – EGDIP) und einen Vorschlag für eine Verordnung zur Einrichtung eines Fonds für einen gerechten Übergang (Just Transition Fund – JTF). Mit dem Investitionsplan will die EU-Kommission öffentliche Mittel bereitstellen sowie private Investitionen in eine klimaneutrale Wirtschaft stimulieren, um den European Green Deal zu finanzieren. Das Investitionsvolumen für die kommenden zehn Jahre soll insgesamt eine Billion € betragen. Dabei sollen geltende Beihilfevorschriften flexibel angewendet werden, damit die Mitgliedstaaten spezifische Unternehmen unterstützen können.

Beschluss zum Kohleausstieg

Die Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ hat am 26. Januar 2019 ihren Abschlussbericht vorgelegt. Der Bericht empfiehlt einen Ausstieg aus der Kohleverstromung bis spätestens zum Jahr 2038 sowie weitere Maßnahmen, um die Kernziele „erfolgreicher Strukturwandel“ in den Braunkohlerevieren, „Versorgungssicherheit“ und „nachhaltiger Klimaschutz“ zu erreichen.

Das Bundeskabinett hat am 29. Januar 2020 den Entwurf des „Gesetzes zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung und zur Änderung weiterer Gesetze“ (Kohleausstiegsgesetz) beschlossen und setzt damit den Ausstieg aus der Kohleverstromung um.

Für Braunkohleanlagen mit einer Leistung bis zu 150 MW sieht der Kabinettsbeschluss keine Entschädigung vor. Dafür können diese Anlagen an den Steinkohlestilllegungsausschreibungen teilnehmen. Der Ausstieg aus der Kohleverstromung soll durch individuell ausgehandelte Entschädigungszahlungen für Braunkohlekraftwerke mit einer Leistung größer 150 MW und durch Stilllegungsausschreibungen für Steinkohlekraftwerke umgesetzt werden.

Zudem soll auch die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) weiterentwickelt und das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) geändert werden. Die Grundstruktur und die Förderschwerpunkte bleiben erhalten. Durch eine Verlängerung, Umgestaltung und damit verbundene Erhöhung des Kohleersatzbonus soll ein Anreiz gesetzt werden, Kohle-KWK durch moderne KWK-Systeme zu ersetzen.

Der Gesetzentwurf sieht auch Entlastungen für Stromverbraucher vor, um kohleausstiegsbedingte Stromkostenerhöhungen auszugleichen. Ab dem Jahr 2023 kann ein Zuschuss auf die Übertragungsnetzentgelte gewährt werden.

Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus in Kraft getreten

Am 17. Mai 2019 ist das Netzausbaubeschleunigungsgesetz 2.0 (NABEG 2.0) in Kraft getreten. Das Gesetz soll helfen, den für die Energiewende benötigten Ausbau der deutschen Höchst- und Hochspannungsnetze zu beschleunigen. Dazu wird insbesondere die Genehmigung von Netzausbauvorhaben vereinfacht. Zudem sollen Entschädigungszahlungen für betroffene Grundeigentümer bundesweit vereinheitlicht und bei besonders dringlichen Ausbauvorhaben für Land- und Forstwirte angehoben werden. Die Mehrkosten sollen über Netzentgelte an die Stromkunden weitergereicht werden. Um den Fortschritt des Netzausbaus besser messen zu können, sollen die Netzbetreiber verpflichtet werden, umfangreicher als bislang gegenüber der Bundesnetzagentur (BNetzA) zu berichten.

Gesetzentwurf für Gebäudeenergiegesetz beschlossen

Das Bundeskabinett hat am 23. Oktober 2019 den Regierungsentwurf für das Gebäudeenergiegesetz (GEG) beschlossen. Das GEG soll ein einheitliches Regelwerk für die energetischen Anforderungen an Neu- und Bestandsgebäuden sowie den Einsatz erneuerbarer Energien zur Wärme- und Kälteversorgung von Gebäuden schaffen. Ziel ist es, die bislang verschiedenen Regelwerke zusammenzuführen, die Anwendung zu vereinfachen und zu entbürokratisieren. Die europäischen Vorgaben zur Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden sollen im Zuge dessen vollständig umgesetzt und die Regelung für Niedrigenergiegebäude soll in das vereinheitlichte Energieeinsparrecht integriert werden. Das aktuelle Anforderungsniveau für Neubauten und Sanierung bleibt vorerst unverändert. Es soll im Jahr 2023 überprüft werden.

Umsetzung Klimaschutzpaket

Das Bundes-Klimaschutzgesetz (KSG) ist am 18. Dezember 2019 in Kraft getreten. Es regelt, wie viel CO₂ jeder Sektor bis zum Jahr 2030 noch ausstoßen darf. Demnach muss die Energiewirtschaft ihre Emissionen in Höhe von 280 Mio. Tonnen im Jahr 2020 um 37,5 % auf 175 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalent im Jahr 2030 mindern.

Mit dem am 20. Dezember 2019 in Kraft getretenen Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) führt die Bundesregierung ab dem Jahr 2021 ein nationales Brennstoffemissionshandelssystem (nEHS) ein. Das nEHS umfasst die Emissionen der Wärmeerzeugung des Gebäudesektors sowie von Energie- und Industrieanlagen und verkehrsbedingte Emissionen aus der Verbrennung fossiler Kraftstoffe, sofern diese nicht dem EU-Emissionshandelssystem unterliegen. Der CO₂-Preis des nEHS startet im Jahr 2021 mit 25 € pro Tonne und steigt dann stufenweise an.

Das „Klimaschutzprogramm 2030“ fördert zudem die Gebäudesanierung steuerlich, erhöht die Pendlerpauschale, senkt die Umsatzsteuer auf Bahntickets im Fernverkehr und ändert die Grundsteuer in Sondergebieten für Windenergieanlagen. Das entsprechende Gesetz zur Umsetzung der Regelungen im Steuerrecht ist am 31. Dezember 2019 in Kraft getreten.

Landesebene

Die Landesregierung Nordrhein-Westfalens hat am 10. Juli 2019 ihre Strategie für eine klimaverträgliche, sichere und bezahlbare Energieversorgung vorgelegt. Demnach will die Landesregierung erneuerbare Energien und Netze verstärkt ausbauen, moderne Speichertechnologien nutzen, die Nachfrage flexibler gestalten und die Stromsteuer senken. Gas soll als Brennstoff insbesondere in Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen als Brückenenergie fungieren.

Am 13. Dezember 2019 hat die „Zukunftsagentur Rheinisches Revier“ ihr „Wirtschafts- und Strukturprogramm 1.0“ (WSP 1.0) vorgestellt. Das WSP 1.0 skizziert die Zukunftsvision für die Region in der Zeit nach der Braunkohle und ist das Ergebnis eines Dialogs aller Interessenvertreter.

Die deutsche Wirtschaft ist im zehnten Jahr in Folge gewachsen. Dies ist die längste Phase seit der Wiedervereinigung. Das preisbereinigte Bruttoinlandsprodukt (BIP) ist im Jahr 2019 um 0,6 % gestiegen, so die Berechnungen des Statistischen Bundesamtes. Dabei hat das Wachstum an Schwung verloren und lag deutlich unter dem Vorjahreswert (+1,5 %) und auch signifikant unter dem Zehn-Jahres-Mittel (+1,3 %).

Vor allem der Konsum hat das Wachstum im Berichtsjahr gestützt: die privaten Konsumausgaben stiegen im Jahresverlauf um 1,6 %, die des Staates um 2,5 %. Zudem stiegen die Investitionen in Forschung und Entwicklung um 2,7 %, jene in Bauten sogar um 3,8 %. Investitionen in Maschinen, Geräte und Fahrzeuge lagen lediglich 0,4 % über dem Vorjahresniveau und entwickelten sich damit weniger dynamisch.

Primärenergieverbrauch

Der Energieverbrauch ist im Berichtsjahr nach vorläufigen Zahlen erneut gegenüber dem Vorjahr gesunken, und zwar um 2,3 % auf 437,3 Millionen Tonnen Steinkohleneinheiten (Mio. t SKE), und damit auf den geringsten Wert seit Anfang der 1970er Jahre. Ursachen sind ein konjunkturell bedingter Rückgang des Energieverbrauchs in der Industrie sowie Verbesserungen bei der Energieeffizienz. 

Auch die Anteile der verschiedenen Energieträger am nationalen Energiemix haben sich gegenüber dem Vorjahr verschoben: Der Anteil fossiler Energien am inländischen Energieverbrauch ist in Summe zurückgegangen, von im Vorjahr 86,2 % auf 85,3 % im Berichtsjahr. Die erneuerbaren Energien konnten ihren Anteil von im Vorjahr 13,8 % auf nun 14,7 % erneut erhöhen.

Der Anteil von Öl und Gas am inländischen Energieverbrauch stieg leicht um 2,8 Prozentpunkte auf 60,3 %. Der Anteil von Stein- und Braunkohle am Verbrauch lag im Berichtsjahr bei 17,9 % und somit 3,3 Prozentpunkte niedriger als im Vorjahr. Die Erneuerbaren steigerten ihren Beitrag am Energieverbrauch von 13,8 auf 14,7 %. Der Anteil der Kernenergie blieb mit 6,4 % nahezu konstant (Vorjahr 6,3 %). Auf sonstige Energiebereitstellung (einschließlich des Stromaußenhandelssaldos) entfallen 2019 0,7 %.

Aufgrund der deutlichen Verbrauchsrückgänge im Bereich Kohle und der Zuwächse bei den erneuerbaren Energien sind die erzeugungsbedingten CO₂-Emissionen im Energiesektor insgesamt in einer Größenordnung von rund 7 % zurückgegangen.

Preisentwicklung

Ölmarkt
Der Ölpreis bewegte sich im Berichtsjahr in einem Band zwischen 65 und 75 US-Dollar pro Barrel. Gründe waren die Erneuerung der OPEC-Förderkürzungen, Risiken rund um die venezolanische Produktion und geopolitische Spannungen im Nahen Osten. Nachrichten über die Verschärfung des Handelskonflikts zwischen den USA und China und die hohen Mengen an US-Schieferöl hatten im Jahresverlauf immer wieder preissenkende Effekte. 

Importkohlemarkt
Die europäischen Kohlepreise fielen das Jahr über stetig, um insgesamt rund 20 US-Dollar pro Tonne ($/t) auf 56,40 $/t zum Jahresende und damit unter das Zwei-Jahres-Tief von bislang 60 $/t. Grund war eine schwache Nachfrage in Europa aufgrund der niedrigen Preise des Kohlesubstituts Gas und der hohen Einspeisung erneuerbarer Energien. Auch die Nachfrage aus Asien stagnierte. Hauptgrund: China hatte seine Einfuhrmengen stark reduziert, um gemäß Regierungsbeschluss weniger als im Vorjahr zu importieren.

Gasmarkt
Die Preise für den Frontjahreskontrakt an gängigen Handelsmärkten fielen im Verlauf des Berichtsjahres von rund 20 € pro Megawattstunde (€/MWh) auf ein Vier-Jahres-Tief bei etwa 13 €/MWh Ende Dezember. Eine komfortable Speichersituation und stetige LNG-Lieferungen nach Nordwesteuropa ließen die Preise sinken. Diese beiden Faktoren überwogen auch Sorgen wegen der zurückgehenden Fördermengen aus dem niederländischen Groningen, der Sanktionen im Umfeld der Nord-Stream-2-Pipeline und wegen der schwierigen Transitverhandlungen zwischen Russland und der Ukraine.

Emissionsmarkt
Die Zertifikatepreise lagen zur Mitte des Berichtsjahres bei mehr als 30 € je Tonne CO₂-Äquivalent (€/t CO₂). Sie erreichten damit zwischenzeitlich den höchsten Stand seit dem Jahr 2008, während sie zum Jahresende bei rund 25 €/t CO₂ notierten. Grund für die anhaltende Preisstabilität war insbesondere der Plan, die wegen des Kohleausstiegs ungenutzten deutschen Zertifikate zu löschen. Preisstützend wirkte zudem der Plan der EU-Kommission, die Europäische Union bis zum Jahr 2050 klimaneutral zu machen.

Strommarkt
Der deutsche Frontjahreskontrakt Grundlast handelte volatil in den Grenzen zwischen 42 und 53 € pro Megawattstunde (€/MWh). Der Preis folgte dabei den Vorgaben aus den Brennstoff- und Emissionsmärkten. Am Spotmarkt war aufgrund der niedrigen Gaspreise ein deutlicher Wechsel weg von der Kohle- und hin zur Gasverstromung zu erkennen, wobei auch die erneuerbaren Energien ihren Anteil an der Nettoerzeugung signifikant steigern konnten.

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 und die Stadtwerke Leichlingen GmbH.

Die RheinEnergie hat die Bewirtschaftung ihres Strom- und Erdgasportfolios auf die RheinEnergie Trading GmbH übertragen. In diesem Zusammenhang hat sie die im Jahr 2019 abgesetzten Mengen am Großhandelsmarkt beschafft. Die RheinEnergie Trading GmbH vermarktet zudem die Stromproduktion der RheinEnergie-Kraftwerke. Um die Geschäfte optimal absichern zu können, erstreckt sich die gesamte Beschaffung und Vermarktung über einen Zeitraum von mehreren Jahren. Sie erfolgt diversifiziert und strukturiert, um durch die Kombination von flexiblen Produkten und Standardverträgen Optimierungspotenziale zu heben.

Details zu erneuerbaren Energien werden im Abschnitt „Nachhaltigkeit“ dargestellt.

Stromerzeugung

Die elektrische Netzeinspeisung der Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK) lag bei 5.149 Gigawattstunden (GWh) und damit aufgrund von im Vorjahr durchgeführten Kraftwerksrevisionen und verbesserten wirtschaftlichen Bedingungen um 34,1 % höher als im Vorjahr. Der Anteil der ins Netz eingespeisten und geförderten KWK-Strommenge betrug 26,2 % (45,0 % im Vorjahr).

Fernwärme

Die Fernwärmeabgabe erhöhte sich witterungsbedingt gegenüber dem Vorjahr um 1,9 % auf 1.482 GWh. Der Anteil der in KWK erzeugten Fernwärme betrug rund 94 %. Er lag um etwa 1 % höher als im Vorjahr.

Dampf

Die Abgabe an die Prozessdampfkunden lag mit einer Menge von 557 GWh auf dem Niveau des Vorjahres. Die RheinEnergie hat davon 251 GWh selbst erzeugt, hiervon wiederum rund 96 % in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen.

Brennstoffeinsatz und Emissionen

Der Brennstoffeinsatz betrug insgesamt 10.261 GWh. Er lag um 25 % über dem Vorjahr. Hauptbrennstoff war Erdgas mit einem Anteil von etwa 91 % (2018: 84 %). Die brennstoffbedingten CO₂-Emissionen aller Heiz- und Heizkraftwerke lagen bei rund 2,2 Mio. Tonnen, das waren rund 18,3 % mehr als im Vorjahr.

Absatzzahlen

Im Geschäftsjahr 2019 konnte die RheinEnergie in den einzelnen Sparten folgende Absatzzahlen erreichen: Strom 17.566 GWh, Erdgas 7.515 GWh, Fernwärme 1.130 GWh, Energiedienstleistungen 721 GWh und Dampf 557 GWh.

Nach Kundengruppen ergeben sich in den Sparten folgende Absatzzahlen:

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 in allen vertrieblichen Segmenten.

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 2019 sowohl im Privat- als auch im Sonderkundensegment nicht das Volumen des Vorjahres erreichen. Im Bereich der Privat- und kleinen Gewerbekunden ist ein Rückgang der Kundenzahlen zu verzeichnen. Dabei ist zu berücksichtigen, dass im Zusammenhang mit dem Anteilserwerb an der Stadtwerke Sankt Augustin GmbH (vormals Energieversorgungsgesellschaft mbH) ein Teil der bisherigen RheinEnergie-Kunden eingebracht wurden. Weiterhin erklärt sich der Absatzrückgang aus den im Durchschnitt sinkenden Stromverbräuchen der Kunden. Hier wirken unter anderem technische Optimierungen (zum Beispiel durch energieeffizientere Geräte) und ein bewussteres Verbrauchsverhalten der Kunden zusammen. Diese Faktoren bewirken auch im Vergleich zur Planung eine Unterschreitung des Absatzes an Privat- und kleine Gewerbekunden. Durch Kundengewinnung konnten im Sonderkundensegment die Planansätze übertroffen werden.

Die unter der Rubrik „Vermarktung Eigenerzeugung“ ausgewiesene Absatzmenge umfasst im Wesentlichen den Verkauf des in den Heizkraftwerken der RheinEnergie erzeugten Stroms an die RheinEnergie Trading GmbH. Die aufgrund von Kraftwerksrevisionen geringere Erzeugungsmenge des Vorjahres konnte 2019 deutlich übertroffen werden. Ursächlich waren neben der höheren Kraftwerksverfügbarkeit auch die deutlich verbesserten Marktbedingungen, was auch zu einer gegenüber den Planansätzen höheren Erzeugungsmenge führte.

Der Erdgasabsatz der RheinEnergie stieg gegenüber dem Vorjahr um 9,1 %. Während der Absatz im Geschäft mit Privat- und kleinen Gewerbekunden bei geringfügig niedrigeren Durchschnittstemperaturen als im Vorjahr und nach wie vor starkem Wettbewerb insgesamt auf Vorjahresniveau lag, nahm der Absatz an Sonderkunden vor allem aufgrund höherer Absatzmengen bei einigen großen Industriekunden zu. Da in der Planung für den Absatz der Wärmeenergieträger insgesamt von niedrigeren Durchschnittstemperaturen ausgegangen wurde, als sie sich im Verlauf des Jahres 2019 tatsächlich eingestellt haben, konnten in den primär temperaturabhängigen Segmenten die angestrebten Absatzmengen nicht erreicht werden. Vornehmlich betrifft dies hier den Absatz im Privat- und Gewerbekundensegment. Im Bereich der Sonderverträge konnte im Wesentlichen durch den Mehrabsatz an Großkunden/Energieversorgungsunternehmen (EVU) eine Mengensteigerung gegenüber Plan erreicht werden.

Die RheinEnergie verzeichnete beim Verkauf von Fernwärme an Sondervertragskunden gegenüber dem Vorjahr eine Steigerung um 1,7 %, die überwiegend durch Netzerweiterungen und den Zubau neuer Anschlüsse begründet ist. Dies wirkte sich trotz gegenläufiger temperaturbedingter Abweichung im Ergebnis auch positiv auf die Planerreichung aus.

Die Nachfrage nach Energiedienstleistungen hat im Jahr 2019 weiter zugenommen. Die RheinEnergie hat entsprechend verschiedene Contracting-Projekte geplant und entwickelt; Bestandsprojekte wurden mit dem Ziel der Vertragsverlängerung technisch, wirtschaftlich und rechtlich analysiert. Dennoch konnten wie bei den übrigen Wärmeenergieträgern temperaturbedingt trotz des Anstiegs die Ansätze des Wirtschaftsplans nicht erreicht werden.

Der Verkauf von Prozessdampf an industrielle Kunden verblieb auf dem Niveau des Vorjahres und – ebenfalls temperaturbedingt – unterhalb des geplanten Wertes.

Strompreise

Aufgrund von Veränderungen und Steigerungen bei Beschaffungskosten, Netzentgelten, Abgaben und Umlagen kam es zu einer deutlichen Kostensteigerung, so dass die Erhöhung der Vertriebspreise der RheinEnergie zum 1. April 2019 unumgänglich war. Im Zusammenhang mit der Preisanpassung wurde auch eine Regionalisierung der Preisstruktur vorgenommen, um der unterschiedlichen Kostensituation in verschiedenen Netzgebieten gerecht zu werden.

Die Preise für Sondervertragskunden werden zum Vertragsabschluss individuell kalkuliert.

Erdgaspreise

Aufgrund der Bezugspreis- und der Netzentgeltveränderungen sowie der starken Erhöhung der Bilanzierungsumlage musste die RheinEnergie auch den Erdgaspreis für die Privat- und kleineren Gewerbekunden zum 1. April 2019 erhöhen.

Die Preise für Sondervertragskunden werden zum Vertragsabschluss individuell kalkuliert.

Wärmepreise

Da die Fernwärmearbeitspreise mit einem zeitlichen Versatz an die Entwicklung der Erdgaspreise sowie weiterer Indizes gekoppelt sind, stiegen die Arbeitspreise auf Basis der vertraglichen Grundlagen zum 1. April 2019 und sanken zum 1. Oktober 2019. Ganzjährig betrachtet sind die Arbeitspreise nahezu konstant geblieben. Die Grundpreise erhöhten sich jeweils.

Energiedienstleistungen

Die RheinEnergie hat ihr Energiedienstleistungsportfolio im Berichtsjahr weiter ausgebaut. Unter anderem hat das Unternehmen das Heim-TankE-Angebot an die NRW-Förderbedingungen für Elektroladesäulen angepasst. Zudem hat die RheinEnergie ihr Fotovoltaik-Produkt für Privatkunden („SolarKomfort“) überarbeitet und kann das Produkt nun besser auf den individuellen Bedarf der Kunden zuschneiden.

Beratungs- und Serviceleistungen

Ausgezeichneter Service
Der TÜV Rheinland hat den Kundenservice der RheinEnergie im Berichtsjahr zum wiederholten Male ausgezeichnet. Zudem hat das Verbraucherportal www.energieverbraucherportal.de die RheinEnergie erneut im Wettbewerb „TOP-Lokalversorger“ prämiert. Im Gegensatz zu rein preisorientierten Vergleichsportalen werden hier auch die lokalen Serviceleistungen eines Energieversorgers berücksichtigt. Die RheinEnergie darf damit weiterhin als „TOP-Lokalversorger“ für Strom, Erdgas und erstmals auch für Wasser 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 neben der Stadt Köln auch die Städte Frechen und Pulheim sowie teilweise Brühl und Bergisch Gladbach mit Trinkwasser und ist Betriebsführer der gesamten Trinkwasserversorgung der Stadt Bergisch Gladbach. 

Im Berichtsjahr hat die RheinEnergie die beiden bislang getrennten Kölner Trinkwassernetze rechts und links des Rheins per Transportleitung unter dem Rhein hindurch verbunden. Eine bidirektionale Druckerhöhungsanlage kann im Störungsfall flexibel Trinkwasser in beide Netzbereiche pumpen. Damit werden die vorhandenen Ressourcen besser genutzt und die Versorgungssicherheit erhöht. Zudem optimiert die RheinEnergie die Wassergewinnungsanlagen weiter, um die Trinkwasserversorgung für Köln und die Region zukunftssicher zu gestalten.

Nach Kundengruppen ergeben sich folgende Absatzzahlen:

Markt- und Absatzentwicklung

Der Wasserabsatz ist im Berichtsjahr konstant geblieben. Die Wasserpreise der RheinEnergie blieben 2019 unverändert. Der Betriebswasserverkauf lag aufgrund des Minderbedarfs eines Großkunden unter dem Absatz des Vorjahres.

Qualitätssicherung und Forschung

Die RheinEnergie schützt die Grundwasservorkommen und unterstützt die natürlichen Prozesse der Reinigung mit moderner Technik. Sie kontrolliert die Wasserqualität fortlaufend gemäß den gesetzlichen Anforderungen auf dem gesamten Weg vom Grundwasser im Gewinnungsgebiet, in den Brunnen, in den Wasserwerken und im Versorgungsnetz bis zu den Entnahmestellen bei den Kunden. Die kontinuierliche Verbesserung ihrer Prozesse stellt die RheinEnergie dabei über ein zertifiziertes integriertes Managementsystem sicher.

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.

Konzessionen

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 AG, Stadtwerke Leichlingen GmbH, Stromnetz Bornheim GmbH & Co. KG, Lohmar Netzeigentumsgesellschaft mbH, ENNI Energie und Umwelt Niederrhein GmbH sowie Stadtwerke Dinslaken GmbH.

Des Weiteren ist die RNG Eigentümerin und Betreiberin der Netzleitungen der Hochspannungsebene (110-kV-Freileitungen und -Erdkabel) sowie seit 2019 des Kölner Gashochdrucknetzes.

Zentrale Aufgaben der RNG sind es, eine zuverlässige Strom- und Gasverteilung in ihrem Netzgebiet sicherzustellen sowie einen transparenten und diskriminierungsfreien Zugang zu diesen Energienetzen zu gewährleisten. Die Gesellschaft übernimmt das Asset-Management, das Netzzugangs- und Regulierungsmanagement sowie die Dienstleistersteuerung. Darüber hinaus unterstützt die RNG die Netzeigentümer bei Konzessionsvergabeverfahren, um Bestandskonzessionen wieder- und neue Konzessionen hinzuzugewinnen.

Technischer Netzservice

Die RheinEnergie plant, baut und betreibt Energie- und Wassernetze sowie die dazugehörigen Anlagen. Zu den zentralen Aufgaben zählt die wirtschaftliche und zuverlässige Versorgung mit Strom, Gas, Wärme und Wasser. Das vorhandene Know-how steht auch im Rahmen externer Dienstleistungsangebote zur Verfügung.

Die Stadt Köln und die RheinEnergie treiben seit mehreren Jahren gemeinsam das Konzept „Schaffung von Lichtpassagen“ voran, um Tunnel und Unterführungen der Stadt aufzuwerten. Im Zuge des Konzepts hat der technische Netzservice auch im Berichtsjahr weitere Bereiche der Stadt mit moderner und effizienter LED-Beleuchtung ausgerüstet.

Zudem hat der Netzservice im Berichtsjahr gemeinsam mit zwei Spezialfirmen erfolgreich ein Pilotprojekt gestartet, um die Hydranten und Schieber des Wassernetzes zu warten und bei Bedarf instand zu setzen. Im Netz sind tausende solcher Apparate verbaut, die Arbeiten sind entsprechend zahlreich, aufwendig und teuer. Defekte Hydranten müssen nach dem bisherigen Stand der Technik ausgewechselt werden, dazu sind Tiefbauarbeiten notwendig. Mit dem neu entwickelten Verfahren einer Spezialfirma konnten innerhalb weniger Tage 24 Hydranten vor Ort sofort im eingebauten Zustand repariert werden. Das spart Zeit und Geld und schont obendrein natürliche Ressourcen. Ein weiteres Spezialunternehmen konnte 85 Schieber direkt vor Ort reparieren.

Regionalstrategie der RheinEnergie

Der Konzernverbund der RheinEnergie ist im Bereich der Energie- und Wasserversorgung tätig. Bei diesen Stadtwerke-Gesellschaften handelt es sich – mit Ausnahme der MVV Energie AG – um Energie- und Wasserversorgungsunternehmen in der rheinischen Region. Die RheinEnergie ist als strategischer Partner der Kommunen positioniert, wobei der Anteilsbesitz von Minderheits- bis zu Mehrheitspositionen reicht. Sowohl der regionale Konzernverbund als auch die Positionierung als Partner der Kommunen spiegeln die strategische Grundausrichtung der RheinEnergie wider. Zudem liefern die Stadtwerke-Gesellschaften einen bedeutsamen Beitrag zum Gesamtergebnis der RheinEnergie.

MVV Energie AG

Im Geschäftsjahr 2019 wurde zusammen mit der EnBW AG ein Verkaufsprozess für die jeweiligen Anteile an der MVV Energie AG begonnen, der im Jahr 2020 fortgeführt wird.

Stadtwerke Sankt Augustin GmbH

Die RheinEnergie hat mit wirtschaftlicher Wirkung zum 1. Januar 2019 einen Anteil in Höhe von 45 % an der Energieversorgungsgesellschaft mbH Sankt Augustin (EVG) erworben. Die Gesellschaft firmiert nunmehr als Stadtwerke Sankt Augustin GmbH (SWA). Im Zuge des Erwerbs hat die RheinEnergie rund 17.000 Privat- und Gewerbekunden im Bereich Strom- und Gasvertrieb ausgegliedert und in die SWA eingebracht.

Die Umsatzerlöse der RheinEnergie belaufen sich im Geschäftsjahr ohne Strom- und Energiesteuer auf insgesamt 2.515 Mio. € (Vorjahr 2.381 Mio. €). Der wesentliche Anteil entfällt auf die Stromsparte mit 1.458 Mio. € (Vorjahr 1.408 Mio. €). Neben preisbedingten Effekten ist der Anstieg auch auf die gestiegene Eigenerzeugung sowie Nebengeschäftserlöse zurückzuführen.

Der Stromabsatz der RheinEnergie an Vertriebskunden konnte 2019 im Privat- als auch im Sonderkundensegment nicht das Volumen des Vorjahres erreichen, wohingegen die Vermarktung aus Eigenerzeugung aufgrund von im Vorjahr durchgeführten Kraftwerksrevisionen gestiegen ist. Der Erdgasabsatz ist gegenüber dem Vorjahr aufgrund von höheren Absätzen mit einigen Industriekunden gestiegen.

Vom Gesamtumsatz ohne Strom- und Energiesteuer entfielen auf die Verkaufserlöse nach Sparten (ohne periodenfremde Effekte): Strom 1.458 Mio. € (Vorjahr 1.408  Mio. €), Erdgas 235 Mio. € (Vorjahr 219 Mio. €), Wärme (inklusive Dampf) 184 Mio. € (Vorjahr 172 Mio. €) und Wasser 137 Mio. € (Vorjahr 134 Mio. €).

Die sonstigen betrieblichen Erträge bleiben mit 107 Mio. € nahezu konstant (Vorjahr 106 Mio. €). Neben Erträgen aus der Auflösung von nicht mehr benötigten Rückstellungen haben sich gegenüber dem Vorjahr vor allem Erträge aus Anlagenabgängen verändert. Der Materialaufwand in Höhe von 1.920 Mio. € ist aufgrund des gestiegenen Mengenvolumens im Umsatz angestiegen. Die Erhöhung des Personalaufwands von 270 Mio. € (Vorjahr 263 Mio. €) bei leicht rückläufigen Personalkapazitäten resultiert insbesondere aus der Tariferhöhung sowie den erhöhten Aufwendungen für Altersversorgung aufgrund des gesunkenen Zinsniveaus. Die Abschreibungen (49 Mio. €, Vorjahr 50 Mio. €) bewegen sich nahezu auf Vorjahresniveau. Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen reduzieren sich um 14 Mio. € auf 205 Mio. € (Vorjahr 219 Mio. €). Der Rückgang gegenüber dem Vorjahr ist im Wesentlichen auf geringere Zuführungen zu Altersteilzeitrückstellungen zurückzuführen. Insgesamt stieg das operative Ergebnis um 56 Mio. € von 134 Mio. € im Vorjahr auf 190 Mio. €.

Das Finanzergebnis der Gesellschaft beläuft sich auf -32 Mio. € und ist gegenüber dem Vorjahr um -68 Mio. € gesunken. Zum einen war aufgrund der Energiepreisentwicklungen sowie der Diskussionen über den Kohleausstieg bei der RheinEnergie HKW Rostock GmbH, Köln, eine außerplanmäßige Abschreibung auf die Kraftwerksanlagen vorzunehmen. Zum anderen verzeichnete die Rheinische NETZGesellschaft mbH, Köln, regulatorisch bedingt einen höheren gemäß Ergebnisabführungsvertrag zu übernehmenden Verlust. Die Erträge aus Beteiligungen in Höhe von 53 Mio. € sind gegenüber dem Vorjahr leicht zurückgegangen.

Der Ertragsteueraufwand lag um 1 Mio. € über dem Vorjahresniveau.

Das Ergebnis vor Zinsen, Ertragsteuern und Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens und Sachanlagen (= EBITDA) beträgt 221 Mio. € (Vorjahr 235 Mio. €). Das Ergebnis vor Zinsen und Ertragsteuern (= EBIT) beläuft sich im Geschäftsjahr 2019 auf 172 Mio. € (Vorjahr 185 Mio. €). Das Ergebnis nach Steuern erreicht 148 Mio. € (Vorjahr 160 Mio. €). Von dem Ergebnis nach Steuern erhält der Gesellschafter innogy SE eine Ausgleichszahlung nach § 304 AktG von 25 Mio. € (Vorjahr 28 Mio. €). Ein Gewinn von 123 Mio. € (Vorjahr 122 Mio. €) wird an den mit 80 % beteiligten Mehrheitsgesellschafter GEW Köln AG abgeführt.

Aus laufender Geschäftstätigkeit verzeichnet die Gesellschaft einen Mittelzufluss von 188 Mio. € (Vorjahr 199 Mio. €). Unter Berücksichtigung des Cashflows aus der Investitionstätigkeit von –56 Mio. € (Vorjahr –23 Mio. €) und aus der Finanzierungstätigkeit von –172 Mio. € (Vorjahr –182 Mio. €) ergibt sich unter zusätzlicher Berücksichtigung des Jahresanfangsbestandes zum Bilanzstichtag ein Finanzmittelbestand von 62 Mio. € (Vorjahr 102 Mio. €).

Neben den in der Bilanz und Kapitalflussrechnung ausgewiesenen finanziellen Positionen wird der übrige Teil der liquiden Mittel der RheinEnergie im Konzern-Cash-Pool der Stadtwerke Köln GmbH disponiert und angelegt. Die entsprechende Position zuzüglich der Forderungen aus dem Verrechnungsverkehr in einer Größenordnung von 35 Mio. € (Vorjahr 80 Mio. €) ist unter den Forderungen gegen verbundene Unternehmen ausgewiesen.

Bei den Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen des Jahres 2019 handelt es sich im Wesentlichen um laufende Ersatz- und Erweiterungsinvestitionen. Diese sind aus dem Anlagenspiegel ersichtlich. Dieser Mittelabfluss wird im Wesentlichen durch den Nettozufluss aus Beteiligungen in Höhe von 42 Mio. € abgemildert.

Die Finanzschulden zum 31. Dezember 2019 belaufen sich auf 141 Mio. € (Vorjahr 216 Mio. €). Unter Berücksichtigung der vorhandenen liquiden Mittel von 62 Mio. € (Vorjahr 102 Mio. €) sowie der kurzfristig verfügbaren Mittel aus dem Cash-Pool von 35 Mio. € (Vorjahr 80 Mio. €) ergibt sich eine Nettoverschuldung zum 31. Dezember 2019 in einer Größenordnung von 44 Mio. € (Vorjahr 34 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 2019 mit 1.995 Mio. € unter dem Vorjahresniveau (2.016 Mio. €). Der Anteil des Anlagevermögens an der Bilanzsumme beträgt 74,6 % (Vorjahr 71,8 %).

Dem Vermögenszufluss im Sachanlagevermögen in Höhe von 42 Mio. € steht eine Verminderung der Guthaben gegenüber Kreditinstituten in nahezu gleicher Höhe gegenüber. Die Finanzanlagen sind in der Gesamtsumme im Verhältnis zum Vorjahr relativ konstant. Die übrigen Veränderungen in der Zusammensetzung der Bilanz ergeben sich im Wesentlichen aus einem Rückgang des Umlaufvermögens (insbesondere aufgrund geringerer Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie gegen verbundene Unternehmen).

Auf der Passivseite kommt es im Geschäftsjahr 2019 zu einem Netto-Rückgang der Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und Dritten durch planmäßige Tilgungen in Höhe von 75 Mio. €. Demgegenüber stiegen die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen und die sonstigen Rückstellungen für die Verwendung von CO₂-Zertifikaten um insgesamt 42 Mio. €, denen kompensierend Auflösungen in Höhe von 20 Mio. € gegenüberstehen. 

Mit einer konstanten Eigenkapitalquote von etwa 45 % 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 82,9 % gedeckt (Vorjahr 86,3 %).

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