Aktuelles vom Energiemarkt

null Zeit, Bilanz zu ziehen: Energieproduktion und -verbrauch im Winter 2018/19

Zeit, Bilanz zu ziehen: Energieproduktion und -verbrauch im Winter 2018/19 

Der Winter geht zu Ende und es bietet sich an, zu schauen, wie sich der Strom- und Gasverbrauch sowie die Strom- und Gasproduktion in diesem Zeitraum entwickelt haben. Welche Faktoren hatten welchen Einfluss? 

Stromversorgung

Im gesamten Jahr 2018 wurden im Inland insgesamt 71,3 TWh an elektrischer Energie verbraucht, was einer Steigerung um 0,3% oder 0,2 TWh entspricht. Im vierten Quartal blieb der Verbrauch verglichen mit dem Vorjahr weitgehend konstant, war jedoch von leichten Zuwächsen im Oktober (0,1 TWh bzw. 1,4%) und Dezember (0,03 TWh bzw. 0,4%), sowie einer Reduktion um 0,1 TWh bzw. 1,7% im November gekennzeichnet. Bedingt durch die starken Rückgänge im August und September stieg der Verbrauch im vierten Quartal verglichen mit dem dritten Quartal um 2,1 TWh. Im Jänner 2019 stieg der Verbrauch im Vergleich zum Vorjahr um 4,4% bzw. 0,3 TWh auf 6,9 TWh.

Neben dem gestiegenen Wirtschaftswachstum war der temperaturabhängige Einfluss sowohl für den Verbrauch als auch die Erzeugung von besonders großer Bedeutung für das Jahr 2018, war es doch insgesamt das wärmste und das vierte Quartal eines der zehn wärmsten der Messgeschichte. Laut ZAMG1 lag die Temperatur im Flachland um gut 2,0 °C über dem vieljährigen Mittel, auch Werte von über 25 Grad wurden im Herbst mehrfach erfasst. So brachte der Oktober österreichweit gesehen um 29 Prozent mehr Sonnenschein als im Mittel. Mehrfach wurden Werte von über 25 Grad erfasst, was den sonnigsten Oktober seit zwölf Jahren bedeutet. Erst im Jänner 2019 neigten sich die überdurchschnittlich warmen Monate einem Ende zu. Erstmals seit dem März 2018 war ein Monat im Großteil von Österreich deutlich zu kalt. Auf den Bergen und in vielen Tälern lag der Jänner 2019 deutlich unter dem klimatologischen Mittel.


Oktober und November 2018 waren großteils durch unterdurchschnittliche Niederschlagsmengen gekennzeichnet, besonders im Norden und Osten des Landes. So war der November in der Westhälfte Österreichs einer der fünf trockensten der letzten 160 Jahre, lediglich im Süden war es stellenweise um bis zu 200 Prozent zu nass. Im Dezember und Jänner gab es nördlich der Alpen überdurchschnittlich viel Niederschlag, südlich der Alpen hingegen blieb es weitgehend trocken. 

Das warme Wetter und die verbreitet geringen Niederschlagsmengen führten in der Folge zu niedrigen Pegelständen, die zu einem reduzierten Einsatz der Laufkraftwerke führten. So lag die Erzeugung der Laufkraftwerke im Oktober um 0,7 TWh oder 34% unter jener des Vorjahres, im November um 0,6 TWh bzw. 29,8% und im Dezember um 0,2 TWh bzw. 10%. Insgesamt lag die Erzeugung im gesamten Jahr 2018 deutlich unter den Werten des Vorjahres (-1,4 TWh bzw. 5,5%). Im Jänner 2019 kamen die Laufkraftwerke um 20,5% bzw. 0,5 TWh weniger zum Einsatz. Der Koeffizient der Laufkraftwerke lag im Oktober bei 0,73, stieg dann jedoch an und erreichte im Jänner einen Wert von 1,17. 

Bei den Speicherkraftwerken war der Rückgang mit durchschnittlich 2,9% zwischen Oktober und Dezember nicht ganz so signifikant, im Jänner betrug er 3,3%. Um diesen Rückgang zu kompensieren, kamen die Wärmekraftwerke hingegen vermehrt zum Einsatz. Im Oktober und November lag die Steigerung bei 5,2% bzw. 2,8%, im Dezember sogar bei 0,5 TWh oder 27%, im Jänner sank der Wert leicht auf 0,4TWh bzw. 20,9%. Die wärmegeführten kalorischen Kraftwerke wurden zwischen Oktober und Jänner mit 4 TWh um 26,6% mehr in Gebrauch genommen als im Vorjahr, die nicht wärmegeführten mit 1,7 TWh um 12,1%.  Insgesamt kamen die Wärmekraftwerke 2018 jedoch weniger zum Einsatz als im Vorjahr (-1,3 TWh bzw. -7%). Nach einer anfänglichen Steigerung im Oktober, floss die Windkraft im vierten Quartal mit einem leichten Rückgang um durchschnittlich 1,6% in die Stromerzeugung ein. Die gesamte Erzeugung war im Oktober und November rückläufig (-0,7 TWh bzw. -11,7% und -0,6 TWh bzw. 9,7%), erst im Dezember legte sie wieder zu (+0,3 TWh bzw. 5,3%). Im Jänner stieg sie um 0,2 TWh oder 2,8% im Vergleich zum Vorjahr. Bei der Windkraft konnte eine Steigerung um 53,2% oder 0,3 TWh verzeichnet werden. 

Abb. 1: Inländische Stromerzeugung

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Die physikalischen Importe variierten zwischen -0,1 TWh bzw. -1,9% im November und +0,6 TWh oder +25,9% im Jänner. Die physikalischen Exporte lagen zwischen -0,6 TWh bzw. -25,3% im Oktober und 0,6 TWh oder 30,8% im Jänner. Der Nettoaustauschsaldo im Winter lag bei 1 TWh, was ca. 40% des Jahreswertes entspricht.  

Ende Oktober waren in den Großspeichern insgesamt 2,7 TWh vorrätig, was einem Füllungsgrad von 83,4% entspricht, mit Ende Dezember waren es immerhin noch 2,1 TWh bzw. 64,1%, im Jänner nur noch 1,5 TWh bzw. 47,2%. Damit sind gegenüber dem Vorjahr um durchschnittlich ca. 0,2 TWh oder 6,6%-Punkte weniger in den Speichern vorrätig. Bei den Wärmekraftwerken der öffentlichen Erzeuger waren zu Beginn des Winters feste und fossile Brennstoffe mit einem Wärmeäquivalent von 1,7 TWh gelagert, um 0,5 TWh weniger als im Vorjahr. Ende Jänner betrug die Differenz immer noch 0,5 TWh bei einem Wärmeäquivalent von 1,2 TWh.

Abb. 2: Großspeicher der öffentlichen Erzeuger – Speicherinhalte und Füllungsgrade zum Monatsletzten in GWh und %

Abb. 2: Großspeicher der öffentlichen Erzeuger – Speicherinhalte und Füllungsgrade zum Monatsletzten in GWh und % vergrößern

Gasversorgung

Die Abgabe von Gas an Endverbraucher betrug von Oktober bis Ende Jänner insgesamt 43,2 TWh und war damit um 2,7 TWh oder 5,7% höher als zum Vorjahr. Im Oktober und November kam es zu Verbrauchsrückgängen im Ausmaß von 0,1 und 0,3 TWh (bzw. 1,9% und 3,1%), der Dezember wartete mit einem Verbrauchszuwachs von 1 TWh bzw. 8,5% auf. Im Jänner stieg der Verbrauch um 2,2 TWh oder 19,5% im Vergleich zum Vorjahr. Dieser Verbrauchszuwachs ist nicht zuletzt auch auf den erhöhten Einsatz der gasbefeuerten Wärmekraftwerke zurückzuführen. 

Die inländische Produktion sank im vierten Quartal um 28% bzw. 1 TWh gegenüber dem Vorjahr, im Jänner um 0,4% (-29,9%), an biogenen Gasen wurden zwischen Oktober und Dezember um 12,1% (0,01 TWh) weniger ins Netz eingespeist, im Jänner sank die Einspeisung sogar um 39,3%. Während in die Speicher im Winter um 64,1% oder 3 TWh mehr eingepresst wurden, reduzierte sich die Entnahme um 26,8% oder 11,3 TWh, mit dem stärksten prozentuellen Rückgang im Oktober (-0,9 TWh oder -42,6%). 

Die Erdgasimporte stiegen um durchschnittlich 11,4% oder 8,3 TWh und erreichten zwischen Oktober und Jänner 162,9 TWh, während die Exporte um 9,5 TWh oder durchschnittlich 4,4% geringer als im Vorjahr waren. Insgesamt wurden im Winter 140,4 TWh Erdgas exportiert.  

Mit Jahresende waren in den Erdgasspeichern in Österreich insgesamt 58 TWh (5,1 Mrd. Nm3) gelagert, was einem Füllungsgrad von 63,2% entspricht, mit Ende Jänner sanken der Wert auf 44,9 TWh bzw. 4 Mrd. Nm3. Dies ist ein etwas höherer Speicherstand als zum Vergleichszeitpunkt des Vorjahres (+2,7%). Anzumerken ist, dass die gegenwärtigen Speichervorräte immer noch rund die Hälfte der Abgabemenge an Endverbraucherinnen und Endverbraucher in den letzten zwölf Monaten entsprechen.

Abb. 3: Speicherinhalte Erdgas zum Monatsletzten

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1 Zentralanstalt für Meteorologie und Geodynamik