Lagebericht

Die energiepolitischen Entwicklungen auf europäischer Ebene waren im Berichtsjahr 2023 vor allem von Gesetzgebungsverfahren geprägt, die sich aus der europäischen Green-Deal-Initiative ableiten. Dazu zählen unter anderem die Binnenmarktpakete für Gas und Wasserstoff, die es Verteilnetzbetreibern ermöglichen, als Wasserstoff-Netzbetreiber zu agieren. Außerdem finden sich im Paket der delegierte Rechtsakt zur Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II), der Strombezugskriterien für die Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff festlegt, sowie Richtlinien für erneuerbare Energien und Energieeffizienz. Die Europäische Kommission hat außerdem das Strommarktdesign überarbeitet. Mit der Corporate-Sustainability-Reporting-Directive (CSRD) ist eine Richtlinie in Kraft getreten, die die Offenlegungspflichten zur Nachhaltigkeitsberichterstattung für Unternehmen verschärft.

Die energiepolitischen Entwicklungen auf Bundesebene waren im Berichtsjahr insbesondere von Gesetzgebungsverfahren im Wärmebereich geprägt. Hierzu zählt unter anderem das Gesetz zur Änderung des Gebäudeenergiegesetzes, das den Umstieg auf erneuerbare Energien beim Heizen rechtlich verankert. Weiterhin standen Gesetze zur Wärmeplanung und Dekarbonisierung der Wärmenetze im Fokus, die EnWG-Novelle zur Umsetzung unionsrechtlicher Vorschriften sowie das Solarpaket zur Steigerung des Ausbaus von Photovoltaik (PV). Das Urteil des Bundesverfassungsgerichts zum Nachtragshaushalt 2021 hatte schließlich massive Auswirkungen auf nahezu den gesamten Bundeshaushalt und damit auch auf die Energiepolitik.

Die konjunkturelle Entwicklung war weiterhin von hohen Inflationsraten geprägt. In den ersten beiden Quartalen des Berichtszeitraumes stagnierte die Wirtschaftsleistung zunächst, bevor die deutsche Wirtschaft dann mit einem leichten Rückgang in das zweite Halbjahr startete. Das preisbereinigte Bruttoinlandsprodukt ist laut Statistischem Bundesamt 2023 gegenüber dem Vorjahr um 0,3 % gesunken. Preis-, saison- und kalenderbereinigt betrug der Rückgang 0,1 %. Die privaten Konsumausgaben nahmen mit -2,0 % gegenüber dem Jahr 2022 deutlich ab. Dabei machten sich nach wie vor die hohen Preise bemerkbar. Besonders betroffen davon waren Nahrungsmittel und Getränke, Beherbergungs- und Gaststättendienstleistungen sowie kurzlebige Güter wie Bekleidung, für die jeweils deutlich weniger ausgegeben wurde als im Vorjahr. Positive Impulse kamen dagegen von den Ausrüstungsinvestitionen (+1,1 % gegenüber 2022).

Die Entwicklungen auf dem Arbeitsmarkt waren weiterhin positiv, obgleich die Wachstumsdynamik deutlich nachließ. Im dritten Quartal waren in Deutschland 46,04 Millionen Menschen erwerbstätig, verglichen mit dem Vorjahreszeitraum stieg die Zahl der Erwerbstätigen um 337.000 Personen (+0,7 %). Die Zahl der Erwerbstätigen erreichte damit einen neuen historischen Höchststand und überschritt erstmals nach der deutschen Wiedervereinigung die 46-Millionen-Schwelle.

Primärenergieverbrauch

Der Energieverbrauch in Deutschland erreichte im Jahr 2023 eine Höhe von 10.791 Petajoule (PJ) beziehungsweise 368,2 Millionen Tonnen Steinkohleneinheiten (Mio t SKE). Das entspricht einem Rückgang um 7,9 % gegenüber dem Vorjahr. Der Energieverbrauch erreichte damit nach den Berechnungen der AG Energiebilanzen ein historisches Tief. Dieser lag um mehr als ein Viertel unter dem bisherigen Höchststand von 1990.

Den größten Einfluss auf den Rückgang des Energieverbrauchs hatte die zurückgehende wirtschaftliche Leistung in Deutschland. Vor allem die energieintensiven Industriezweige verzeichneten Produktionsrückgänge. Von der im Jahresverlauf leicht wärmeren Witterung gegenüber dem Vorjahr ging nach Berechnungen der AG Energiebilanzen nur ein schwacher verbrauchssenkender Effekt aus. Verbrauchssteigernd wirkte 2023 allein die demographische Entwicklung. Durch den Zuzug von 1,35 Millionen Menschen wuchs die Gesamtbevölkerung auf rund 85,5 Millionen.

Die energiebedingten CO₂-Emissionen nahmen nach Schätzung der AG Energiebilanzen infolge des gesunkenen Gesamtverbrauchs insbesondere bei den fossilen Energieträgern um rund 10,0 % ab. Dies entsprach einer Reduktion in der Größenordnung von 66 Millionen Tonnen (Mio t). 

Der Anteil des Mineralöls am gesamten Primärenergieverbrauch stieg leicht auf 35,9 % (Vorjahr 35,0 %). Der Erdgasverbrauch sank um 4,3 %. Auch der Verbrauch von Kohle sank. Steinkohle verzeichnete einen Rückgang von 9,6 % auf 8,7  %, Braunkohle hatte einen Anteil von 8,5 % (Vorjahr 10,0 %) am deutschen Gesamtenergieverbrauch. Die Stromerzeugung aus Kernenergie ging bedingt durch die Abschaltung der Kernkraftwerke im April 2023 um rund 80,0 % zurück, sodass diese nur noch einen Anteil von 0,7 % (Vorjahr 3,2 %) hatte. Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien stieg um etwa 5,0 %. Damit liegt ihr Anteil nun bei 19,6 %. 

Im Berichtszeitraum wurden 9,2 Milliarden Kilowattstunden (Mrd. kWh) Strom mehr aus dem Ausland importiert als exportiert. Damit war Deutschland seit 2002 erstmals wieder Netto-Importeur von Strom. Die Ausfuhren sanken im Jahr 2023 gegenüber dem Vorjahr um 24,0 %. Die Importe stiegen dagegen um 38,0 %.

Preisentwicklung an den Beschaffungsmärkten

Die Lage an den Beschaffungsmärkten war im Berichtsjahr verglichen mit dem Vorjahr weniger volatil. Zwar befanden sich Strom- und Gaspreise weiterhin auf einem hohen Niveau, doch der europäische Energiemarkt präsentierte sich im Jahr 2023 in einer wesentlich stabileren Lage als im Vorjahr. Die Beschaffungspreise für Gas und Strom halbierten sich nahezu. Zudem waren die Maßgaben für die europäischen und insbesondere deutschen Gasspeicherstände vor Ablauf der Frist übererfüllt. Der europäische Kohlemarkt verzeichnete ebenfalls fallende Preise, bei deutlich rückläufiger Nachfrage. Die Preise am Ölmarkt hingegen zeigten sich recht volatil. Sorgen um die nachhaltige Erholung der rohstoffintensiven Wirtschaftsmächte China und USA setzten die Preise unter Druck.

Strommarkt

Im Jahresverlauf fiel der Preis für Strom (Frontjahr Grundlast) von rund 200 €/MWh am Jahresanfang auf ein Niveau zwischen 100 und 165 €/MWh. Trotz des ersten Winters ohne deutsche Kernenergieversorgung war das deutsche Stromsystem in der Lage, mit den wetterbedingten Risiken umzugehen. Einerseits lag die Verfügbarkeit französischer Kraftwerke deutlich höher als in den Vorjahren, andererseits fuhren viele energieintensive Industrien wegen der weiterhin hohen Strom- und Gaskosten ihre Produktion herunter.

Gasmarkt

Der europäische Energiemarkt befand sich 2023 in einer wesentlich stabileren Lage als im Vorjahr. Die weggefallenen russischen Liefermengen wurden durch Einsparungen, LNG-Importe und den intensiveren Handel von Pipeline-Gas mit Frankreich, den Niederlanden, Belgien und Norwegen kompensiert. Die Maßgaben für die europäischen und insbesondere deutschen Gasspeicherstände waren vor Ablauf der Frist übererfüllt. Dadurch halbierte sich der Preis für das Frontjahr im Vergleich zum Jahresbeginn auf rund 40 €/MWh.

Ölmarkt

Die Rohölsorte Brent handelte im Jahresverlauf recht volatil in einer Spanne von 71 bis 97 US-Dollar pro Barrel. Sorgen um die nachhaltige Erholung der rohstoffintensiven Wirtschaftsmächte China und der USA setzten die Preise unter Druck. Zusätzlich preisunterstützend waren außer dem Beschluss einer Drosselung durch die Gesamt-OPEC auch die freiwilligen Förderkürzungen Saudi-Arabiens und Russlands. Trotz des erhöhten geopolitischen Risikos im Nahen Osten zum Ende des Jahres lag der Preis schlussendlich nahe der 80-US-Dollar-pro-Barrel-Marke.

Importkohlemarkt

Der europäische Kohlemarkt war von einer Marktstimmung mit fundamental fallenden Preisen geprägt. Der Frontjahreskontrakt bewegte sich im Jahresverlauf zwischen 90 und 180 US-Dollar pro Tonne. Während die deutsche Steinkohleverstromung um rund die Hälfte einbrach, blieb auch die resteuropäische und asiatische Nachfrage beschränkt. Die europäischen Kohlebestände waren auskömmlich und lagen das ganze Jahr über nahe am Fünfjahresdurchschnitt.

Emissionsmarkt

Der Emissionsmarkt handelte volatil und ohne klaren Trend innerhalb der Grenzen zwischen 70 und 100 Euro je Tonne CO₂-Äquivalent. Während die restriktiveren Parameter im Europäischen Emissionshandelssystem für Unterstützung sorgten, führten der konjunkturbedingte Rückgang der Industrieemissionen und ein verstärkter Coal-to-Gas-Switch aufgrund rückläufiger Gaspreise zu einer verringerten Nachfrage. Durch das Instrument der Marktstabilitätsreserve ist grundsätzlich weiterhin mit einer laufenden Verknappung des Angebots zu rechnen.

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

Die RheinEnergie hat die Bewirtschaftung ihres Strom- und Erdgasportfolios auf die RheinEnergie Trading übertragen. In diesem Zusammenhang hat sie die im Berichtsjahr abgesetzten Mengen in einem nach wie vor sehr volatilen Marktumfeld am Großhandelsmarkt beschafft. Die RheinEnergie Trading hat zudem die Stromproduktion der RheinEnergie-Kraftwerke vermarktet. Um die Geschäfte optimal absichern zu können, erstreckt sich die gesamte Beschaffung und Vermarktung über einen Zeitraum von mehreren Jahren. Sie erfolgt darüber hinaus diversifiziert und strukturiert, um durch eine Kombination aus flexiblen Produkten und Standardverträgen Optimierungspotenziale zu heben.

Die RheinEnergie erzeugt Strom in den von ihr betriebenen Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen). Dabei handelt es sich überwiegend um Gas- und Dampfturbinenanlagen (GuD-Anlagen). Die mechanische Energie der Turbinen wird unmittelbar in elektrischen Strom umgewandelt. Die anfallende Wärme wird für Heizzwecke als Nah- oder Fernwärme genutzt.

Strom

Die elektrische Netzeinspeisung der Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK) lag bei 2.906 GWh und damit um 5,7 % niedriger als im Vorjahr. Der Rückgang der Erzeugung ist weiterhin maßgeblich beeinflusst von den Entwicklungen am Markt und der aktuellen geopolitischen Situation. Der Anteil der ins Netz eingespeisten und geförderten KWK-Strommenge betrug 40,9 % (31,2 % im Vorjahr).

Fernwärme

Die Fernwärmeabgabe fiel witterungsbedingt gegenüber dem Vorjahr um 2,3 % auf 1.315 GWh. Der Anteil der in KWK erzeugten Fernwärme lag bei rund 86,0 %.

Dampf

Die Abgabe an die Prozessdampfkunden lag witterungsbedingt mit einer Menge von 465 GWh rund 3,0 % unter dem Vorjahresniveau. Die RheinEnergie hat rund 116 GWh selbst erzeugt, davon 95,0 % in Kraft-Wärme-Kopplung.

Brennstoffeinsatz und Emissionen

Insgesamt lag der Brennstoffeinsatz mit 6.204 GWh um 7,0 % niedriger als im Vorjahr. Hauptbrennstoff war Erdgas mit einem Anteil von etwa 87,0 % (Vorjahr 85,0 %). Die brennstoffbedingten CO₂-Emissionen aller Heiz- und Heizkraftwerke¹ lagen bei rund 1,4 Mio. Tonnen (Mio. t) und damit 8,7 % niedriger als im Vorjahr.

Absatzzahlen

Das Berichtsjahr war geprägt von einem deutlichen Preisrückgang auf den Beschaffungsmärkten. Nach den extremen Steigerungen der Vorjahre kam es zudem weiterhin zu hohen Schwankungen. Die Marktaktivitäten sind seit Jahresbeginn wieder spürbar angestiegen und lagen auf einem Niveau wie vor der durch den Ukrainekrieg ausgelösten Energiekrise. Im Vorjahr hatte die RheinEnergie aufgrund der attraktiven Preisstellung hohe Kundenzugänge in der Grundversorgung verzeichnet. Im Berichtsjahr kehrte sich die Situation aufgrund der aktuellen Marktgegebenheiten in der Grundversorgung um. Der Strom- und Energieverbrauch ist 2023 signifikant zurückgegangen. Gründe dafür waren die im langjährigen Vergleich milde Witterung und deutlich spürbare Effizienzbemühungen auf Endkundenseite.

Nach Kundengruppen ergeben sich in den Sparten folgende Absatzzahlen:

Markt- und Absatzentwicklung

Der Stromabsatz der RheinEnergie konnte im Berichtsjahr im Privat- und Gewerbekundensegment mit -11,8 % aufgrund der bereits erläuterten Kundenverluste nicht an die Größenordnung des Vorjahres anschließen. Die negative Entwicklung im Kundenbestand wurde auch in der Planung für 2023 nicht erwartet. Im Sonderkundensegment ist ein Rückgang um -21,4 % gegenüber dem Vorjahr zu verzeichnen. Dies wurde im Wirtschaftsplan für 2023 allerdings teilweise bereits erwartet.

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. Ursächlich für den Rückgang um -4,0 % waren in erster Linie verschlechterte Marktbedingungen, die auch zu einer gegenüber den Planansätzen geringeren Erzeugungsmenge führten. Die 12,0%ige Steigerung im Bereich Direktvermarktung war das Ergebnis eines aktiv betriebenen Zubaus.

Der Erdgasabsatz lag bei Privat- und kleinen Gewerbekunden wegen der aktiven kundenseitigen Einsparbemühungen sowie der Witterungseffekte mit -12,4 % unter Vorjahresniveau und auch unterhalb des Planansatzes. Der Absatz an Sonderkunden ist vor allem aufgrund geringerer Absatzmengen bei einigen großen Industriekunden sowie Weiterverteilern im Vergleich zum Vorjahr um -28,5 % gesunken. Diese Absatzreduzierungen wurden jedoch – sogar in weit stärkerem Maße – erwartet, so dass gegenüber dem Planansatz hier noch eine Steigerung erzielt werden konnte.

Die RheinEnergie hat an Sondervertragskunden -3,5 % weniger Fernwärme verkauft als im Vorjahr. Der Rückgang ist weitestgehend klimatisch begründet, daneben kam aktives Einsparverhalten der Kunden zum Tragen. Die Nachfrage nach Energiedienstleistungen war im Berichtsjahr weiterhin hoch. Die RheinEnergie hat entsprechend verschiedene Contracting-Projekte geplant und entwickelt. Der sichtbare Absatzmengenrückgang ist daher auch hier in erheblichem Maße klimatisch begründet. Ebenso wie bei den anderen Wärmeenergieträgern wurden temperaturbedingt die Absatzmengen des Vorjahres um -7,9 % unterschritten und die Ansätze des Wirtschaftsplans 2023 nicht erreicht.

Der Verkauf von Prozessdampf an industrielle Kunden lag temperaturbedingt um -3,2 % unter dem Niveau des Vorjahres und blieb aufgrund von kundenseitigen Produktionseinschränkungen auch unterhalb des für 2023 geplanten Wertes.

Strompreise

Insbesondere aufgrund massiv gestiegener Beschaffungskosten musste die RheinEnergie die Bestandskundenpreise für Privat- und Gewerbekunden zum 1. Januar 2023 deutlich erhöhen. Tarifangebote mit einer Preisgarantie außerhalb der Grundversorgung wurden über das gesamte Jahr fortlaufend an die sich verändernden Beschaffungskosten angepasst. Wegen signifikant fallender Preise bei Wettbewerbern für Neuabschlüsse kam es teilweise zu massiven Preisunterschieden. Diese wurden jedoch in großen Teilen von den Preisbremsen nivelliert. Ab Mitte des Jahres konnte die RheinEnergie durch die nachhaltig gesunkenen Beschaffungskosten deutlich sinkende Preise mit Wirkung ab Oktober kommunizieren und weitere Preissenkungen für den Jahreswechsel ankündigen.

Gaspreise

Nach der Anpassung der Erdgaspreise zum 1. November 2022 wurden diese in der Grundversorgung im Jahr 2023 konstant gehalten. Auch beim Erdgas wurden Tarife mit einer Preisgarantie außerhalb der Grundversorgung über das gesamte Jahr fortlaufend an die sich verändernden Beschaffungskosten angepasst. Beim Erdgas waren die Preisunterschiede zwischen Bestandskunden und Neukundenangeboten kurzfristig agierender Wettbewerber zeitweise enorm. Auch dabei wurden die Unterschiede durch die Preisbremsen weitgehend ausgeglichen. Zum Jahresende konnte das Unternehmen sinkende Privatkundenpreise ab Jahresanfang 2024 ankündigen. 

Preisbremsen

Die Bundesregierung hat Ende 2022 die sogenannte „Preisbremse“ für die Sparten Strom, Gas und Wärme beschlossen, um die Belastung der Endverbraucher durch stark gestiegene Energiepreise zu dämpfen. Die komplexe Umsetzung der gesetzlichen Anforderungen hatte insbesondere in der ersten Jahreshälfte 2023 massive Auswirkungen auf die Abrechnungsprozesse. Die gesetzeskonforme Abrechnung konnte erfolgreich abgeschlossen werden.

Fernwärmepreise

Die Fernwärmepreise der RheinEnergie haben sich gemäß der den Kundenverträgen zugrunde liegenden Preisgleitklausel entwickelt. Da der Arbeitspreis zu 50,0 % den Börsennotierungen für Erdgas und zu 50,0 % dem Wärmepreisindex des Statistischen Bundesamts folgt, kam es im Berichtszeitraum zu ähnlichen Preissteigerungen wie im Wärmemarkt insgesamt.

Die RheinEnergie hat ihr Fernwärmenetz im Berichtsjahr um weitere rund 9 MW ausgebaut. Des Weiteren wurde der Transformationsplan für das Innenstadtnetz im Rahmen der Bundesförderung effiziente Wärmenetze fertiggestellt und mit der Erstellung des Transformationsplans für das Nordnetz begonnen. Innerhalb der Transformationspläne werden der strategische Ausbau und der Dekarbonisierungspfad der Fernwärme bis zum Jahr 2045 vorangetrieben. Hierbei wird, entsprechende Rahmenbedingungen vorausgesetzt, die Dekarbonisierung der Erzeugungsanlagen der RheinEnergie planmäßig bereits im Jahr 2035 abgeschlossen sein.

Energiedienstleistungen

Im Bereich Energiedienstleistungen (EDL) werden langfristige Vertragsbeziehungen geschlossen, welche sowohl den kaufmännischen als auch technischen Betrieb von Energieerzeugungsanlagen umfassen. 
Bei unseren Kunden ist ein deutlicher Nachfrageanstieg nach nachhaltigen und autarken Versorgungslösungen festzustellen. Im Bereich der Immobilienwirtschaft waren Projektverschiebungen zu verzeichnen, in der Industrie zeigte sich über das Jahr eine zunehmende Verunsicherung.

In diesem Kontext konnte die RheinEnergie auch im Jahr 2023 zahlreiche Contracting-Projekte zum Ausbau des Geschäftsbereiches Energiedienstleistungen hinzugewinnen und bereits akquirierte Projekte erfolgreich umsetzen. Der Fokus lag auf den Energieträger Wärme, Kälte und Biomasse sowie der Umsetzung großer PV-Anlagen.

Trinkwassergewinnung und -bezug

Die RheinEnergie fördert aus dem unterirdischen Reservoir der Kölner Bucht in mehreren Brunnengalerien Grundwasser. Über ihre Wasserwerke versorgt sie damit auch die Städte Pulheim und Brühl sowie Teile der Städte Bergisch Gladbach und Frechen mit Wasser. Der Trinkwasser-Vorliefervertrag mit den Stadtwerken Brühl konnte im Jahr 2023 um 20 Jahre verlängert, der Konzessionsvertrag mit der Stadt Pulheim für 40 Jahre erneuert werden. Zur Sicherung einer ausgeglichenen Wasserversorgungsbilanz werden sowohl das nutzbare Wasserangebot als auch der Bedarf fortlaufend prognostiziert und bewertet. Die RheinEnergie beschäftigt sich zudem mit neuen gesetzlichen Anforderungen und Maßnahmen zur Steigerung der Resilienz und Versorgungssicherheit.

Nach Kundengruppen ergeben sich folgende Absatzzahlen:

Markt- und Absatzentwicklung

Der Trinkwasserabsatz ist im Berichtsjahr um -0,4 % gegenüber dem Vorjahreswert gesunken und lag damit unter Plan. Der Betriebswasserverkauf lag aufgrund des Mehrbedarfs der Kunden 2,2 % über dem Absatz des Vorjahres und auch oberhalb des Planansatzes. Nach einer zehnjährigen Phase der Preisstabilität hat die RheinEnergie den Trinkwasserpreis in ihrem Kölner Versorgungsgebiet zum 1. April 2023 angehoben. Die Preisänderung für Köln erfolgte vor dem Hintergrund erheblicher Kostensteigerungen im Bau-, Material- und Lohnbereich sowie steigender Investitionen.

Qualitätssicherung und Forschung

Die RheinEnergie schützt Grundwasservorkommen und unterstützt die natürlichen Prozesse der Reinigung mit moderner Technik. Sie kontrolliert die Wasserqualität gemäß den gesetzlichen Anforderungen auf dem Weg von den Brunnen über die Wasserwerke und das Versorgungsnetz bis zu den Entnahmestellen. Ein zertifiziertes integriertes Managementsystem stellt die kontinuierliche Verbesserung der Prozesse sicher.

Ressourcen nachhaltig schützen

Bei allen Tätigkeiten im Bereich Trinkwasserversorgung steht das Prinzip der Nachhaltigkeit im Fokus. Das gilt insbesondere für den vorbeugenden Gewässerschutz. Die RheinEnergie besitzt im Umfeld ihrer Wasserwerke 3,7 Mio. Quadratmeter Wald. Er dient dem Grundwasserschutz und ist als CO₂-Speicher klimawirksam. Die Trinkwasserproduktion wird bis zum Jahr 2025 klimaneutral sein. Dazu wurde der gesamte in den Pumpwerken und Wasserwerken benötigte Strom seit Anfang 2023 auf Ökostrom umgestellt. Weitere Kompensationsbeiträge für CO₂-Emissionen erfolgen über ein eigenes Aufforstungsprogramm und Photovoltaik-Anlagen an den Wasserwerksstandorten.

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. Diese Arbeitsgemeinschaft engagiert sich zum Beispiel dafür, dass Flüsse nicht durch Arzneimittelrückstände oder nach Störfällen durch Industriechemikalien verunreinigt werden. Zudem betreibt sie Forschungsprogramme. Über die Internationale Arbeitsgemeinschaft der Wasserwerke im Rheineinzugsgebiet (IAWR e.V.) ist die RheinEnergie in diesen Belangen auch international vernetzt.

Rheinische NETZGesellschaft mbH

Die Rheinische NETZGesellschaft mbH (RNG) pachtet und betreibt die Elektrizitäts- und Gasnetze verschiedener rheinischer Energieversorgungsunternehmen, unter anderem das der RheinEnergie.

Zentrale Aufgabe der RNG ist es, eine zuverlässige Strom- und Gasverteilung im Netzgebiet sicherzustellen und einen transparenten und diskriminierungsfreien Zugang zu diesen Energienetzen zu gewährleisten. Darüber hinaus unterstützt die RNG die Netzeigentümer bei Konzessionsvergabeverfahren, um Bestandskonzessionen wiederzugewinnen und neue Konzessionen abzuschließen. Alleinige Gesellschafterin der RNG ist die RheinEnergie.

Im Jahr 2023 wurden rund 1.000 Leitungskilometer im Kölner Gebiet auf sogenanntes H-Gas umgestellt. Somit sind circa 47.000 von insgesamt 195.600 Abnahmestellen in Köln mit H-Gas versorgt. 

Ein im Jahr 2022 begonnenes Projekt zur Anpassung des Verteilnetzbetreibers an das Marktumfeld wurde im Jahr 2023 abgeschlossen, die gesellschaftsrechtliche und personelle Umsetzung erfolgt im Jahr 2025.

Die RheinEnergie ist als strategischer Partner der Kommunen positioniert. Dazu bestehen Beteiligungsverhältnisse im Konzernverbund mit Stadtwerke-Gesellschaften und Energie- und Wasserversorgungsunternehmen in der rheinischen Region, die von Minderheits- bis hin zu Mehrheitspositionen reichen. Sowohl der regionale Konzernverbund als auch die Positionierung als Partner der Kommunen spiegeln die strategische Grundausrichtung der RheinEnergie wider. Die Stadtwerke-Gesellschaften leisten zudem einen bedeutsamen Beitrag zum Gesamtergebnis der RheinEnergie.

Rheinlandkooperation

Zum 1. April 2023 ist die Rheinlandkooperation von RheinEnergie und Westenergie AG (Westenergie) operativ gestartet. Das Bundeskartellamt hat Mitte Februar seine Zustimmung erteilt, nachdem RheinEnergie und Westenergie die dafür erforderlichen Auflagen erfüllt hatten. 

Im Rahmen der Rheinlandkooperation bündeln Westenergie und RheinEnergie regionale Stadtwerkebeteiligungen im Rheinland bei dem Kölner Energieversorgungsunternehmen rhenag AG. Dies geschah in Abstimmung und im Einvernehmen mit den kommunalen Mitgesellschaftern und Geschäftsleitungen der einbezogenen Stadtwerke. An der rhenag hält die RheinEnergie seit dem 1. April 54,42 % der Anteile. Im Zuge der Rheinlandkooperation hat die RheinEnergie von der Westenergie 20,00 % an der Stadtwerke Duisburg AG übernommen. In diesem Zusammenhang hat die Westenergie ihre Anteile an der RheinEnergie von 20,00 % auf 24,22 % erhöht.

Die Umsatzerlöse der RheinEnergie belaufen sich im Geschäftsjahr ohne Strom- und Energiesteuer auf insgesamt 4.070 Mio. € (Vorjahr 3.516 Mio. €). Der wesentliche Anteil dieser Erlöse entfällt mit 2.373 Mio. € (Vorjahr 2.065 Mio. €) auf die Stromsparte, die insgesamt einen Zuwachs um 308 Mio. € verzeichnet. Während die Absätze aus dem Vertrieb hier mengenbedingt rückläufig waren, konnte die Vermarktung der Eigenerzeugung diesen Effekt überkompensieren. Die Geschäftserlöse Gas sind von im Vorjahr 555 Mio. € um 78 Mio. € auf 633 Mio. € angestiegen. Neben den Umsätzen für Wasser, die ebenfalls um 17 Mio. € auf 146 Mio. € angestiegen sind, konnte auch der Bereich Fernwärme inklusive Dampf und Nahwärme einen Anstieg der Umsatzerlöse um 128 Mio. € auf 365 Mio. € erzielen. 

Für die Hintergründe dieser Entwicklung auf Beschaffungs- und Absatzmärkten verweisen wir auf die Abschnitte „Energiepolitische sowie gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen“ bis „Geschäftsverlauf“.

Vom Gesamtumsatz ohne Strom- und Energiesteuer entfielen auf die Verkaufserlöse nach Sparten (ohne periodenfremde Effekte): Strom 2.403 Mio. € (Vorjahr 2.059 Mio. €), Erdgas 636 Mio. € (Vorjahr 559 Mio. €), Wärme (inklusive Dampf) 362 Mio. € (Vorjahr 238 Mio. €) und Wasser 147 Mio. € (Vorjahr 132 Mio. €). Die weiteren Umsatzerlöse entfallen auf Nebengeschäfte. 

Die sonstigen betrieblichen Erträge mit 216 Mio. € (Vorjahr 84 Mio. €) sind gegenüber dem Vorjahr im Wesentlichen geprägt durch höhere energiewirtschaftliche Rückvergütungen und Rückstellungsauflösungen. Die Entwicklung des Materialaufwands auf 3.567 Mio. € (Vorjahr 2.879 Mio. €) hängt im Wesentlichen mit dem preisbedingten Anstieg der Beschaffungskosten zusammen. Der Personalaufwand mit 285 Mio. € ist verglichen zum Vorjahr angestiegen (Vorjahr 269 Mio. €). Der Effekt entfällt auf Tarifsteigerungen und kompensiert geringere Zuführungen zu Deputatrückstellungen. Die Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen steigen mit 38 % überwiegend bedingt durch erforderliche Sonderabschreibungen. Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen haben sich gegenüber dem Vorjahr um 24 Mio. € erhöht. Hierfür ursächlich sind einerseits durchgeführte Sonderprojekte, die höhere Beratungsaufwendungen verursachten und andererseits weitere Zuführungen zu Rückstellungen. Insgesamt fällt das operative Ergebnis mit 105 Mio. € gegenüber dem Vorjahr um 32 Mio. € niedriger aus.

Das Finanzergebnis der Gesellschaft beläuft sich auf 286 Mio. € und ist signifikant um 240 Mio. € gestiegen. Gegenüber dem Vorjahr ist es maßgeblich durch die im Berichtsjahr deutlich verbesserte Stromvermarktung einer Tochtergesellschaft geprägt. 

Die Steuern vom Einkommen und Ertrag liegen mit rund 75 Mio. € deutlich über dem Vorjahresniveau (Vorjahr 15 Mio. €). Hintergrund hierfür sind im Wesentlichen höhere Steuerbelastungen aus Umlagen für das aktuelle Geschäftsjahr. 

Das Ergebnis vor Zinsen, Ertragsteuern und Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens und Sachanlagen (= EBITDA) beträgt 469 Mio. € (Vorjahr 247 Mio. €). Das Ergebnis vor Zinsen und Ertragsteuern (= EBIT) beläuft sich im Geschäftsjahr 2023 auf 392 Mio. € (Vorjahr 191 Mio. €). Das Ergebnis nach Steuern erreicht 316 Mio. € (Vorjahr 168 Mio. €). Von dem Ergebnis nach Steuern erhält der Gesellschafter Westenergie eine Ausgleichszahlung nach § 304 AktG von 32 Mio. € (Vorjahr 22 Mio. €). Zur Stärkung der Eigenkapitalbasis wurde den Gewinnrücklagen ein Betrag von 120 Mio. € (Vorjahr 10 Mio. €) zugeführt. Demzufolge wird ein Gewinn in Höhe von 164 Mio. € (Vorjahr 136 Mio. €) an den Mehrheitsgesellschafter GEW Köln AG abgeführt.

Aus laufender Geschäftstätigkeit verzeichnet die Gesellschaft einen Mittelzufluss von 202 Mio. € (Vorjahr 247 Mio. €). Unter Berücksichtigung des Cashflows aus der Investitionstätigkeit von -118 Mio. € (Vorjahr -105 Mio. €) und aus der Finanzierungstätigkeit von 30 Mio. € (Vorjahr -187 Mio. €) ergibt sich unter zusätzlicher Berücksichtigung der flüssigen Mittel zu Beginn des Geschäftsjahres zum Bilanzstichtag ein Finanzmittelbestand von 150 Mio. € (Vorjahr 36 Mio. €).

Der Cashflow aus Investitionen leitet sich aus den Anschaffungen von immateriellen Vermögensgegenständen, Sachanlagen und Finanzanlagen des Jahres 2023 ab. Neben unterschiedlichen Investitionen in das Sachanlagevermögen führten die Anteilserhöhung an einer Beteiligung sowie verschiedene zusätzliche Kapitalzuführungen zu einer Erhöhung des Finanzanlagevermögens.

Der im Geschäftsjahr 2023 positive Finanzmittelzufluss aus Finanzierungstätigkeit in Höhe von 30 Mio. € (Vorjahr Finanzmittelabfluss 187 Mio. €) ist im Wesentlichen auf die Fremdmittelaufnahme (200 Mio. €) aus Schuldscheindarlehen zurückzuführen. Gegenläufig wirken sich die zahlungswirksamen Vorgänge der Ergebnisabführungen und Ausschüttungen an die Kapitalgeber (158 Mio. €) für das Vorjahr aus.  

Neben dem in der Bilanz und Kapitalflussrechnung ausgewiesenen Finanzmittelbestand wird der übrige Teil der liquiden Mittel der RheinEnergie im Konzern-Cash-Pool der Stadtwerke Köln GmbH (SWK) disponiert und angelegt. Die entsprechende Position ist als Forderung aus dem Verrechnungsverkehr in einer Größenordnung von 257 Mio. € (Vorjahr 232 Mio. €) unter den Forderungen gegen verbundene Unternehmen ausgewiesen.

Die Finanzschulden zum 31. Dezember 2023 sind unter Berücksichtigung der im Geschäftsjahr aufgenommenen Schuldscheindarlehen gegenüber dem Vorjahr mit 284 Mio. € (Vorjahr 86 Mio. €) gestiegen. Unter Berücksichtigung der vorhandenen liquiden Mittel von 150 Mio. € (Vorjahr 36 Mio. €) sowie der kurzfristig verfügbaren Mittel aus dem Cash-Pool von 257 Mio. € (Vorjahr 232 Mio. €) ergibt sich, dass das Unternehmen zum 31. Dezember 2023 eine Nettofinanzforderung von 123 Mio. € aufweist (Vorjahr 182 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 2023 mit 2.882 Mio. € etwa 29 % über dem Vorjahresniveau (2.233 Mio. €). Der Anteil des Anlagevermögens an der Bilanzsumme hat sich leicht auf 56 % € (Vorjahr 62 %) verringert jedoch insgesamt um 222 Mio. € erhöht.

Im abgelaufenen Geschäftsjahr stieg das Sachanlagevermögen um 52 Mio. € (Vorjahr 47 Mio. €). Ursächlich hierfür waren Investitionen vorwiegend in Verteilungsanlagen sowie höhere geleistete Anzahlungen. Das Finanzanlagevermögen hat sich im Wesentlichen durch die Umsetzung der Rheinlandkooperation und dem damit in Zusammenhang stehenden Erwerb einer Beteiligung um 168 Mio. € erhöht.

Das Umlaufvermögen, inklusive aktiver Rechnungsabgrenzung, ist um 427 Mio. € auf insgesamt 1.278 Mio. € angestiegen. Im Vorratsvermögen zeigt sich der Anstieg unfertiger Erzeugnisse sowie Preissteigerungen für CO₂-Zertifikate. Im Hinblick auf die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ist auf Basis der Verrechnung mit höheren Abschlägen ein Rückgang der Forderungen um 111 Mio. € zu verzeichnen. Die Forderungen gegen die SWK aus dem Cash-Pooling haben sich auf 257 Mio. € um insgesamt 26 Mio. € erhöht, die Guthaben bei Kreditinstituten stiegen um 114 Mio. € auf 150 Mio. €.

Auf der Passivseite wirken sich die im Geschäftsjahr 2023 vorgenommenen Erhöhungen des Stammkapitals und Kapitalrücklagenzuführungen mit Mio. 132 € bilanzverlängernd aus. Ursächlich für den Netto-Anstieg der Rückstellungen um 120 Mio. € sind vor allem energiewirtschaftliche Risiken. Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten haben sich aufgrund der Schuldscheindarlehen auf 209 Mio. € erhöht.

Nach Berücksichtigung der Gewinnthesaurierung für das Geschäftsjahr 2023 in Höhe von 120 Mio. € hat die RheinEnergie auch im Jahr 2023 eine zum Vorjahr in etwa gleichbleibende Eigenkapitalquote von 41 % (Vorjahr 42 %) und verfügt über eine solide Kapitalausstattung. Dabei ist zu berücksichtigen, dass in einer konsolidierten Betrachtung die Eigenkapitalquote niedriger ist. Das Anlagevermögen ist durch Eigenkapital, Sonderposten sowie Pensionsrückstellungen und ähnliche Verpflichtungen zu 104 % gedeckt (Vorjahr 94 %). Unter Einbeziehung weiterer langfristiger Rückstellungen und Verbindlichkeiten ergibt sich eine Überdeckung von 122 % (Vorjahr 110 %).

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