Coronakrise: Strom- und Gas wurden billiger

Die Coronakrise hat den Strom- und Gasverbrauch in Österreich im ersten Halbjahr deutlich gedrückt. Auch die heimische Stromerzeugung war wegen einer schlechteren Wasserführung und des Wegfalls der Kohleverstromung geringer. Bei Erdgas führten die schon 2019 vollen Speicher dazu, dass die Importe viel stärker zurückgingen als die Exporte, ergibt sich aus Zahlen der Regulierungsbehörde E-Control.

Die Spitzenlast im heimischen Netz lag am dritten Mittwoch im April um beachtliche 14 Prozent unter jener des Vorjahres, im März, Mai und Juni jeweils um etwa 5 Prozent darunter. Energetisch, also beim Verbrauch, waren April und Mai mit Werten von 13 und 11 Prozent unter dem Vorjahresvergleich am schwächsten, der Juni lag um 7,4 Prozent darunter.

Milder Winter ließ Strompreise purzeln

Wegen des milden Winters 2019/20 und günstiger Brennstoffpreise startete das Jahr 2020 auf Großhandelsebene bereits mit relativ niedrigen Strompreisen von durchschnittlich 40 Euro pro Megawattstunde (MWh) im Jänner - um 27 Prozent niedriger als ein Jahr davor. Danach standen die Preise unter dem Einfluss von Stromnachfrage und erneuerbarer Stromerzeugung.

Schon im Feber lagen die Day-Ahead-Preise im Schnitt bei unter 30 Euro je MWh - die Preise waren also schon vor Ausbruch der Covid-Krise äußerst niedrig. Weiter verschärft wurde dies durch die Mitte März verordneten Einschränkungen (Lockdown), weil die Wirtschaft ihre Strombezüge reduzierte. Ab dann war der Großhandelspreis konstant niedrig bei unter 20 Euro pro MWh - für Mai und Juni bedeutete dies eine Halbierung im Vergleich zum Vorjahr. Zwischen Covid-Lockdown und der Lockerung im Mai stellte die E-Control negative Preiseffekte am heimischen Markt von im Schnitt 9 Euro/MWh fest. Nach den Lockerungen stiegen die Preise wieder - nach 32 Euro im Juli auf 36 Euro/MWh im August, zuletzt also nur noch knapp unter dem Vergleichswert von 2019. Und: Die Preiserwartungen für 2021 entsprechen wieder den Erwartungen von Jänner 2020, der Markt sieht derzeit also kein Covid-Jahr 2021.

Wasserkraft im Frühjahr eher schwach

Nach der ausgezeichneten Wasserführung im Frühjahr 2019 war das Wasserangebot heuer im Halbjahr geringer, wodurch mit 12,8 Terawattstunden (TWh) um fast ein Siebentel weniger Strom aus Laufwasserkraft erzeugt wurde. Auch aus Speicherkraft stand mit 6,7 TWh diesmal etwas weniger Strom zur Verfügung. In Summe gab es mit 19,4 TWh um rund 2,3 TWh weniger Wasserkraftstrom.

Der Rückgang bei Strom aus Steinkohle um 0,4 TWh, eine Halbierung, resultierte aus der geringeren, Ende März ganz eingestellten Kohleverstromung. Erdgas und Derivate sowie Heizöl und Derivate steuerten 4,8 TWh bzw. 0,3 TWh bei - industrielle Anlagen, die Brennstoffderivate verwenden, lieferten mit 0,9 TWh um gut 0,1 TWh weniger, die Windkraft mit 3,9 TWh ein Zehntel weniger.

1,5 Terawattstunden Strom importiert

Die geringere Produktion, die insgesamt von 38,3 auf 35,0 TWh zurückging, wurde durch Nettoimporte von 1,5 TWh ausgeglichen - physikalischen Einfuhren von 12,6 TWh standen Ausfuhren von 11,1 TWh gegenüber, wobei die hohen Einfuhren vielfach als Transite in andere Länder weitergingen, etwa nach Ungarn, Slowenien oder - über die Schweiz - nach Italien. Ganz zentral für die heimischen Importe waren Deutschland mit fast 7,1 TWh und Tschechien mit 4,2 TWh, wobei neuerdings die Schweiz auch relativ viel Strom nach Österreich lieferte, fast ebenso viel wie sie von uns bezog, so E-Control-Vorstand Wolfgang Urbantschitsch im APA-Gespräch. Nach Ungarn gingen bis Juni 3,5 TWh und nach Slowenien 2,9 TWh; Deutschland erhielt auch Strom aus Österreich, rund 2,4 TWh.

Anfang 2020 waren die Gasspeicher in Österreich und ganz Europa "prall gefüllt", so Urbantschitsch, auch wegen vorhergehender Befürchtungen über mögliche Probleme bei russischen Gaslieferungen über die Ukraine. Während die Speicher im Jänner sonst nur halb voll sind, waren es heuer im Jänner 85 Prozent. Daher wurden die Gasimporte nach Österreich heuer im ersten Halbjahr um 17,7 Prozent auf 52,3 TWh reduziert, während die Exporte nur um eine halb so große Menge (27,3 TWh oder -11,8 Prozent) schrumpften. Die Aufbringung aus Eigenproduktion (4,3 TWh) und Nettoimporten war somit um 25,7 TWh geringer als im ersten Halbjahr 2019. Ausgeglichen wurde das großteils durch geringere Gaseinpressungen (-16,8 TWh) und mehr Entnahmen aus den Speichern, wobei der Gesamteffekt 23,5 TWh ausmachte. Die verbleibenden 2,2 TWh entsprachen dem heuer bis Juni geringeren Inlandsverbrauch. Auch aktuell sind die Gaslager mit 98,6 Prozent gut gefüllt, vor einem Jahr waren es um diese Zeit 88,7 Prozent, so Johannes Mayer, Leiter der Abteilung Volkswirtschaft in der E-Control.

Gasspreicher gut gefüllt

Die Gasimport-Reduktion ging zur Gänze zu Lasten von Einfuhren über die Slowakei, also von russischem Erdgas, das am Gasknoten Baumgarten nach Österreich hereinkommt. Die physischen Gaslieferungen aus der Slowakei sanken um beinahe 60 TWh auf 191 TWh. Einfuhren aus Deutschland stiegen dagegen stark - um gut 7 TWh auf über 52 TWh - und machten mittlerweile 21 Prozent aller Gasimporte aus. Umgekehrt sank der physische Transit nach Deutschland stark, die Gasexporte von Österreich nach Deutschland halbierten sich auf 9 TWh. Auch die Transite nach Italien gaben stark nach (um 15 TWh auf 152 TWh), dabei vor allem im ersten Quartal. Hintergrund seien wohl die europaweit gut gefüllten Speicher gewesen, ist Urbantschitsch überzeugt.

Die Gas-Großhandelspreise waren im ersten Halbjahr ebenfalls durch preisdrückende Effekte beeinflusst. Mit der Unterzeichnung des Gastransitvertrags zwischen Russland und der Ukraine löste sich das Risiko einer möglichen Lieferunterbrechung in Luft auf. Anders als sonst lagen die Preise für Gas daher im Jänner unter jenen von Dezember, auch wegen der äußerst milden Witterung.

Trotz der geringen preistreibenden Einflüsse wurde der höchste Gaspreis heuer am 6. Jänner mit 13,31 Euro/MWh (OTC Day Ahead) festgestellt. Anfang März traf der historische Ölpreisverfall primär die Gaspreise für das Jahresprodukt 2021. Auch durch das weiter hohe Angebot an Flüssigerdgas (LNG) blieben die Preise niedrig. "Während der vergangenen Monate lagen die kurzfristigen Day-Ahead-Notierungen immer wieder auf einem niedrigeren Niveau als die Preise für den Folgemonat", so Mayer: "Das macht Speicherentnahmen unattraktiv, da die Hoffnung besteht, das Gas später lukrativer verkaufen zu können." Gut gefüllte Speicher senkten den Einspeicherbedarf und die Preise im Gas-Sommer. Außer im August waren die Gasspeicherfüllstände heuer in jedem Monat höher als im gleichen Monat des Vorjahres. Im August lag der Day-Ahead-Preis am OTC-CEGH bei rund 9,07 Euro/MWh.

(APA/Red)