GESCHÄFTSBERICHT 2017 - AUSTRIAN POWER GRID AG - APG
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AUSTRIAN POWER GRID AG GESCHÄFTSBERICHT 2017
GESCHÄFTSBERICHT 2017
KENNZAHLEN IM DREIJAHRESVERGLEICH
KENNZAHLEN IM DREIJAHRESVERGLEICH
IN MIO. €, %1) 2015 2016 2017
Umsatzerlöse 732,4 619,9 777,4
Ergebnis vor Zinsaufwendungen und Steuern (EBIT) 83,3 78,9 77,4
Ergebnis vor Steuern (EGT) 55,4 54,3 53,3
Ergebnis nach Steuern (JÜ) 41,6 41,2 40,3
Bilanzsumme 1.584,5 1.578,5 1.562,6
Anlagevermögen 1.285,8 1.353,6 1.384,0
Investitionen in Sachanlagen 108,2 139,9 107,3
Planmäßige Abschreibungen auf Sachanlagen 73,7 76,6 79,5
Eigenkapital 414,6 422,5 441,7
Umsatzrentabilität (ROS) 11,4 % 12,7 % 10,0 %
Eigenkapitalrentabilität (ROE) 15,3 % 13,1 % 13,2 %
Gesamtkapitalrentabilität (ROI) 5,3 % 5,0 % 4,9 %
Eigenkapitalquote 26,2 % 26,8 % 28,3 %
Fiktive Schuldentilgungsdauer (URG) 6,7 9,5 9,3
Netto-Geldfluss aus operativer Tätigkeit 69,3 268,5 107,1
Net Gearing (Nettoverschuldungsgrad) 191,8 % 158,5 % 158,1 %
Betriebswirtschaftlicher Personalstand 463 475 473
(davon Lehrlinge) 24 24 22
TRANSPORTMENGE (GWH) 46.164 45.031 49.446
1)
Die Vorjahreswerte der Kennzahlen wurden aufgrund des Rechnungslegungsänderungsgesetzes 2014 angepasst.
AUSTRIAN POWER GRID AG GESCHÄFTSBERICHT GESCHÄFTSBERICHT 2017 2017 STROM BEWEGT
AUSTRIAN POWER GRID AG INHALTSVERZEICHNIS INHALTSVERZEICHNIS EINLEITUNG Organe der Gesellschaft 03 Vorwort des Vorstands 04 „Eine Frage der Balance“ 06 LAGEBERICHT Über Uns 16 Geschäftsbericht auf einen Blick 16 Energiewirtschaftliche Entwicklungen 17 Netzbetriebliche und MarktEntwicklungen 17 Wirtschaftliche Entwicklungen 20 Rechtliche Entwicklungen 21 Regulatorische Entwicklungen 21 Internationale Entwicklungen 22 Asset Management 26 Corporate Social Responsibility 29 Forschung und Innovation 32 Finanzielle Leistungsindikatoren 33 Geldflussrechnung 35 Risiko- und Chancenmanagement 37 Ausblick 38 Bericht über Zweigniederlassungen 38 JAHRESABSCHLUSS Bilanz 40 Gewinn- und Verlustrechnung 42 Entwicklung des Anlagevermögens 44 ANHANG UND WEITERE DETAILS Angaben zu den Beteiligungen 46 Anhang Erläuterungen 48 Glossar 62 Bestätigungsvermerk 64 Bericht des Aufsichtsrats 67
GESCHÄFTSBERICHT 2017
ORGANE
ORGANE
DER GESELLSCHAFT
DER GESELLSCHAFT
AUFSICHTSRAT ARBEITNEHMERVERTRETER ARBEITS- UND
PRÜFUNGSAUSSCHUSS
Dr. Peter Kollmann Ing. Wolfgang Liebscher Dr. Peter Kollmann
Vorsitzender Zentralbetriebsratsvorsitzender, Vorsitzender
2. Vorsitzender-Stv.
Ing. Mag. Peter Koren Ing. Mag. Peter Koren
1. Vorsitzender-Stv. Andreas Gross 1. Vorsitzender-Stv.
Zentralbetriebsrat
Dr. Johann Sereinig Ing. Wolfgang Liebscher
Karl-Heinz Stieger 2. Vorsitzender-Stv.
Mag. Dr. Erich Entstrasser Zentralbetriebsrat
Dr. Christof Germann Johannes Naber
Zentralbetriebsrat
Mag. Leopold Rohrer
Mag. Dr. Georg W. Westphal
Mag. Andreas Wollein
VORSTAND
Dr. Ulrike Baumgartner-Gabitzer
DI Mag. (FH) Gerhard Christiner
Mag. Thomas Karall
03
VORWORT
DES VORSTANDS
Liebe Leserin, lieber Leser,
wir befinden uns mitten in der Energiewende. Um in den kommenden Jahren das
Ziel eines CO2-freien Stromversorgungssystems zu erreichen, bedarf es eines
grundlegenden Systemumbaus. Die APG ist dabei ein zuverlässiger Partner. Damit
in Österreich Tag und Nacht Strom aus den Steckdosen kommt, ist eine perfekte
Abstimmung zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch notwendig. Eine funk-
tionierende Stromversorgung ist also eine Frage der Balance.
Unsere größte Herausforderung ist, dass sich die Charakteristik der Kraftwerke
mit der Energiewende verändert: Während Großkraftwerke so gesteuert werden
können, dass ihre Erzeugung den Bedarf der Haushalte und Betriebe jederzeit
deckt, hängt die Stromproduktion von Windkraftwerken und Fotovoltaikanlagen
von der Witterung ab. Dieses Faktum erhöht den Steuer- und Regelbedarf bei uns
Stromnetzbetreibern. Um das System in der Balance zu halten, bedarf es vieler fein
abgestimmter Maßnahmen. Das kommt einem täglichen Balanceakt gleich. Auch
im Geschäftsjahr 2017 haben sich unsere Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter dieser
Aufgabe gewidmet.
Der vorliegende Geschäftsbericht gibt Ihnen einen Überblick über die konkreten
Herausforderungen, welche uns in der APG im abgelaufenen Jahr beschäftigt haben.
Wir wünschen Ihnen eine spannende Lektüre!
DI Mag. (FH) Gerhard Christiner e.h. Dr. Ulrike Baumgartner-Gabitzer e.h. Mag. Thomas Karall e.h.
Technischer Vorstand Vorstandsvorsitzende Kaufmännischer Vorstand
Der APG-Vorstand
04
08
Eine Frage der Balance Die Stromversorgung basiert auf einem komplexen und hochsensiblen System von Kraftwerken, Verbraucherinnen und Verbrauchern und einem ausgeklügelten Logistiknetz, das den Strom- transport sicherstellt. Dieses komplexe System erfordert ein absolutes Gleichgewicht. In jedem Bruchteil einer Sekunde müssen Kraftwerke exakt die Menge an Strom erzeugen, die an anderer Stelle verbraucht wird. Mit der Veränderung des Kraftwerksparks in Richtung erneuerbarer Energien verändert sich das Stromversorgungssystem massiv - und damit auch die Maßnahmen, die notwendig sind, um das Systemgleichgewicht aufrechtzuerhalten. Die Sicherstellung der Stromversorgung ist zum täglichen Balanceakt geworden, der den Expertinnen und Experten in der APG alles abverlangt.
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WIR FUNKTIONIEREN ÖSTERREICH
Wirtschaft 4.0: Infrastruktur als Grundlage für gute Stromversorgung: eine Frage der Balance
Wirtschaftsentwicklung
Die Stromversorgung basiert auf einem einfachen Grund-
Wirtschaftsforscher machen der Politik derzeit weltweit prinzip: In jeder Sekunde muss exakt so viel Strom erzeugt
Mut zur Zuversicht. Ganz Europa ist auf Wachstumskurs. werden, wie von den Haushalten und den Betrieben ver-
Dies gilt auch und insbesondere für Österreich. Zu braucht wird. Denn Strom kann in großen Mengen – aus-
Jahresbeginn 2018 korrigierten die heimischen genommen in den Pumpspeicherkraftwerken in den Alpen
Wirtschaftsforschungsinstitute die zuvor ohnehin guten – derzeit nicht gespeichert werden.
Wachstumsprognosen für die kommenden Jahre noch
einmal nach oben. Eine ganz wesentliche Grundlage für die Aufgrund dieser Charakteristik der Stromversorgung
erfreuliche Wirtschaftsentwicklung in Österreich ist eine bedarf es eines sensiblen Systems von Erzeugern und
zuverlässige Infrastruktur. Dazu gehört auch eine klaglos Verbraucherinnen und Verbrauchern, die durch ein
funktionierende Stromversorgung. Und die Qualität des leistungsfähiges und intelligentes Stromnetz miteinander
Stromversorgungssystems wird mit der zunehmenden verbunden sind. Die APG managt dieses System in
Digitalisierung der Wirtschaft immer wichtiger. Österreich.
Die österreichische Bundesregierung hat sich das Ziel
gesetzt, bis 2030 in der Gesamtbilanz hundert Prozent des
benötigten Stroms aus erneuerbaren Energieträgern zu
erzeugen. Für das Stromnetz bedeuten erneuerbare Energien
neue Herausforderungen. Wind und Sonne haben ein anderes
Erzeugungsverhalten als etwa thermische Großkraftwerke.
Die Erneuerbaren erzeugen nicht verbrauchskonform,
sondern in Abhängigkeit von der Witterung. Um das System
trotzdem in Balance zu halten, sind vermehrt regelnde
Eingriffe im Stromnetz erforderlich. Die zweite Eigenschaft
der Erneuerbaren – vor allem der Windkraft – ist die, dass
sie meist konzentriert an wetterbegünstigten Standorten
und nicht in der Nähe der Verbraucherinnen und Verbraucher
installiert sind. Der dort erzeugte Strom muss über
leistungsfähige Stromnetze zu den Verbrauchszentren oder
zu den Pumpspeichern in den Alpen abtransportiert werden.
Der Umbau des Kraftwerksparks zugunsten erneuerbarer
Energien nimmt also Einfluss auf das Gleichgewicht des
Stromversorgungssystems und macht neue Steuer- und
Regelmaßnahmen erforderlich.
08GESCHÄFTSBERICHT 2017
In Balance bleiben: Anforderungen an die Stromnetze des Sicherheit: Die Digitalisierung, die inzwischen auch
21. Jahrhunderts wesentliche Grundlage für die Stromversorgung ist, erhöht
die Herausforderungen in Bezug auf die Systemsicherheit.
Stromnetzbetreiber wie die APG haben sich vor diesem Die APG muss wachsende Datenmengen und steigende
Hintergrund in den vergangenen Jahren vom Stromtrans- Datenverarbeitungsgeschwindigkeiten managen
porteur hin zum Systemmanager entwickelt. Die APG ist fest und gleichzeitig die Sicherheit der Stromversorgung
entschlossen, diese Rolle weiter auszubauen. Dabei stehen gewährleisten. Damit rückt die Frage der Systemsicherheit
drei Aspekte im Fokus: immer stärker in den Fokus.
Leistungsfähigkeit: Zentrale Grundlage eines gesunden Die Rolle der APG: verlässlicher Partner für die
Wirtschaftswachstums ist ein leistungsfähiges Stromnetz. Energiewende
Die APG hat in den vergangenen Jahren laufend in den
Ausbau ihres Leitungsnetzes und die Verstärkung ihrer Die APG versteht sich als zuverlässiger Partner für die
Umspannwerke und Schaltanlagen investiert. Und diese Energiewende. Dementsprechend legt sie wie beschrieben
Investitionstätigkeit wird fortgesetzt. So plant die APG großes Augenmerk auf die laufende Weiterentwicklung und
die Installation von 30 neuen Transformatoren in den Optimierung ihres Netzes, ihrer Strukturen und Prozesse.
kommenden zehn Jahren, um die neu hinzukommenden
Windkraftwerke im Osten und Nordosten Österreichs Die tägliche Auseinandersetzung mit technologischen Ent-
in das Stromversorgungssystem zu integrieren und die wicklungen ist in der APG selbstverständlich. Darüber hinaus
Verteilernetze der Bundesländer noch besser abzustützen. beschäftigt sich das Unternehmen im Rahmen eigener
Wichtige APG-Leitungen wurden und werden laufend Forschungsprojekte mit den Trends in wichtigen Zukunfts-
ertüchtigt, um die stärker werdenden Leistungsspitzen feldern.
großer heimischer Windkraftwerke abfangen und die
Versorgung mit Strom gewährleisten zu können. Der APG- Eine große Rolle im erneuerbaren Stromversorgungssystem
Netzentwicklungsplan, der die Mittelfristplanung für den der Zukunft werden neue Speichertechnologien spielen.
Ausbau des APG-Netzes abbildet, sieht für die kommenden Unsere Expertinnen und Experten beschäftigen sich
zehn Jahre daher Netzinvestitionen in der Höhe von über daher im Rahmen eigener Forschungsprojekte mit dem
zwei Milliarden Euro vor. technologischen Fortschritt in diesem Bereich.
Flexibilität: Erneuerbare Energien verlangen dem Stromnetz Im Netzbetrieb selbst ist die APG laufend auf der Suche
ein Höchstmaß an Flexibilität ab. Wesentlich für den sicheren nach Optimierungspotenzial. So ist es zum Beispiel möglich,
Betrieb eines Stromnetzes ist die Prognostizierbarkeit von durch Einbeziehung von Witterungsbedingungen (Umge-
Stromerzeugung und –verbrauch. Prognoseabweichungen, bungstemperatur, Windstärke, Niederschlag) die Kapazitäten
die mit der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien von Stromleitungen optimal zu nutzen. Dieses so genannte
zwangsläufig verbunden sind, stellen hohe Anforderungen an Thermal Rating ist nur eines der Resultate der
die Intelligenz und die Reaktionsschnelligkeit des Systems. APG-Forschungsaktivitäten.
Die APG hat daher in den vergangenen Jahren ihre Prozesse
ganz auf die Anforderungen erneuerbarer Stromerzeuger Ein weiteres Projekt im Geschäftsjahr 2017 beschäftigte sich
ausgerichtet. Die APG-Steuerzentrale ist heute in der Lage, mit der Verbesserung der Prognosegüte in der Fotovoltaiker-
nahezu in Echtzeit Fahrpläne etwa für Windkraftlieferungen zeugung. In Hinblick auf den weiteren Erneuerbaren-Ausbau
an die tatsächlichen Windstromaufkommen anzupassen. in Österreich ist dies ein wesentlicher Beitrag zur Umsetzung
Damit wird die Integration von Windkraftwerken in das der Energiewende.
heimische Stromversorgungssystem massiv verbessert.
0908
Eine Frage der Balance Moderne Volkswirtschaften überall auf der Welt sind von einer klaglos funktionierenden Strom- versorgung abhängig. Strom ist der Blutkreislauf, der Wirtschaft und Gesellschaft am Leben erhält. Europa kann sich auf einen intakten Stromkreislauf verlassen. Neben einer leistungsfähigen technischen Infrastruktur braucht es einen funktionierenden Markt, der für die Balance zwischen Stromangebot und -nachfrage sorgt. Die APG ist verant- wortlich für einen Marktplatz, der Österreich in den europäischen Strombinnenmarkt einbindet und den österreichischen Stromverbaucherinnen und -verbrauchern jederzeit den Zugang zu einer kostengünstigen und qualitätsvollen Stromversorgung sichert.
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Das Umfeld: effizientes Genehmigungsregime für Europa: Binnenmarkt vs. Renationalisierung
Infrastrukturvorhaben
Unter dem Titel „Clean Energy for all Europeans“ hat die
Wichtig sind vor allem planbare Genehmigungsverfahren Europäische Kommission am 30. 11. 2016 zahlreiche
für Infrastrukturprojekte im Stromnetzbereich. Das Gesetzesentwürfe für den europäischen Energiebereich
Beispiel der Salzburgleitung zeigt, dass Projekte derartiger präsentiert. Ziel soll sein, den EU-Energiesektor
Komplexität sowohl dem Projektwerber als auch den wettbewerbsfähiger zu machen und nachhaltig an den Zielen
verfahrenszuständigen Behörden ein Höchstmaß an Einsatz der EU-Energieunion auszurichten. Die Gesetzesvorschläge
abverlangen. Gerade die Salzburgleitung ist aber eines der werden derzeit im Europäischen Parlament und im
zentralen Infrastrukturvorhaben für die österreichische Europäischen Rat verhandelt und sollen Anfang 2019
Energiewende. zur Beschlussfassung vorliegen. Unsere Expertinnen und
Um mit der Umsetzung der österreichischen Energiewende- Experten haben sich in diesem Prozess über die letzten
Ziele Schritt halten zu können, brauchen wir rasche und Jahre intensiv eingebracht.
effiziente Verfahren.
Ende 2017 ist die so genannte Guideline on Electricity
Balancing in Kraft getreten. Im Zentrum der Regelung steht
die Öffnung des europäischen Regelreservemarkts, die zu
einer internationalen Optimierung von Regelreserveabrufen
führen wird. In Hinblick auf den steigenden Regelbedarf im
Rahmen der Energiewende ist dies ein wichtiger Schritt,
der zu einer weiteren Dämpfung der Kosten für das
Ausbalancieren des Systems beitragen wird.
Seit April 2016 sind alle Transaktionsdaten von Energiegroß-
handelsprodukten und Fundamentaldaten aus Markttrans-
parenzgründen an die europäische Regulatorenagentur ACER
zu melden. Dieser Meldeverpflichtung ist die APG auch 2017
wieder fristgerecht nachgekommen.
Eine für die APG und für den österreichischen Strommarkt
insgesamt wichtige Entscheidung ist 2017 ebenfalls gefallen
– nämlich der Beschluss der Einführung einer Kapazitäts-
bewirtschaftung an der deutsch-österreichischen Grenze
ab Oktober 2018. Die APG hat die zur operativen Umsetzung
der Engpassbewirtschaftung notwendigen Vorbereitungen
eingeleitet.
12GESCHÄFTSBERICHT 2017
ERHALTUNG DER BALANCE ZWISCHEN
ERZEUGUNG UND VERBRAUCH
ERZEUGUNG VERBRAUCH
13Eine Frage der Balance
Eine funktionierende Stromversorgung erfordert ein leistungsfähiges Stromnetz. Ein solches
Netz bedeutet immer auch Eingriffe in die Lebensumwelt von Menschen. Und es versursacht
natürlich auch Kosten.
Die APG hat den gesetzlichen Auftrag, das Stromnetz instand zu halten und laufend den stei-
genden Anforderungen entsprechend weiterzuentwickeln. Auch das ist ein permanenter Balan-
ceakt, in dem die verschiedenen Interessen unterschiedlicher Stakeholdergruppen ausgeglichen
werden müssen.
08AUSTRIAN POWER GRID AG
LAGEBERICHT
LAGEBERICHT
ÜBER UNS In den darauffolgenden Kapiteln werden die Strategien und
Maßnahmen dargestellt, um den sich stetig verändernden
Die Austrian Power Grid AG (APG) betreibt als Regelzonen- Entwicklungen und Rahmenbedingungen bestmöglich
führer das österreichische Übertragungsnetz, das Teil des entgegenzutreten:
gesamteuropäischen Übertragungsnetzes der Regional
Group Continental Europe der Vereinigung der europäi- → Internationale Aktivitäten
schen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) ist. → Asset Management
→ Corporate Social Responsibility
Mit einer Trassenlänge von 3.431 km, darauf verlaufenden → Forschung und Innovation
Leitungen von 6.970 km Länge sowie
63 Umspannwerken und Schaltanlagen bildet das APG- Durch die dynamischen Veränderungen und netzbetriebli-
Netz das Rückgrat der heimischen Stromversorgung. Es chen Entwicklungen steigen die Anforderungen an die
stellt den überregionalen innerösterreichischen sowie den Übertragungsnetze – daher ist das Asset Management ein
internationalen Stromaustausch zwischen Erzeugern und wesentlicher Bestandteil der APG, um auch zukünftig die
Verbrauchern sicher und gewährleistet somit die stabile System- und Versorgungssicherheit gewährleisten zu
Versorgung der Verteilnetze. können.
GESCHÄFTSBERICHT AUF EINEN BLICK Dies geschieht auch unter dem Gesichtspunkt der Sicher-
stellung einer angemessenen Rentabilität für den Eigen-
In den ersten Kapiteln dieses Geschäftsberichts werden die tümer der APG.
wesentlichsten Entwicklungen dargestellt, welche die APG-
Tätigkeiten im Jahr 2017 maßgeblich beeinflusst haben: All diesen Herausforderungen kommt die APG nicht nur
vorausschauend und gewissenhaft nach, sondern sie ach-
→ Energiewirtschaftliche Entwicklungen tet dabei auch auf eine nachhaltige Ausrichtung. Für 2017
→ Netzbetriebliche Entwicklungen wurde wiederum ein integrierter Geschäftsbericht erstellt,
→ Rechtliche Entwicklungen der das Thema Nachhaltigkeit einschließt. Durch diese
→ Regulatorische Entwicklungen Integration erfährt das Thema eine breitere Verteilung und
→ Wirtschaftliche Entwicklungen unterstreicht die Bedeutung, welche die APG diesem The-
ma beimisst.
Hier spannt sich der Bogen von einer erstmalig wieder
langfristig deutlich steigenden Strompreisentwicklung, Abschließend werden die finanziellen Leistungsindikatoren
einem hohen Bedarf an Engpassmanagement zur Sicher- und das Risiko- und Chancenmanagement dargestellt und
stellung eines zuverlässigen Netzbetriebs und der Abwick- ein Ausblick auf das Jahr 2018 gegeben.
lung der Tarifprüfung 2017 bis hin zur Kapazitätsbewirt-
schaftung an der deutsch-österreichischen Grenze. Dar- Für weitere Details wird auf den Anhang verwiesen.
über hinaus werden wesentliche wirtschaftliche Entwick-
lungen dargestellt. Der APG-Geschäftsbericht 2017 ist elektronisch unter
http://www.apg.at/de/ueber-uns/daten abrufbar.
16GESCHÄFTSBERICHT 2017
LAGEBERICHT
ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE ENTWICKLUNGEN NETZBETRIEBLICHE UND MARKTENTWICKLUNGEN
Erstmals wieder langfristig deutlich steigende Hoher Bedarf an Engpassmanagement (EPM) und
Terminmarktpreise am Strommarkt1) strategischer Netzreserve
Der Trend einer Stabilisierung der Terminmarktpreise im Die APG ist für den sicheren Betrieb des österreichischen
Jahr 2016 wurde auch in der ersten Jahreshälfte 2017 Übertragungsnetzes verantwortlich. Im Jahr 2017 wurden
beobachtet. An der Leipziger Strombörse EEX wurde zu vom 220/380-kV-Netz insgesamt 49.446 GWh transpor-
Jahresbeginn das Base-Frontjahresprodukt Cal-18 für das tiert. Damit dieser gesetzliche Auftrag erfüllt werden konn-
gemeinsame Marktgebiet Deutschland-Österreich mit te, setzte die APG zahlreiche Maßnahmen im koordinierten
30,08 €/MWh gehandelt. Am Ende des ersten Quartals gab Netzbetrieb um.
es einen leichten Preiseinbruch, wobei das Jahresmini-
mum bei 28,01 €/MWh (27.3.2017) lag. Ab der zweiten Zur Bewältigung von Engpässen (Engpassmanagement,
Jahreshälfte war der Trend jedoch von einem deutlichen EPM) waren 2017 oftmals massive kraftwerksseitige
Preisanstieg gekennzeichnet. EPM-Maßnahmen (Redispatch) in Österreich erforderlich,
um die Netzsicherheit in Österreich und im europäischen
Die Hauptgründe für die Preissteigerung waren die Ent- Übertragungsnetz zu gewährleisten. Im Jahr 2017 wurden
wicklungen am Kohle- und CO2-Zertifikatemarkt. Während in der Regelzone APG EPM-Maßnahmen im Gesamtausmaß
man am Kohlemarkt am 22.3.2017 noch 68,464 $/t für das von rund 4.628 GWh angefordert.
Frontmonatsprodukt bezahlen musste, lag der Preis am
18.12.2017 bereits bei 94,68 $/t. Der CO2-Markt verab- Gegenüber dem Jahr 2016 war vor allem ein deutlicher
schiedete sich von seinem langjährigen Mittelwert um die Anstieg von Engpässen im APG-Netz bzw. auf APG-
5 €/tCO2 auf ein Niveau am Jahresende von rund Grenzleitungen zu verzeichnen, wodurch das Fünffache
7-8 €/tCO2. Der Grund für diesen Preisanstieg liegt zum des Vorjahresniveaus an EPM-Maßnahmen zur Lösung
Teil sicher in den auf europäischer Ebene laufenden Dis- notwendig war.
kussionen über das zukünftige CO2-Preisregime für die Zeit
nach 2020. Der österreichische Spotmarkt EXAA wie auch Ursache der Engpässe im APG-Netz waren starke, großteils
der deutsch-österreichische Spotmarkt EPEX SPOT zeigten weiträumige Nord-Süd-, West-Ost- und Ost-West-
in diesem Jahr keine besonderen Auffälligkeiten. Stromflüsse – zuweilen im Zusammenhang mit notwendi-
gen instandhaltungsbedingten Leitungsabschaltungen.
Durch die geplante Einführung eines Engpasses an der Besonders in den Sommermonaten kam es zu einer ange-
deutsch-österreichischen Grenze mit 1.10.2018 wurden an spannten Netzsituation aufgrund der hohen
der EEX rein deutsche und rein österreichische Futures Photovoltaikerzeugung in Süddeutschland gepaart mit
eingeführt. Der österreichische Future zeigt allerdings geringer Laufwassererzeugung in Österreich und Südost-
keine signifikante Liquidität. Auf Basis eines synthetischen europa. Dies führte zu hohen Stromflüssen und häufigen
Preisindex weist die EEX aber eine Preisindikation für den Engpässen sowohl an der Grenze zu Deutschland als auch
österreichischen Strommarkt aus. Auf Basis dessen liegt innerhalb Österreichs. Um diesen Engpässen entgegenzu-
der österreichische Preis für das Jahresbaseprodukt 2019 wirken, wurden Grenzkapazitäten eingeschränkt vergeben
zwischen 1,5 €/MWh und 2,5 €/MWh über dem deutschen. und die Netzreserve mehrfach ausgeschöpft, und zeitweise
war es erforderlich, im Ausland zusätzliche Kraftwerkska-
pazitäten abzurufen.
1)
Quelle: http://www.eex.com/de/marktdaten
17AUSTRIAN POWER GRID AG
LAGEBERICHT
Kraftwerke in der Regelzone APG wurden 2017 zudem Höhe von 95,8 Mio. € teilen sich wie folgt auf: Primärrege-
häufig für die Beherrschung von Netzengpässen außerhalb lung 7,6 Mio. €, Sekundärregelung 60,6 Mio. €, Tertiärrege-
Österreichs – hauptsächlich in Deutschland – eingesetzt. lung 14,0 Mio. € und ungewollter Austausch 13,6 Mio. €.
Weiträumige Stromflüsse entstanden in Verbindung mit
der zunehmenden Wind- und Photovoltaikerzeugung in Mit der Einführung einer Engpassbewirtschaftung an der
Deutschland bzw. Nordeuropa und auch im Zusammen- deutsch-österreichischen Grenze mit Oktober 2018 wird
hang mit der Erzeugungsknappheit in Frankreich am An- ein moderater Großhandelspreisanstieg für Österreich
fang des Jahres. erwartet. Ausgehend davon ist auch von einem Preisan-
stieg für Regelreserven auszugehen. Preisrelevante Aus-
2017 sicherte sich die APG die kurzfristige Verfügbarkeit wirkungen der bestehenden Regelreservekooperationen
thermischer Kraftwerke für Redispatch gegen Kostenab- sind unterschiedlich zu beurteilen. Da die Kooperation im
geltung für die Sommermonate vertraglich ab (Netzreserve Bereich der Primärregelreserve keine Grenzkapazitäten in
2017 von rund 2.400 MW). Diese Netzreserve war notwen- Anspruch nimmt, werden hierbei keine größeren Effekte
dig, um den sicheren Netzbetrieb gewährleisten zu können. aufgrund der Einführung einer Engpassbewirtschaftung
Diese Kapazitäten kamen häufig zum Einsatz und wurden erwartet. Die Sekundärregelreservekooperation mit
zeitweise vollständig ausgeschöpft. Deutschland erfordert jedoch Grenzkapazitäten. Um ein
niedriges Preisniveau sicherzustellen, müssen Prozesse
Der Gesamtaufwand der im Jahr 2017 seitens der APG über Höhe und Ausgestaltung möglicher Kapazitätsreser-
getätigten EPM-Maßnahmen in der Regelzone APG belief vierungen für die Sekundärregelung mit der Regulierungs-
sich auf rund 318,7 Mio. €; von der APG waren rund behörde und den Marktteilnehmern entsprechend den
91,8 Mio. € zu tragen. Davon standen rund 1,3 Mio. € im Vorgaben der Guideline on Electricity Balancing konsultiert
direkten Zusammenhang mit Investitionsprojekten und werden.
wurden somit aktiviert.
Zentrale Verantwortung für Verlustenergiebeschaffung
Im Jahr 2018 müssen die Schritte zur Sicherung der Netz- Die APG beschafft als zentraler Einkäufer rund 97 % der
reserve für den Sommer 2018 und für die Zeit darüber benötigten Netzverlustenergie für einen Großteil der Netz-
hinaus getroffen werden. Hierfür werden – zusätzlich zum betreiber in Österreich. Damit tritt das Unternehmen als
Abschluss der umfangreichen zugrunde liegenden techni- Großeinkäufer auf dem Strommarkt auf. Über eine Web-
schen Analysen – rechtliche Klärungen, Abstimmungen mit plattform werden wöchentlich Auktionen durchgeführt.
E-Control und Betreibern sowie der Abschluss entspre- Somit stellt die APG marktbasierte Beschaffungsvorgänge
chender Verträge durchgeführt. zur Abdeckung der Netzverlustenergie sicher. Verbleibende
Fehlmengen werden täglich durch die APG auf Basis von
Optimierung der Regelreservebeschaffung Spot-Handelsgeschäften an den Strombörsen ausgegli-
Durch die bereits 2014 umgesetzte Änderung der Präquali- chen. Die teilnehmenden Netzbetreiber werden täglich mit
fikationsbedingungen zur besseren Integration von Anbie- den benötigten Energiemengen zur Abdeckung ihrer Netz-
terpools und Demand Side Management sowie durch Adap- verlustenergie beliefert.
tierungen bei den Ausschreibungsregeln konnten 2017 drei
neue Anbieter für den Sekundärregelreservemarkt (derzeit Ende des Jahres 2016 musste aufgrund von Unsicherhei-
14 Anbieter) und ein neuer Anbieter für den Tertiärregelre- ten im Markt betreffend Einführung eines Engpasses an
servemarkt gewonnen werden (derzeit 16 Anbieter). der deutsch-österreichischen Grenze die gemeinsame
Beschaffung von Netzverlusten durch die APG in Form von
Nach den sehr niedrigen Gesamtkosten für Regelreserven Auktionen über eine Over-the-Counter-(OTC-)Plattform
im Jahr 2016 in Höhe von rund 88,5 Mio. € konnten auch der APG eingestellt werden. Nach Einführung eines börsen-
im Jahr 2017 wiederum verhältnismäßig geringe Regelre- notierten Terminmarkt-Referenzpreises der EEX für den
servekosten erzielt werden. Die Gesamtkosten für 2017 in österreichischen Strommarkt wurden Unsicherheiten im
18GESCHÄFTSBERICHT 2017
LAGEBERICHT
Markt reduziert. Dadurch konnten im September 2017 die Kapazitätsbewirtschaftung an der deutsch-
Beschaffungsaktivitäten wieder erfolgreich aufgenommen österreichischen Grenze
werden. Die Lieferung von Verlustenergie an die Verteiler- Am 15.5.2017 haben sich die Regulierungsbehörden Bun-
netzbetreiber erfolgte ohne Unterbrechung. desnetzagentur (BNetzA) aus Deutschland und E-Control
(ECA) aus Österreich darauf geeinigt, mit 1.10.2018 an der
Versteigerung von Grenzkapazitäten/Auktionen gemeinsamen Grenze ein Engpassmanagement durch
2015 wurde durch den Zusammenschluss der Kapazitäts- Kapazitätsvergabe einzuführen. Die Regulierungsbehörden
auktionshäuser CAO und CASC.EU zum Joint Allocation haben einen Zielwert sowie die Integration der Grenze in
Office (JAO) ein Meilenstein in Richtung eines europäi- die lastflussbasierte Kapazitätsberechnung2) der Region
schen Binnenmarkts gelegt. Inzwischen werden für Central Western Europe (CWE) vorgegeben.
21 europäische Transmission System Operators (TSOs) alle
explizit vergebenen Grenzkapazitäten durch das JAO ver- Für die Umsetzung wurde ein gemeinsames Steering
steigert, wodurch Effizienz- und Synergieeffekte für die Committee der deutschen und österreichischen TSOs
TSOs und die teilnehmenden Stromhändler erzielt werden eingerichtet. Innerhalb der CWE-Region wurde zudem mit
konnten. Im November 2017 wurde das JAO im Zuge der der Integration der APG als eigene Gebotszone begonnen.
Implementierung der Europäischen Guideline on Forward Basis hierfür bildet der rund dreijährige Integrationspro-
Capacity Allocation offiziell zur zentralen europäischen zess der APG (als Übertragungsnetzbetreiber in der aktuel-
Vergabeplattform (Single Allocation Platform) ernannt. len Gebotszone Deutschland-Österreich) in alle lastfluss-
basierten CWE-Prozesse.
Inter-TSO Compensation (ITC)
ITC ist ein multilateral vertraglich geregelter Kompensati- Innerhalb der APG wurde ein gesondertes Projekt aufge-
onsmechanismus für die mit grenzüberschreitenden Liefe- setzt, in dem alle nötigen Umsetzungsarbeiten koordiniert
rungen von elektrischer Energie verbundenen Netznut- werden. Im zweiten Halbjahr 2017 lag der Schwerpunkt der
zungskosten. Die Kompensationszahlungen sind von allen Tätigkeiten in der Klärung weiterer Details der zu imple-
TSOs in deren jeweiligem Ausmaß zu tragen. mentierenden Prozesse sowie der Durchführung erster
Testrechnungen. Zusätzlich wurde der Dialog mit den Re-
Ökostromabwicklung/Windvermarktung gulierungsbehörden der CWE-Region begonnen, um regu-
Die APG hat im April 2015 mit der Vermarktung der Mengen latorischen Fragen zur Integration dieser Grenze zu disku-
aus den Prognoseabweichungen von Ökostrom am Intra- tieren. Zudem wurden mehrere Informationsveranstaltun-
day-Markt der EPEX SPOT begonnen. Auf Basis aktueller gen zur Kapazitätsbewirtschaftung an der Grenze
Windeinspeiseprognosen (kontinuierlich für den Intraday- Deutschland-Österreich abgehalten, um österreichische
Bereich) wird die absehbare Ausgleichsenergiemenge im Stakeholder zu informieren und auf die neue Situation
Vergleich zu der am Vortag erstellten Prognose ermittelt. vorzubereiten.
Diese Mengen werden in einem weiteren Schritt bestmög-
lich am Intraday-Markt der EPEX SPOT vermarktet.
Dadurch werden die Fehlbilanzen der Ökobilanzgruppe –
aber auch der gesamten Regelzone – reduziert. Aufgrund
der durchschnittlich günstigeren Preise an der Börse und
der Vermeidung von Ausgleichsenergie bedeutet dies für
die Bilanzgruppe der Abwicklungsstelle für Ökostrom AG
(OeMAG) eine Kostenersparnis und für die APG eine Ver-
besserung der Regelqualität. Durch die im zweiten Quartal
2016 eingeführte 24/7-Vermarktung konnten die Einspa-
rungen weiter optimiert werden.
2)
Eine Weiterentwicklung des Day-Ahead Market Coupling stellt das sogenannte lastflussbasierte Market Coupling dar. Hierbei werden bei der Berechnung der Übertragungskapazi-
täten die physikalischen Auswirkungen des Stromhandels besser berücksichtigt.
19AUSTRIAN POWER GRID AG
LAGEBERICHT
WIRTSCHAFTLICHE ENTWICKLUNGEN Verbindlichkeit für Investitionsrücklage (ausgewiesen in der
Bilanzposition „Sonstige Verbindlichkeiten“)
Ergebnisentwicklung 2017 Bei der Investitionsrücklage handelt es sich um regulatori-
Der Betriebserfolg der APG liegt bei 75,3 Mio. € – dieses sche Verbindlichkeiten aus der Vergangenheit. Die gebilde-
Ergebnis wurde vor allem durch die Investitionstätigkeiten te Vorsorge (inkl. der Zinskomponente) dient zur Kompen-
bzw. die Regulatory Asset Base (RAB) und eine stringente sation der jährlichen Rückzahlungsverpflichtung. Auch der
Kostenbewirtschaftung geprägt. Zinssatz für langfristige Verpflichtungen in Höhe von 1,75 %
hat sich im Vergleich zum Vorjahr nicht verändert, daher
Investitionstätigkeiten/RAB gibt es aus der Neubewertung der Verbindlichkeit für In-
Die APG-Investitionstätigkeiten in Höhe von 113,4 Mio. €, vestitionsrücklage keine Ergebnisauswirkung.
welche die Basis für die tariflich erstatteten Kapitalkosten
darstellen, verzeichnen eine angemessene regulatorische Verfahrensbereinigung Systemnutzungstarife- bzw.
Kapitalverzinsung. Die hohen Investitionstätigkeiten im Systemnutzungsentgelte-Verordnungen (SNT-/SNE-VOs)
Jahr 2017 führten zu einer unternehmensweiten Vollaus- Infolge der Verfahrensbereinigungen konnten bereits in
lastung und einem Anstieg der aktivierten Eigenleistungen. den Vorjahren die gebildeten Vorsorgen großteils verwen-
det bzw. aufgelöst werden. Im Jahr 2017 wurden die letz-
Kostenbewirtschaftung ten verbleibenden Rückstellungen verwendet bzw. aufge-
Durch eine stringente Kostenbewirtschaftung konnte der löst. Dies führte zu keinem wesentlichen Ergebniseffekt
Kostenauftrieb auch im Jahr 2017 auf niedrigem Niveau aus diesem Sachverhalt.
gehalten werden.
EPEX-Beteiligungserträge
Sozialkapital Seit 2015 ist die APG Anteilseigner an der Holding des
Die Positionen „Aufwendungen für Abfertigungen“ und Gestionnaires de Réseau de Transport d’Électricité (HGRT),
„Aufwendungen für Altersversorgung“ in der Gewinn- und die alle Anteile (49 %) der TSOs (Elia, RTE, Swissgrid,
Verlustrechnung weisen einen Ertrag in Höhe von Amprion, TenneT, APG) an der Strombörse EPEX SPOT
+1,0 Mio. € aus. zusammenfasst. Die APG-Kapitalbeteiligung ist ein wichti-
ger Meilenstein in der weiteren Integration Österreichs im
Der positive Wert ist im Wesentlichen auf die versiche- Stromhandelsgebiet Zentral- und Westeuropa. Im Jahr
rungsmathematischen Gewinne in Höhe von 3,5 Mio. zu- 2017 konnten zudem Beteiligungserträge in Höhe von
rückzuführen. Begründet sind diese Gewinne durch Be- 275,0 Tsd. € generiert werden.
standsveränderungen bei den Krankenzusatzversicherun-
gen (+2,4 Mio. €) und durch die positive Entwicklung der Finanzierung
Performance des Pensionskassenvermögens (+1,6 Mio. €). Durch die hohen Investitionsauszahlungen und den im
Vergleich dazu niedrigeren operativen Cashflow kam es im
Der Zinssatz betrug bei Abfertigungen, Pensionen, Jubilä- Jahr 2017 zu einem Nettofinanzierungsbedarf. Um die
umsgeldern und Sterbegeldern 1,50 % und bei den Kran- hohen Investitionen in den kommenden Jahren finanzieren
kenzusatzversicherungen 1,75 % und blieb im Vergleich zu können, wird es im Jahr 2018 zu einer Umschuldung
zum Vorjahr unverändert. von kurz- auf langfristige Finanzinstrumente und einer
zusätzlichen Fremdkapitalaufnahme kommen.
20GESCHÄFTSBERICHT 2017
LAGEBERICHT
RECHTLICHE ENTWICKLUNGEN REGULATORISCHE ENTWICKLUNGEN
Rechtsverfahren betreffend Kapazitätsbewirtschaftung Das Regulierungssystem der APG ist eine Mischung aus
an der deutsch-österreichischen Grenze „Cost+ Model“ und „Revenue Cap“. Auf Basis des letztver-
Das Rechtsverfahren betreffend die Entscheidung fügbaren Jahresabschlusses und der Investitionsplanung
der Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) werden im Rahmen des jährlichen Kostenermittlungsver-
vom November 2016 zur Festlegung der Kapazitätsbe- fahrens angemessene Kosten festgestellt. Weiters werden
rechnungsregionen, welche die Einführung der Kapazitäts- aufgrund der gesetzlichen Bestimmungen Differenzen
bewirtschaftung an der Grenze Deutschland-Österreich zwischen Plan- und Ist-Erlösen aufgerollt.
enthält, ist nach wie vor anhängig.
Tarifprüfung 2017
Missbrauchsverfahren betreffend Peagierungsverträge Im diesjährigen Verfahren wurde die Kapitalverzinsung
Aufgrund der Einleitung eines Missbrauchsverfahrens (WACC) mit Verweis auf eine mehrjährige Festlegung in
gemäß § 24 E-Control-Gesetz im November 2016 durch Höhe von 4,88 % vor Steuern neu festgesetzt. Zusätzlich
ECA iZm zwischen der APG und anderen Vertragspartnern wurde als Investitionsförderung ein Mark-up in Höhe von
bestehenden Peagierungsverträgen hat die APG die bis 0,8 % auf die eigenkapitalfinanzierten Neuinvestitionen ab
dahin geltenden Verträge einseitig beendet; in der Zwi- dem Geschäftsjahr 2018 festgelegt. Diese Effekte kommen
schenzeit kam es zu einer einvernehmlichen Auflösung der daher im Jahr 2018 zum Tragen.
wechselseitigen Verträge durch alle Vertragsparteien. Vor
diesem Hintergrund ist eine rasche Einstellung des gegen- Die Tarifierungsbasis für die Brutto- und Nettotarife der
ständlichen Verfahrens durch E-Control Austria zu erwar- APG steigt um 83,2 % auf 321,1 Mio. €. Hauptgrund ist die
ten. Entwicklung der Engpassmanagementkosten.
Die gesamte Tarifierungsbasis, inklusive Kosten der
Ebene 3, Verlustenergie und Systemdienstleistungen steigt
um +32,3 % auf 410,2 Mio. €.
Das Netzverlustentgelt aller Ebenen steigt durch den hö-
heren Verlustpreis und geringere Mengen um +8,4 %. Die
Kosten der Systemdienstleistungen sinken um 48 % und
sorgen teilweise für eine Kompensation.
21AUSTRIAN POWER GRID AG
LAGEBERICHT
INTERNATIONALE ENTWICKLUNGEN Die APG war an der Ausarbeitung der Leitlinien und Netzko-
dizes gestalterisch und federführend beteiligt. Somit wur-
Die Vielzahl an internationalen Projekten aufgrund von den ein wichtiger Schritt zur Erfüllung der rechtlichen
Network Codes (NCs) und Guidelines3) sowie neuen EU- Vorgaben aus dem dritten Energiepaket (seit 2011 in Kraft)
Richtlinien führt dazu, dass die Marktentwicklung und abgeschlossen und dabei die spezifischen Aspekte des
Systemintegration bei der APG einen wichtigen Stellenwert österreichischen Elektrizitätsversorgungssystems und
einnehmen. Die diesbezüglichen Themenbereiche umfas- Elektrizitätsmarkts auch entsprechend berücksichtigt.
sen regelzonenüberschreitende Kooperationen zur Be-
schaffung von Regelreserven und zur Bewirtschaftung des „Clean Energy for All Europeans“ – neue
Day-Ahead-Markts, die Erhöhung und Verbesserung der Gesetzesentwürfe der Europäischen Kommission
Transparenz, Market-Coupling-Initiativen und internatio- Am 30.11.2016 hat die Europäischen Kommission umfang-
nale, strategisch wichtige Kooperationen. reiche Gesetzesvorschläge für den Energiebereich veröf-
fentlicht. Das sogenannte „Clean Energy for All Euro-
ENTSO-E Network Codes/Guidelines als Ausgangspunkt peans“-Paket soll dazu beitragen, dass der Energiesektor
für zunehmende Internationalisierung der EU stabiler, wettbewerbsfähiger und nachhaltiger wird
NCs/Guidelines definieren und harmonisieren zahlreiche und die Ziele der Energieunion umsetzt.
Regelungen für das Stromnetz, unter anderem in den
Bereichen Netzbetrieb, Netzanschluss, Engpassmanage- Das Paket enthält diverse Gesetzesvorschläge, vor allem
ment und Regelenergie. Sie sind wichtige Bestandteile des Vorschläge zur Revision verschiedener Richtlinien und
künftigen Rechtsrahmens für den europäischen Elektrizi- Verordnungen des dritten Energiepakets. Die Gesetzesvor-
tätsmarkt. Am 28.11.2017 wurden, nach der Leitlinie für schläge werden im Europäischen Parlament und im Rat der
den Übertragungsnetzbetrieb am 2.8.2017, die letzten Europäischen Union verhandelt und eine Einigung soll
ausstehenden Rechtsdokumente im Europäischen Amts- spätestens Anfang 2019 erfolgen.
blatt veröffentlicht. Diese traten somit am 18.12.2017 in
Kraft. Öffnung des Regelreservemarkts
Die Ende 2017 in Kraft getretene Guideline on Electricity
Es handelt sich hierbei um den Netzkodex über den Notzu- Balancing wird die internationalen Entwicklungen am
stand und den Netzwiederaufbau des Übertragungsnetzes Regelreservemarkt in den nächsten Jahren prägen. Die
und die Leitlinie über den Systemausgleich im Elektrizi- stufenweise Implementierung sieht weitreichende Verän-
tätsversorgungssystem. derungen im europäischen Regelreservemarkt vor. Im
Zentrum steht dabei die Schaffung von zentralen, europäi-
Der Netzkodex über den Notzustand und den Netzwieder- schen Plattformen zur ökonomischen Optimierung von
aufbau des Übertragungsnetzes befasst sich mit den Ver- Regelreserveabrufen.
fahren und Abhilfemaßnahmen im Falle einer kritischen
Netzsituation oder eines Blackouts. Dazu gehören unter Die APG arbeitet bereits seit einigen Jahren an der interna-
anderem die Vorbereitung von Systemschutz- und Netz- tionalen Öffnung der Regelreservemärkte und zählt damit
wiederaufbauplänen sowie Informationsaustausch und Ad- in Europa zu den Vorreitern. Die bereits 2013 auf APG-
hoc-Analysen nach eingetretenem Störfall. Initiative gestartete internationale Primärregelreserve-
Kooperation konnte in den letzten Jahren stetig erweitert
Die Leitlinie über den Systemausgleich im Elektrizitätsver- werden und besteht mittlerweile aus zehn TSOs aus sieben
sorgungssystem setzt einen weiteren Schritt im Bereich Ländern. Die 2016 in Betrieb gegangene Sekundärregelre-
der Regelreservemärkte, in Richtung einer pan- serve-Kooperation mit Deutschland optimiert den Abruf
europäischen Marktintegration und grenzüberschreitenden der Sekundärregelung grenzüberschreitend anhand einer
Verwendung aller Regelreservearten. gemeinsamen Merit-Order-Liste und ist in ihrer Form
bislang in Europa einzigartig. Beide Kooperationen tragen
3)
„Network Codes“ und „Guidelines“ werden nach Inkrafttreten zum Bestandteil der europäischen Verordnung (EG) 714/2009 und somit unmittelbar anwendbares Bundesrecht.
„Network Codes“ dürfen nach Inkrafttreten keine zu finalisierenden Vorgaben enthalten, während „Guidelines“ auch solche Vorgaben vorsehen, die erst nach Inkrafttreten inner-
halb definierter Fristen vollendet und somit endgültig rechtsverbindlich werden.
22GESCHÄFTSBERICHT 2017
LAGEBERICHT
weiterhin erheblich zur Kostenreduktion in der Regelzone Coupling ist an zwei APG-Grenzen (Slowenien-Österreich
APG bei und erhöhen gleichzeitig das Absatzpotenzial für und Italien-Österreich) implementiert.
österreichische Marktteilnehmer. Durch diese und eine
Vielzahl an anderen Optimierungsmaßnahmen konnten die Eine Weiterentwicklung stellt das sogenannte lastflussba-
Kosten für Regelreserve seit 2014 wesentlich gesenkt sierte Market Coupling dar. Hierbei werden bei der Berech-
werden. nung der Übertragungskapazitäten die physikalischen
Auswirkungen des Stromhandels besser berücksichtigt.
Durch diese internationalen Kooperationsprojekte bringt Diese Form von Market Coupling wurde in der CWE-Region
die APG auch wesentliche Erfahrungen bei der Umsetzung im Mai 2015 erfolgreich gestartet. Die APG ist nach einem
der Vorgaben aus der Guideline on Electricity Balancing ein. mehrjährigen Integrationsprozess seit November 2016 in
So wurde 2017 unter APG-Beteiligung gemeinsam mit den die lastflussbasierten CWE-Prozesse eingebunden und
TSOs aus Belgien, Deutschland, Frankreich und den Nie- damit an den hochliquiden CWE-Raum angekoppelt.
derlanden ein Projekt zur Umsetzung einer europäischen
Plattform für Sekundärregelenergie gestartet. Ebenso Die lastflussbasierte Kapazitätsberechnung ist auch das
wurden, nach umfangreichen Vorbereitungen in den Vor- europäische Zielmodell entsprechend der europäischen
jahren, 2017 die Umsetzungsarbeiten für einen koordinier- Guideline on Capacity Allocation and Congestion Manage-
ten Abruf von Tertiärregelenergie zwischen Österreich und ment (CACM-Verordnung). Die von der ACER beschlossene
Deutschland gestartet. Als erste derartige Kooperation in Core-Region umfasst neben der APG 15 weitere TSOs aus
Europa liefert sie bereits vor Inbetriebnahme, welche mit CWE und Central Eastern Europe (CEE) und hat 2017 ihre
Mitte des Jahres 2018 angestrebt wird, wertvolle Erkennt- Arbeit aufgenommen. Der bisherige Fokus liegt auf der
nisse für die Ausgestaltung des europäischen Tertiärre- Entwicklung der lastflussbasierten Kapazitätsberechnung
gelenergiemarkts. für den Day-Ahead-Zeitbereich. Basis hierfür ist die bereits
operative Lösung in der CWE-Region. Mittlerweile wurde
Alle bestehenden internationalen Kooperationen sind tech- das Projekt auch auf die Zeitbereiche Long-Term, Intraday
nisch so gestaltet, dass sie über Regelzonengrenzen so- und Redispatch/Countertrading ausgeweitet.
wohl mit als auch ohne Engpassbewirtschaftung möglich
sind. Die Kooperationen werden deshalb auch nach Einfüh- Bei der lastflussbasierten Kapazitätsberechnung werden
rung der Engpassbewirtschaftung an der deutsch- wesentliche Elemente des Übertragungsnetzes detailliert
österreichischen Grenze weiterbestehen. Die Auswirkungen berücksichtigt. Dadurch kann das Netz von der APG und
auf das Preisniveau sind stark davon abhängig, wie viel den beteiligten TSOs optimaler unter Berücksichtigung der
Übertragungskapazität am Ende für diesen Austausch zur Netzsicherheit für den grenzüberschreitenden Handel
Verfügung steht. genutzt werden. Zugleich steigen damit für die APG auch
die operativen Anforderungen zum Beispiel hinsichtlich der
Umsetzung des Day-Ahead-Markts Bereitstellung von Daten und Abstimmung mit anderen
Unter dem Begriff Day-Ahead Market Coupling versteht TSOs.
man die Kopplung nationaler oder lokaler Strommärkte.
Strombörsen stellen dabei einen einheitlichen Marktzu-
gang sicher und TSOs stellen Übertragungskapazitäten
bereit. Anstatt wie bisher getrennt voneinander, werden
beim Market Coupling die Übertragungskapazitäten und
die elektrische Energie gemeinsam in einem Schritt ge-
handelt. Dadurch wird der Stromhandel über Landesgren-
zen hinweg harmonisiert und optimiert. Am europäischen
Day-Ahead Market Coupling sind momentan 22 TSOs und
neun Strombörsen in 18 Ländern aktiv beteiligt. Market
23AUSTRIAN POWER GRID AG
LAGEBERICHT
Aktivitäten für regionale Zusammenarbeit der TSOs Erhöhung und Verbesserung der Transparenz
Das Jahr 2017 war hinsichtlich der regionalen Zusammen- Durch internationale Vorgaben und um die Informations-
arbeit der TSOs besonders ereignisreich und einige der versorgung aller Marktteilnehmer weiter zu stärken, arbei-
erreichten Meilensteine sind bestimmend für die weitere tet die APG intensiv an der Umsetzung der verstärkten
Entwicklung der APG. Anforderungen an Transparenz.
Regionale Koordination der TSOs und ENTSO-E Veröffentlichungspflicht: EMFIP
In der mit 14.9.2017 in Kraft getretenen EU-Verordnung Seit 5.1.2015 ist die neue paneuropäische Transparenz-
zur Festlegung einer Leitlinie für den Übertragungsnetzbe- plattform EMFIP als Konsequenz der Verordnung
trieb (VO (EU) 2017/1485, „System Operation Guideline“), (EU) 543/2013 über die Übermittlung und die Veröffentli-
sind unter anderem die rechtlichen Grundlagen der regio- chung von Daten in Strommärkten bei ENTSO-E in Betrieb.
nalen TSO-Koordination festgehalten. Dies umfasst sowohl Im Jahr 2017 wurde auf europäischer Ebene, gemeinsam
die Organisation der Dienstleister für TSOs – „Regional mit anderen Marktteilnehmern, an der Verbesserung der
Security Coordinators“ (RSCs) – als auch die Inhalte und Markttransparenz gearbeitet. Hierfür wurde das Manual of
Rahmenbedingungen für die Dienste, die sie für die TSOs Procedures, das die genauen technischen und rechtlichen
erbringen sollen: Anforderungen der Veröffentlichungspflicht definiert,
überarbeitet. Die sich daraus ergebenden neuen Anforde-
→ Gemeinsame Netzmodelle rungen aufseiten der APG wurden analysiert und imple-
→ Kapazitätsberechnung an Grenzübergabestellen mentiert. Die produktive Umsetzung der Änderungen er-
→ Netzsicherheitsanalyse folgt in zwei Schritten, wobei die erste Version mit Ende
→ Abschaltplanungskoordination 2017 in Betrieb gegangen ist. Der zweite Teil der Inbetrieb-
→ Kurzfristige Deckungsprognose nahme ist derzeit von ENTSO-E mit Ende des ersten Quar-
→ u. v. m. tals 2018 angesetzt.
Die APG ist hier nicht nur proaktiv integriert, sondern ver- Darüber hinaus wurden auch einige Maßnahmen imple-
antwortet als Projektmanager die gesamteuropäische mentiert, um die operative Abwicklung der Veröffentli-
Umsetzung im Rahmen des ENTSO-E-Projekts für die TSO- chungspflicht und das Monitoring der Datenqualität zu
Koordinationsstrategie. verbessern.
In der Praxis ist die APG Teilhaber eines der führenden Veröffentlichungspflicht: REMIT
RSCs in Europa, der TSCNET Services GmbH, die als Die Verordnung (EU) 1227/2011 verpflichtet alle Marktteil-
Dienstleister für die TSOs in der TSO Security Cooperation nehmer, neben den Verboten des Insiderhandels und der
(TSC) tätig ist, in der 14 europäische TSOs vertreten sind. Marktmanipulation, zur Veröffentlichung von Insiderinfor-
Darunter fallen alle österreichischen „elektrischen“ Nach- mationen. In der Durchführungsverordnung
barn sowie TSOs aus weiteren Ländern: Polen, Niederlande, (EU) 1348/2014 wurde definiert, welche Daten von den
Dänemark, Kroatien und Rumänien. Auch in der TSC ist die Marktteilnehmern für das europäische Marktmonitoring an
APG gestalterisch tätig; der Chairman der gesamten Ko- die ACER übermittelt werden müssen.
operation auf Vorstandsebene wurde 2017 durch die APG
gestellt und auch die Leitung des operativen Steuerungs- Die Verpflichtungen aus den beiden Verordnungen finden
gremiums „Operational Board“ erfolgt durch die APG. sich in einer eigenen, unternehmensweiten REMIT-
Richtlinie wieder. Im Jahr 2017 wurden keine Verstöße
gegen den Artikel 3 (Insiderhandel) oder den Artikel 5
(Marktmanipulation) der Verordnung (EU) 1227/2011 im
Zuge des internen REMIT-Prozesses festgestellt. Insiderin-
formationen, die im Rahmen der operativen Netzführung
24GESCHÄFTSBERICHT 2017
LAGEBERICHT
entstehen, wurden auf der APG-Homepage bzw. auf der
Transparenzplattform EMFIP veröffentlicht.
Seit 7.4.2016 müssen alle Transaktionsdaten von Ener-
giegroßhandelsprodukten und Fundamentaldaten an die
ACER übermittelt werden. Diese Daten wurden auch im
Jahr 2017 fristgerecht übermittelt.
Auf nationaler Ebene wurde die Energiegroßhandelsdaten-
verordnung (EGHD-VO) und die Energiegroßhandels-
Transaktionsdaten-Aufbewahrungsverordnung (ETA-VO)
durch die neue Großhandelsdatenverordnung (GHD-V)
ersetzt. Durch diese neue Verordnung müssen dem Regu-
lator keine Transaktionsdaten mehr für Standard- oder
Nichtstandardprodukte übermittelt werden. Die APG über-
mittelte gemäß der GHD-V im Jahr 2017 detaillierte Daten
zum Regelenergiemarkt und zu den grenzüberschreitenden
Nominierungen.
Gleichzeitig könnten den TSOs durch die Veröffentlichung
der vierten Edition der REMIT-Guidance von der ACER durch
die nationalen Regulierungsbehörden einige zusätzliche
organisatorische und technische Regeln auferlegt werden.
Die möglichen Auswirkungen werden derzeit durch die APG
analysiert.
25AUSTRIAN POWER GRID AG
LAGEBERICHT
ASSET MANAGEMENT eine Summenleistung von über 3,7 GW. Dies entspricht
rund 15 % der gesamten heimischen Kraftwerksleistung.
Im liberalisierten Marktumfeld der europäischen Elektrizi-
tätswirtschaft (vgl. „Clean Energy for All Europeans“-Paket Durch den starken Ausbau von EE kommt es zu Änderun-
der Europäischen Kommission) stehen Übertragungsnetz- gen im Systemverhalten. Die Erzeugung aus EE weist weit-
betreiber aufgrund der sich ändernden Rahmenbedingun- aus höhere Volatilitäten auf und erfolgt zudem in Abhän-
gen und der Energiewende vor immer neuen Herausforde- gigkeit des Primärenergieträgers Wind und Sonnenein-
rungen. Der enorme Ausbau erneuerbarer Energieträger strahlung und nicht entsprechend der Nachfrage wie frü-
und der marktpreisbestimmte Kraftwerkseinsatz führen her bei konventionellen Kraftwerken. Weiters entwickelten
zunehmend zu hohen Netzbelastungen und Engpässen. sich die Strom- und Marktpreise durch die zunehmende
Von den Marktakteuren werden immer schnellere Markt- Einspeisung von geförderten EE auf Niveaus, bei denen
prozesse gefordert, um kurzfristige Erzeugungsschwan- thermische Kraftwerke nicht mehr rentabel betrieben
kungen (z. B. Prognoseabweichungen der Erneuerbaren) werden können. In weiterer Folge werden diese Kraftwerke
vermarkten zu können. Für die zukünftige Gewährleistung stillgelegt. Gerade in Zeiten von mangelndem EE-Dargebot
der Versorgungs- und Systemsicherheit sind Kapazitäts- sind jedoch die thermischen Kraftwerke notwendig, um die
steigerungen und Netzausbauten im Übertragungsnetz Bedarfs- und Lastdeckung energetisch sicherzustellen (vgl.
dringend erforderlich. Weiters liegen zur Erhaltung der Netzreservekraftwerke). Dies und der steigende Transport-
Leistungsfähigkeit des Netzes umfangreiche Projekte für bedarf sowie die erhöhte Dynamik der Stromflüsse führen
Erneuerungen und Verstärkungen bestehender Anlagen vor. dazu, dass immer größere Anstrengungen unternommen
werden müssen, um einen sicheren Netzbetrieb zu ge-
Unser Energiesystem im Umbruch währleisten.
Aufgrund des Bekenntnisses zum Klimaschutz in Europa
kommt es zu bedeutenden Veränderungen im Elektrizitäts- Für die Gewährleistung der Versorgungs- und Systemsi-
system. Einerseits muss der Ausbau der erneuerbaren cherheit ist es demnach wichtig, den Netzausbau zeit- und
Energieträger (EE) massiv vorangetrieben werden, um die bedarfsgerecht voranzutreiben und die erforderlichen
gesetzlichen Vorgaben zum Klimaschutz zu erfüllen. Ande- Ausbaumaßnahmen in den Übertragungs- und Verteiler-
rerseits sind die Elektrifizierung der Sektoren Wärme (z. B. netzen rechtzeitig einzuleiten. Der Netzausbau dauert
Wärmepumpen) und Mobilität (Elektromobilität) in Kombi- aufgrund äußerer Einflussfaktoren (umfangreiche Geneh-
nation mit dem Ausbau der EE ein wichtiger Beitrag, um migungsverfahren, viele beteiligte Parteien durch große
die CO2-Einsparungsziele zu erreichen. Weitere Bekennt- räumliche Ausdehnung von Leitungsprojekten etc.) um ein
nisse wie die Ratifizierung des UN- Vielfaches länger als die Errichtung der EE. Daher sind eine
Klimaschutzabkommens von Paris bestätigen das politi- umfangreiche Planung und eine gründliche Analyse der
sche Interesse und die Notwendigkeit, entsprechende Anforderungen sowie die gesamthafte Betrachtung des
Anstrengungen für den Schutz des Weltklimas zu unter- Elektrizitätssystems von enormer Bedeutung. Die APG
nehmen. unternimmt große Anstrengungen, den gesetzlichen
Pflichten im Elektrizitätswirtschafts- und -
Die EU-weit installierten Anlagenleistungen von rund 150 organisationsgesetz (ElWOG) zum Ausbau und Erhalt eines
GW Windkraft sowie rund 100 GW Photovoltaik zeigen, leistungsfähigen Übertragungsnetzes nachzukommen.
dass die EE bereits bedeutende Größenordnungen in Euro- Dennoch liegen im Netzausbau starke Verzögerungen vor,
pa erreicht und damit Einflüsse auf den Systembetrieb die bereits umfangreiche Markteinschränkungen und mas-
haben. Dies wird auch durch den fortschreitenden Ausbau siv gestiegene Redispatchmaßnahmen und Kosten nach
der Erneuerbaren bestätigt – im Jahr 2016 waren 21,1 GW sich ziehen.
bzw. 86 % der Kraftwerksneuinstallationen in der EU Erneu-
erbare. Auch in Österreich erfolgten in den letzten Jahren
Ausbauten von Windkraft- und Photovoltaikanlagen auf
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