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Strom- und Gasverbrauch 2019 etwas gestiegen 

Das Gasjahr 2019 war physisch weitgehend durch die Vorbereitungen auf eine mögliche Importeinschränkung von russischem Erdgas über die Transportroute der Ukraine zu Beginn des Jahres 2020 geprägt. 

Eine Importeinschränkung lag im Bereich des Möglichen, da der Gastransit-Vertrag zwischen Russland und der Ukraine Ende 2019 auslief und ohne Zustandekommen eines Folgevertrages ein neuer Konflikt um Gas wie 2009 gedroht hätte. 2009 kam es zu eingeschränkten Gaslieferungen nach Osteuropa, weil sich Kiew und Moskau über die Preise für Gaslieferungen an die Ukraine und für den Transit uneinig waren. Russland und die Ukraine haben jedoch Ende 2019 schlussendlich einen neuen Gastransit-Vertrag unterzeichnet. Der russische Staatskonzern Gazprom und der ukrainische Energieversorger Naftogaz unterschrieben nach zähen Verhandlungen die Vereinbarung. Der neue Transitvertrag gilt nun für fünf Jahre. Er stellt sicher, dass Europa mit Gas versorgt wird. 

Durchaus im Gleichklang mit den Speicherbewegungen in der gesamten Europäischen Union waren die Speicher ab August im Wesentlichen voll befüllt, was für Österreich bedeutet, dass mit Jahresende um 32,6 TWh (von 93,4 TWh Speichervolumen) oder etwa einem Drittel mehr Gas eingelagert war als im Vorjahr. Bekanntermaßen ist es dann ja doch zu keiner Lieferunterbrechung gekommen, Österreich wäre im Fall der Fälle aber gut vorbereitet gewesen.

Abb 1: Gas-Speicherstände 2018 und 2019

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Diese bedeutende Veränderung im Vergleich zum Vorjahr wurde durch mehrere Faktoren bestimmt. Einerseits wurde an Endverbraucher um 3,9% oder 3,53 TWh mehr Erdgas abgegeben, sodass 2019 die Endabgabe 94,21 TWh betrug, die Import-Exportportbilanz hat sich aber um 36,77 TWh erhöht. Während nämlich um 4,5% oder 23,93 TWh mehr importiert wurden (diese kamen physisch zu 86% aus der Slowakei und zu 14% von Deutschland), sind auch 2,9% oder 12,84 TWh weniger exportiert worden. Dies war der wesentliche Faktor, der den Speicheraufbau ermöglichte. Im gleichen Zeitraum ist die heimische Produktion von Erdgas um 1 TWh (9%) gesunken. Die Einspeisung von biogenem Gas sank um 19 GWh (11%).

Milder Winter macht sich bemerkbar

Unterjährig hat vor allem der milde Winter zu den geringen Speicherentnahmen beigetragen. Im Jänner 2019 wurden gut 13 TWh Erdgas aus österreichischen Speichern entnommen. Das war etwas weniger als die gesamte Abgabe an Endkunden, die mit 13,6 TWh relativ hoch lag. Die Monate Februar und März waren allerdings sehr mild. In den Monaten Juli bis Oktober wiederum wurde viel Gas abgegeben, zu einem beträchtlichen Teil an Gaskraftwerke. Im Dezember wurden wieder lediglich 1,55 TWh entnommen, das sind weniger als 14% der Endabgabe in diesem Monat.

Tabelle 1: Gasbilanz 2018 und 2019 (1)

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Unterjährig haben vor allem die Monate des Gassommers April bis September mit 5,7 TWh zum Verbrauchszuwachs beigetragen. Auch dafür gibt es einen Grund: Wesentlich war dieser Zuwachs nämlich durch den Verbrauch von öffentlichen Gaskraftwerken verursacht, die in diesem Zeitraum um etwa 1,5 TWh mehr Strom produziert hatten als im Vorjahr. In den Monaten Jänner bis März war der Verbrauch allerdings um 2,1 TWh geringer gewesen als im Vorjahr.  

Stromerzeugung in Österreich hat zugenommen

Im Jahr 2019 wurden 66 TWh an elektrischer Energie von Endkunden verbraucht, dies ist nicht einmal eine Steigerung von 0,2% gegenüber dem Vorjahr. Zwischen den Bilanzpositionen gab es allerdings wesentliche Verschiebungen. Während die (Brutto-)Stromerzeugung in Österreich um 5,4 TWh zulegte, sanken die Nettoimporte um 5,8 TWh.

Tabelle 2: Strombilanz 2018 und 2019

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Vor allem die gute Wasserführung im Sommerhalbjahr ab Juni hat dazu geführt, dass heimische Kraftwerke um 1,7 TWh mehr produziert haben als der Inlandsstromverbrauch betragen hat. Während 2018 die Laufwasserkraft lediglich 93% der Produktion eines durchschnittlichen Jahres gebracht hat, lag dieser Wert im Jahr 2019 bei 102%, also 2 Prozent über dem langjährigen Durchschnitt. Historisch gesehen schwankt die Wasserkraftproduktion maximal um 16% sowohl in positiver als auch in negativer Richtung. Im Sommer lag die Produktion nämlich 4,3 TWh über jener des Vorjahres und damit um 3,1 TWh über dem Inlandsstromverbrauch (ohne Pumpe). Im wasserarmen Jahr 2018 lag die Sommerbilanz noch bei - 0,7 TWh. 
Die Wasserkraftwerke produzierten um 2,5 TWh mehr und die Wärmekraftwerke haben im Sommer ebenfalls mehr produziert, nämlich um 1,5 TWh mehr als im Vorjahr. Windkraftwerke und Kleinanlagen haben um knapp 0,4 TWh mehr produziert. 

Vor allem die gute Wasserführung im Sommerhalbjahr ab Juni hat dazu geführt, dass heimische Kraftwerke um 1,7 TWh mehr produziert haben als der Inlandsstromverbrauch betragen hat. Während 2018 die Laufwasserkraft lediglich 93% der Produktion eines durchschnittlichen Jahres gebracht hat, lag dieser Wert im Jahr 2019 bei 102%, also 2 Prozent über dem langjährigen Durchschnitt. Historisch gesehen schwankt die Wasserkraftproduktion maximal um 16% sowohl in positiver als auch in negativer Richtung. Im Sommer lag die Produktion nämlich 4,3 TWh über jener des Vorjahres und damit um 3,1 TWh über dem Inlandsstromverbrauch (ohne Pumpe). Im wasserarmen Jahr 2018 lag die Sommerbilanz noch bei - 0,7 TWh. 
Die Wasserkraftwerke produzierten um 2,5 TWh mehr und die Wärmekraftwerke haben im Sommer ebenfalls mehr produziert, nämlich um 1,5 TWh mehr als im Vorjahr. Windkraftwerke und Kleinanlagen haben um knapp 0,4 TWh mehr produziert. 

Insbesondere die hohe Wasserführung im Juni hat dazu geführt, dass alleine in diesem Monat netto beinahe 1,4 TWh in die Jahresspeicher eingefüllt wurden. Teilweise ist diese Auffüllung auch deshalb entstanden, um den bereits hohen Pegelstand der unterliegenden Gewässer zu entlasten. Von den knapp 3,3 TWh, die die österreichischen Speicher fassen, waren zu Jahresende noch etwa 2,18 TWh vorhanden, das sind 66,4%. Das ist etwas höher als im Vorjahr und liegt historisch gesehen im oberen Bereich. 
Vor allem die Schließung des KW Dürnrohr im Jahr 2019 hat bei den Lagern fossiler Energieträger zur Folge gehabt, dass zu Jahresende lediglich 635 GWh an Brennstoffen vorrätig waren, weniger als 50% als noch im Vorjahr. Die Speichervorräte sind in Relation zu den Tagesverbräuchen zu sehen, die etwa im Dezember zwischen 145 und 223 GWh lagen.

Der verbrauchsstärkste Monat im Sinn der Abgabe an Endverbraucher (inkl. Netzverluste), also jener Teil elektrischer Energie, der tatsächlich notwendig war, um die Nachfrage zu bedienen, war der Jänner 2019 mit 6,14 TWh, der schwächste war der Juni mit 4,7 TWh. Der Jänner lag damit um 30,7% über dem Juniwert. Dem stehen Erzeugungswerte von 4,46 TWh im Jänner und 5,76 TWh im Juni aus erneuerbaren Kraftwerken und Kleinanlagen gegenüber.

Grafik 2: Inlandsaufbringung und Inlandsverbrauch

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(1) In der Tabelle stellen positive Werte Positionen dar, in denen Gas in das Pipelinesystem eingebracht wurden, negative Werte hingegen solche, in denen dem System Gas entzogen wurde.