Eine auch in Zukunft gesicherte, wettbewerbsfähige und nachhaltige Energieversorgung ist für Österreichs Unternehmen eine unabdingbare Voraussetzung für ihre Tätigkeit.

Daher illustriert das Dashboard mit seinen Indikatoren Energie-Themen mit Bezug zur Wirtschaft und insbesondere Industrie.

Sie sollen…

• die Einschätzung von Situationen erleichtern
• Entwicklungen veranschaulichen und Argumente untermauern
• Verbesserungsbedarf und Perspektiven aufzeigen
• Das Dashboard versteht sich als Ergänzung zu anderen, meist allgemeineren, Informationsquellen, die keinen Raum für die Perspektive der Industrie bieten.

Es beinhaltet…

• eigens entwickelte Kennzahlen und Abbildungen basierend auf Detailauswertungen zur heimischen Industrie und
• kommentierte Verlinkungen zu ausgewählten relevanten Websites und Datenquellen, für ein rasches Auffinden aktueller Informationen.

Das Dashboard ist ein lebendes Dokument: das Datenset wird im Lauf der kommenden Monate um aktuelle Studienergebnisse und weitere Aspekte ergänzt werden.

Analog zum Energieflussbild Österreichs illustriert dieses Diagramm den Energiefluss in der Industrie – von der Aufbringung bis zum Einsatz für wesentliche Anwendungsbereiche (Nutzenergiekategorien), wie Prozess-wärme oder Antriebe.

Die Grafik zeigt die Entwicklung des Einsatzes von Energieträgern in den Branchen der österreichischen Industrie von 2010 bis 2021.

Lediglich in der Keramik- und Steinindustrie, im Bergbau und im sonstigen produzierenden Bereich kam es zu einem Rückgang beim Anteil der Erneuerbaren an den eingesetzten Energieträgern, was sich beispielsweise auf das breite Spektrum an möglichen Brennstoffen in diesen Industrien und die entspanntere Konkurrenzsituation bei fossilen Energieträgern (im Vergleich zu biogenen Energieträgern) zurückführen lässt. In allen anderen Branchen wurde der Erneuerbaren-Anteil erhöht.

Der energetische Endverbrauch einiger Branchen konnte verringert werden, u.a. durch den effizienteren Einsatz von Energieträgern.

Die Grafik zeigt die die Erzeugung elektrischer Energie in unternehmenseigenen Anlagen.

Aktuell kann sich die Industrie zu knapp 30% selbst mit Strom versorgen und entlastet damit die österreichischen Kraftwerke und Stromnetze. Durch entsprechende Anreize seitens der Politik könnte der Eigenstromanteil weiter erhöht werden.

Die rückläufige Entwicklung des Eigenstrom-Anteils zu Beginn des Jahrzehnts ist auf den starken Rückgang beim Einsatz von Erdgas zur Eigenstromerzeugung und auf eine Änderung in der Erfassungssystematik zurückzuführen. Diese Entwicklung ist durch den Ausbau der biogenen Energieträger zum Teil abgefedert worden.

Industrielle Prozesse benötigen in der Regel eine Zufuhr von Wärme. Die Bereitstellung dieser Prozesswärme erfolgt je nach benötigtem Temperaturniveau unterschiedlich. Zur groben Charakterisierung ist die Unterscheidung nach Dampferzeugung (Niedertemperatur-Anwendungen, <200°C) und nach Erzeugung von Prozesswärme in Industrieöfen (Hochtemperatur-Anwendungen, >200°C) sinnvoll.

Die zeitliche Entwicklung der Struktur des Energieträgereinsatzes zur Erzeugung von Nieder- und Hochtemperaturprozesswärme ist in den Abbildungen visualisiert. Dabei ist erkennbar, dass die österreichische Industrie hier noch deutlich von Erdgas abhängig ist. 

Insbesondere im Niedertemperaturbereich wäre eine Substitution des Erdgases durch Erneuerbare Energieträger einfacher, sofern diese in ausreichender Menge und zu wirtschaftlich machbaren Preisen verfügbar sind. Dies kann beispielsweise durch Biomethan oder durch Installation von Hochtemperatur-Wärmepumpen erfolgen. Vereinzelt gibt es hierfür schon Pilotprojekte, wie z.B.: Biomethan-Einspeiseanlage Bruck a.d. Leitha, Industriewärmepumpen-Projekt AHEAD von Takeda.

Herausfordernder gestaltet sich dagegen die Energieträgersubstitution im Hochtemperaturbereich aufgrund der (prozess-)technischen Anforderungen. Daher ist hier die Abhängigkeit von Erdgas noch stärker, der Anteil der Erneuerbarer Energieträger geringer. Doch hier stehen mit Wasserstoff und Biomethan bzw. Bio-SNG ebenfalls nachhaltige Energieträger in den Startlöchern. Auch das weitere Forcieren der Elektrifizierung der Industrie in Kombination mit einem entsprechenden Ausbau der Netzkapazitäten stellt eine Option dar.

Nötige Rahmenbedingungen: 

• Schaffung ausreichender und leistbarer Mengen von erneuerbaren Energieträgern und erneuerbarem Strom für die zeitgerechte Substitution von fossilen Brennstoffen – unter Berücksichtigung von Leistbarkeit, Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit.

Grafik: Einsatz von Energieträgern bei der Erzeugung von Prozesswärme unter 200° C 

Die zeitliche Entwicklung der Struktur des Energieträgereinsatzes zur Erzeugung von Nieder- und Hochtemperaturprozesswärme ist in den Abbildungen visualisiert. Dabei ist erkennbar, dass die österreichische Industrie hier noch von Erdgas abhängig ist. Insbesondere im Niedertemperaturbereich wäre eine Substitution des Erdgases durch Erneuerbare Energieträger denkbar, beispielsweise durch Biomethan oder durch Installation von Hochtemperatur-Wärmepumpen.

Grafik: Einsatz von Energieträgern bei der Erzeugung von Prozesswärme über 200° C

Herausfordernd gestaltet sich die Energieträgersubstitution im Hochtemperaturbereich aufgrund der (prozess-)technischen Anforderungen. Daher ist hier die Abhängigkeit von Erdgas noch stärker, der Anteil der Erneuerbarer Energieträger geringer. Doch hier stehen mit Wasserstoff und Biomethan bzw. Bio-SNG ebenfalls nachhaltige Energieträger in den Startlöchern. Auch das weitere Forcieren der Elektrifizierung der Industrie (kombiniert mit einem entsprechenden Ausbau der Netzkapazitäten!) stellt eine Option dar.

Die Grafik zeigt (ohne Anspruch auf Vollständigkeit), wo und wie viele Haushalte mit Fernwärme aus der Abwärme industrieller Prozesse versorgt werden.

Unternehmen, die ihre Abwärme zur Erzeugung von Fernwärme nutzen, tragen aktiv zum Klimaschutz bei und unterstützen die Allgemeinbevölkerung durch eine nachhaltige Energieversorgung.

Durch die Zusammenarbeit zwischen Industrie und Fernwärmeversorgern kann somit ein wichtiger Beitrag zur Energiewende geleistet werden.

Industrielle Abwärme bezeichnet die Energie, die bei industriellen Prozessen als Wärme abgegeben wird und normalerweise ungenutzt verloren geht. Diese Abwärme kann jedoch effektiv zur Erzeugung von Fernwärme genutzt werden. Dabei wird die Abwärme durch Wärmetauscher geleitet, um Wasser oder andere Medien zu erwärmen. Die so erzeugte Fernwärme kann dann zur Beheizung von Gebäuden oder zur Versorgung von Prozessen genutzt werden.

Die Nutzung industrieller Abwärme zur Erzeugung von Fernwärme bietet zahlreiche ökologische und ökonomische Verbesserungen. Zum einen wird die Energieeffizienz gesteigert, da die Abwärme, die normalerweise ungenutzt verloren geht, sinnvoll genutzt wird. Zum anderen führt dies zu einer Reduktion der CO2-Emissionen, da weniger fossile Brennstoffe zur Energieerzeugung genutzt werden müssen.

Darüber hinaus kann die Nutzung industrieller Abwärme auch ökonomische Vorteile bieten. Durch die Einsparung von Energiekosten kann die Wettbewerbsfähigkeit von Unternehmen gesteigert werden. Zudem können Unternehmen durch den Verkauf von Fernwärme eine zusätzliche Einnahmequelle erschließen.

Industrielle Unternehmen, die ihre Abwärme zur Erzeugung von Fernwärme nutzen, tragen somit aktiv zum Klimaschutz bei und unterstützen die Allgemeinbevölkerung durch eine nachhaltige Energieversorgung. Durch die Zusammenarbeit zwischen Industrie und Fernwärmeversorgern kann somit ein wichtiger Beitrag zur Energiewende geleistet werden. Aktuell decken unternehmenseigene Anlagen (inkl. Abwärmenutzung) mehr als 10% des österreichischen Fernwärmebedarfs.

Diese Abbildung zeigt das Potenzial zur Bereitstellung von elektrischer Flexibilität in der österreichischen Industrie bei unterschiedlicher Abrufdauer (15 Minuten, 60 Minuten, 4 Stunden). Hierbei ist zu berücksichtigen, dass in den verschiedenen Industriebereichen unterschiedliche Anforderungen gestellt werden, die die Bereitstellung von Flexibilität beeinflussen (z.B. saisonale Effekte, Aktivierungs- und Regenerationszeiten, Effizienz). Nach aktuellen Schätzungen können derzeit etwa 100 - 200 MW in Österreich flexibel genutzt werden, jedoch sind diese Leistungen in der Regel nicht gleichzeitig abrufbar.

Die zunehmende Integration von erneuerbaren Energien ins Stromnetz führt zu einer steigenden Volatilität und Unberechenbarkeit der Stromversorgung. Um die Systemstabilität zu gewährleisten, wird deshalb eine erhöhte Flexibilität im Stromsystem benötigt. Auch die Industrie kann einen Beitrag dazu leisten, indem sie ihre Produktionsprozesse flexibilisiert und somit die Nachfrage nach Strom an die Verfügbarkeit anpasst. Elektrische Flexibilität in der Industrie bezeichnet die Möglichkeit, die Stromaufnahme von Produktionsprozessen zeitlich zu verschieben oder zeitweise zu reduzieren, um den Strombedarf an das Angebot anzupassen. 

Durch die Flexibilisierung ihrer Produktionsprozesse leisten Unternehmen einen wichtigen Beitrag zur Systemstabilität im Stromnetz und können zudem von finanziellen Anreizen profitieren. So können sie beispielsweise am Regelenergiemarkt teilnehmen und für die Bereitstellung von Flexibilität vergütet werden.

Durch die Flexibilisierung von Produktionsprozessen kann auch Stromausfällen und Blackouts vorgebeugt werden.

Unternehmen können bei Engpässen im Stromnetz durch die gezielte Anpassung ihrer Stromerzeugung zur Entlastung beitragen. Insgesamt bietet die Flexibilisierung von Produktionsprozessen in der Industrie ein großes Potenzial zur Unterstützung der Energiewende und zur Schaffung eines stabilen und nachhaltigen Stromsystems.

Um das vorhandene Potenzial weiter auszuschöpfen, braucht es Anreize seitens der Gesetzgebung, die die dabei entstehenden und besonders hohen Investitions- und Betriebskosten rechtfertigen. Außerdem müssen in einigen Industriebereichen auch technische Restriktionen überwunden werden (z.B. energieineffiziente Betriebsweise bei Teillastverhalten, Integration von anderen Teilprozessen und dadurch Verringerung von Freiheitsgraden).

Darüber hinaus müssen auch regulatorische Hemmnisse überwunden werden (z.B. Risiko von deutlichen Mehrkosten aufgrund höherer Leistungsbezüge durch Flexibilitätsbereitstellung). Dabei wird auch explizit darauf hingewiesen, dass die die Bereitstellung von Flexibilität in der Regel in Konkurrenz zur Energieeffizienz steht!

Tagesaktuelle Kennwerte und jüngste Entwicklungen bündelt der WKÖ-Energiemonitor

Folgende Informationen sind dort zu finden:

Strom-Preis
Entwicklung des Day-Ahead Strompreises (EXAA) aktuell im Vergleich mit 2022 und dem Mittelwert der Jahre 2019-2021

Strom-Verbrauch
Aktueller Verbrauch der Unternehmen und Haushalte verglichen mit dem Jahr 2022 und dem Durschnitt 2017-2021

Strom-Einsparung
Verbrauchsentwicklung der letzten 52 Wochen im Vergleich zum Fünfjahresdurchschnitt

Strom-Importe
Größte Herkunftsländer und importierte Strommengen in den letzten 52 Wochen 

Gas-Preis
Entwicklung des Day-Ahead Gaspreises aktuell im Vergleich mit 2021 und 2022

Gas-Verbrauch
Verbrauchsentwicklung der letzten 52 Wochen im Vergleich zum Fünfjahresdurchschnitt (ohne Witterungsbereinigung)

Gas-Einsparung
Verbrauchsentwicklung der letzten 52 Wochen im Vergleich zum Fünfjahresdurchschnitt (ohne Witterungsbereinigung)

Die Energiekostenintensität stellt die vom Unternehmenssektor aufgebrachten Aufwendungen für Energie dem erwirtschafteten Produktionswert gegenüber.

Ausgewiesen in Prozentanteil des Produktionswerts gibt sie Aufschluss darüber, wie stark ein Unternehmen in seinen Tätigkeiten  durch Energiekosten bestimmt wird.

Ab einer EKI von über 3 % gilt eine Branche in aller Regel als energieintensiv. Dieser Schwellenwert spielt u.a. im nationalen sowie im EU-Recht eine wichtige Rolle für den Bezug etwaiger staatlicher Unterstützungs- und Entlastungsmaßnahmen. 

Die Unternehmen der Herstellung von Waren in Österreich tätigten 2020 im Durchschnitt Käufe von Energie, die knapp 2,2% ihres Produktionswerts entsprechen. 

Im Ländervergleich der energieintensiven Industriebranchen landet Österreich auf Rang 6 von 15. Seit 2010 – hier lag Österreich noch auf Rang 2 hinter Finnland – hat sich die Energiekostenintensität um etwa ein Viertel verringert.

In Österreich erwirtschaftete die energieintensive Industrie 2020 knapp 6 % des gesamtwirtschaftlichen Produktionswerts. Österreich findet sich somit im oberen Drittel des analysierten Samples 15 europäischer Staaten wieder.

Daraus lässt sich ableiten, dass in der österreichischen Wirtschaft strukturell eine höhere Vulnerabilität / Sensitivität gegenüber steigendem Kostendruck durch Energiepreise herrscht, mit entsprechender Bedeutung für die Ausgangssituation in der anhaltenden Energiekrise.

Die Abbildung zeigt die Emissionsintensität in Tonnen CO2eq pro Terajoule nach ausgewählten Industriebranchen für das Jahr 2020.

Dabei wird jeweils der Schwankungsbereich (Min - Max) der wesentlichen Importländer und ergänzend die spezifische Situation von Österreich, Deutschland und China dargestellt. Daraus ist zu erkennen, dass Österreich über alle Branchen hinweg zu den Ländern mit Bestwerten gehört, also einen vergleichsweise sauberen Energiemix für die Produktion verwendet.

Die chemische Industrie ist ein gutes Beispiel für einen Sektor, in dem Österreich mit einer Emissionsintensität von ca. 37 t CO2/TJ am unteren Ende des Schwankungsbereichs liegt. Demgegenüber weist Deutschland eine Intensität von 43 auf, in China liegt der Wert bei 64. 

Das Energieflussbild stellt komplexe Zusammenhänge von Energieerzeugung und Energieimport über Umwandlungsprozesse bis hin zur Endenergienutzung in den wesentlichsten Sektoren der Volkswirtschaft dar.

>>zur Original-Grafik

Tagesaktuelle Kennwerte und jüngste Entwicklungen bündelt der WKÖ-Energiemonitor

Folgende Informationen sind dort zu finden:

Strom-Preis
Entwicklung des Day-Ahead Strompreises (EXAA) aktuell im Vergleich mit 2022 und dem Mittelwert der Jahre 2019-2021

Strom-Verbrauch
Aktueller Verbrauch der Unternehmen und Haushalte verglichen mit dem Jahr 2022 und dem Durschnitt 2017-2021

Strom-Einsparung
Verbrauchsentwicklung der letzten 52 Wochen im Vergleich zum Fünfjahresdurchschnitt

Strom-Importe
Größte Herkunftsländer und importierte Strommengen in den letzten 52 Wochen 

Gas-Preis
Entwicklung des Day-Ahead Gaspreises aktuell im Vergleich mit 2021 und 2022

Gas-Verbrauch
Verbrauchsentwicklung der letzten 52 Wochen im Vergleich zum Fünfjahresdurchschnitt (ohne Witterungsbereinigung)

Gas-Einsparung
Verbrauchsentwicklung der letzten 52 Wochen im Vergleich zum Fünfjahresdurchschnitt (ohne Witterungsbereinigung)

Eine zuverlässige Gasversorgung ist für viele Unternehmen unbedingt erforder-lich, damit sie ihre Produktion aufrecht-erhalten können.

In Zeiten der Besorgnis über die Verlässlichkeit der Gaslieferungen sind die eingespeicherten Mengen von besonderer Bedeutung – und hier hat Österreich den Vorteil vergleichsweise großer Speicherkapazitäten. 

In Österreich kann im Vergleich zu anderen europäischen Staaten sehr viel Gas gelagert werden:

Mit fast 97 TWh entspricht die Speicherkapazität gut einem Jahresbedarf (rd. 90 TWh).

Die Speichermenge steht jedoch nicht ausschließlich österreichischen Nutzern zur Verfügung.

Die Bundesregierung hat 20 TWh als Strategische Gasreserve beschafft, davon sind 19,46 TWh in österreichischen Speichern, der Rest in der Slowakei.

Etwa 4 TWh haben Unternehmen „immunisiert“ eingespeichert, um sie auch im Fall einer Energielenkung nutzen zu können.

Etwa ein Drittel des Speicherbestands haben österreichische Speicherkunden eingelagert, wovon ein Drittel (ca. 6 TWh) für heimische, geschützte Kundschaft reserviert ist. Der Rest kann an Kunden im In- oder Ausland verkauft werden.

Die übrigen Mengen lagern Speicherkunden aus dem Ausland in österreichischen Speichern. Bei einem Großteil davon können diese noch festlegen, in welchem Land und an wen sie das eingelagerte Gas verkaufen werden.

Mit rund einem Drittel ist Erdöl immer noch der Energieträger mit dem höchsten Anteil an Österreichs Bruttoinlands-verbrauch. Eine gesicherte Versorgung und die Haltung entsprechender Vorräte sind daher sehr wichtig.

Der Gesamtlagerbestand an Erdöl und Erdölprodukten betrug Ende 2021 rund 3 Mio. Tonnen, wovon 83 %, also 2,49 Mio. Tonnen, auf die Pflichtnotstandsreserve (PNR) entfielen.

Die Vorhaltung von Reserven in Höhe von 25 % der im Vorjahr getätigten Nettoimporte an Erdöl, Erdölprodukten und biogenen Roh- und Kraftstoffen ist im Rahmen der Mitglied-schaften bei der Internationalen Energieagentur und der EU verpflichtend. Die PNR entspricht also den durchschnittlichen Nettoimporten von 90 Tagen.

Der Stand der PNR wird – anders als die Gaslagerbestände - nicht unterjährig laufend veröffentlicht. Denn üblicherweise ist die PNR eine gleichbleibende Menge - der Zielwert wird jeweils im Juni anhand der Vorjahreswerte angepasst. Nur im Notfall erfolgen Freigaben von Mengen aus der Reserve, für die jeweils eine Verordnung erlassen wird. 

2022 war diesbezüglich ein Ausnahmejahr mit drei Freigaben (Nach der zuletzt erfolgten Freigabe umfasste die Erdölreserve 65,1 Tage) und einer temporären Absenkung der Reserve-verpflichtung. 

Zum aktuellen Stand (März 2023): Seit der Wiederaufnahme des Vollbetriebs der Raffinerie Schwechat im November 2022 erfolgt die Wiederherstellung der staatlichen Ölreserven. Zum Jahreswechsel 2022/2023 hat die Reserve 87,6 Tage betragen und damit rund sieben Tage mehr als ursprünglich erwartet. Bis spätestens 31. März 2023 soll die Vorratsmenge von 90 Tagen wiederhergestellt sein.

Um rund 98 % der Pflichtreserve kümmert sich in Österreich die Erdöl-Lagergesellschaft (ELG) im Auftrag der verpflichteten Unternehmen. Der Stand der an sie überbundenen Verpflichtungen – für das Jahr 2022 waren es 2.650.000 Tonnen Erdöleinheiten – ist  in der Grafik ebenfalls dargestellt.

Quellen:
BMK: Energie in Österreich 2022
ELG - Zentrale Bevorratungsstelle der Republik Österreich: Energie-Lenkungsmaßnahmen

Wie viel Strom können wir mit dem Inhalt der Wasserkraft-Großspeicher erzeugen? 

Die online-Grafik der E-Control zeigt die Speichergrößen und Speicherfüllstände im Vergleich zu den Vorjahren.

>>zum akuellen Stand.
Quelle: E-Control, Datenstand: März 2023

In dieser Statistik werden alle Speicherkraftwerke erfasst, die direkt an die Netzebenen 1 bis 3 angeschlossen sind oder die eine Engpassleistung von zumindest 10 MW haben. Darin können sowohl Jahres-, Wochen- oder Tagesspeicher enthalten sein, die Daten werden nicht getrennt publiziert. Dabei handelt es sich sowohl um Pumpspeicher-Kraftwerke als auch um solche mit natürlichem Zufluss.

Der Nenninhalt von ca. 3,3 TWh entspricht rund 4,5 % des Inlands-Stromverbrauchs 2021.

Zum Jahresende 2022 waren insgesamt 2,4 TWh vorrätig, ein Füllungsgrad von 74 %. Ende 2021 waren es 1,9 TWh (58 %).

Quellen:
Statistikbroschüre 2022
Interaktive Grafik Status Großspeicher
Telefonische Information E-Control.

PV-Speichersysteme sind stationäre Batterie-Speichersysteme, die gemeinsam mit einer Photovoltaik-Anlage betrieben werden.

Die nutzbare Speicherkapazität der im Zeit-raum 2014 (Seit 2014 erhebt die FH Technikum Wien den Zubau)  bis 2021 errichteten PV-Speicher-systeme beträgt kumuliert etwa 252 MWh (Das entspricht einigen Tausendstel Prozent der Kapazität der Großwasserspeicher). 

Etwas mehr als die Hälfte davon, etwa 131 MWh, kamen allein im Jahr 2021 dazu.

Durch die Speicherung auf lokaler Ebene leisten sie einen Beitrag zur Entlastung des Strom-netzes, zur Versorgungssicherheit und dazu, die fluktuierende PV-Stromerzeugung bedarfs-gerechter nutzbar zu machen.  

Mit einer erneuerbaren Stromerzeugung von etwa drei Viertel des Stromverbrauchs ist Österreich schon unter den Spitzenreitern in der EU. Ab 2030 soll der Gesamtstromverbrauch national bilanziell zu 100% aus erneuerbaren Energiequellen gedeckt werden, als Maßnahme zur Erreichung der Klimaziele und zur Reduktion der Abhängigkeit von Energieimporten. 

Im Erneuerbare-Ausbau-Gesetz (EAG) wird für die Erreichung des Ziels von einem notwendigen Zubau von 27 TWh bis 2030 (verglichen mit 2020) ausgegangen. Laut E-Control Monitoringbericht 2022 würde ein Erreichen des im 100%-Ziel postulierten Ausbaus 2030 einen Inlandsstromverbrauch von 96.830 GWh decken. Von 2022  bis 2030 müssten dafür im Durchschnitt 3.000 GWh pro Jahr an neuer Erzeugung aus Erneuerbaren dazu kommen. Umgerechnet ergibt sich daraus ein Zubaubedarf von jährlich 1.822 MW an Erzeugungskapazität.

In einer ersten Soll-Ist-Prognose vergleicht der EAG-Monitoringbericht 2022 den vorgesehenen Ausbau mit den erwarteten Umsetzungszahlen (Siehe Abbildung Seite vorher).

Für 2022 scheint das Ausbauziel demzufolge eingehalten worden zu sein, zumindest was die Mittelzusagen aus den in der EAG-Investitionszuschüsse-VO vom April 2022 veröffentlichten Ausschreibungen betrifft. Eventuelle Fertigstellungsfristen wurden bei der Auswertung jedoch nicht berücksichtigt.

Es bleibt abzuwarten, ob die erneuerbarer Erzeugungskapazität in den kommenden Jahren in diesem Ausmaß weiter wachsen kann.

Der im Februar 2023 veröffentlichte Begutachtungsentwurf zum Erneuerbares-Gas-Gesetz (EGG) sieht ab 2024 eine jährliche Erhöhung der österreichischen Grüngasquote gemäß der grünstrichlierten Linie in der Abbildung vor. Im Vergleich dazu stellt die durchgezogene grüne Linie die bisherige und im Mittel stagnierende Grüngasquote in Österreich dar. Die Erfüllung der Vorgaben aus dem EGG ist mit der aktuell vorhandenen Infrastruktur offensichtlich nicht zu stemmen, der Aus- und Neubau von Grüngas-Anlagen ist aber mit großem finanziellem und zeitlichem Aufwand verbunden.

Eine der größten bestehenden Biomethan-Einspeiseanlagen und gleichzeitig ein Vorzeigeprojekt zu erneuerbaren Gasen befindet sich in Bruck an der Leitha. Diese Anlage benötigte mehrere Jahre um auf ihre aktuelle Betriebsform und -größe zu wachsen. Zur Erreichung der festgelegten Grüngasquoten in §5 Abs. 1 wäre durchschnittlich die Inbetriebnahme von einer Biomethaneinspeiseanlage in der Größe von jener Anlage in Bruck an der Leitha pro Monat notwendig - und das bereits ab April 2023. Angesichts der aktuellen Lieferzeiten für wichtige Apparate (z.B. Kompressoren, Membranmodule) und langwieriger Verfahren zur Betriebsanlagengenehmigung ist das vorgegebene Tempo unmöglich einzuhalten.

Im April 2022 veröffentlichte die AEA im Auftrag des BMK eine Analyse im Auftrag zur Thematik „Strategische Handlungsoptionen für eine Gasversorgung ohne Importe aus Russland“. Die dort getroffenen Einschätzungen und Annahmen zum Gasverbrauch sehen noch eine weitaus schnellere Entwicklung der Grüngasquote (siehe rot-strichlierte Linie) vor. Ähnlich wie zuvor beschrieben wäre hierfür sogar die monatliche Inbetriebnahme von drei Anlagen in der Größe von jener Anlage in Bruck an der Leitha notwendig.

Auf der Basis der vom BMK kolportierten Potenziale für Biomethan und Wasserstoff wurde ein eigenes Szenario entwickelt, das eine realistischere zeitliche Entwicklung vorsieht. Dieses liegt noch unter der veröffentlichten Grüngasquote und kann auch nur erreicht werden, wenn die Rahmenbedingungen für entsprechende Investitionsvorhaben (z.B. Planungssicherheit bei rechtlichen Vorgaben und Förderungen) gegeben sind. Außerdem ist die Konkretisierung und kritische Betrachtung der kommunizierten, realisierbaren Potenziale notwendig.

Wasserstoff als erneuerbar herstellbares Gas wird im künftigen Energiesystem eine bedeutende Rolle spielen. Besonders Industrieunternehmen werden auf eine gesicherte H2-Versorgung angewiesen sein, für die stoffliche Verwendung und für Hochtemperaturprozesse, bei denen eine Versorgung mittels anderer Erneuerbarer Energieträger oder eine Elektrifizierung nicht möglich ist.

Zudem ist die Gewinnung von H2 durch Elektrolyse und dessen Speicherung eine Möglichkeit zur Sektorkopplung und erhöht so die Flexibilität im System. 

Einige Eckpunkte der H2-Strategie sind mit Zahlen unterlegt:  

• Bis 2030 weitestgehende Substitution von fossilem Wasserstoff in der energieintensiven Industrie: 80 % des bisher fossil erzeugten H2 für energetische und nicht-energetische Nutzung durch klimaneutralen ersetzen.
• Bis 2030 Aufbau von 1 GW Elektrolysekapazität.
  Unter Annahme von 5.000 Vollaststunden soll der aktuelle Industrie-Bedarf damit weitgehend gedeckt werden können.
• Geschätzter Bedarf an klimaneutralem Wasserstoff 2040:
  67 bis 75 MWh(1)

Der Vergleich dieser Größenordnungen – in der Grafik auf den gemeinsamen Nenner TWh Wasserstoff gebracht – verdeutlicht, dass neben einem Ausbau der inländischen Kapazitäten und Infrastrukturen auch die Sicherung von Importmöglichkeiten und stabiler Lieferketten eine vorrangige strategische Aufgabe ist. 

(1) Etwa 16 bis 25 TWh dieses Bedarfs können den Abschätzungen zufolge ausschließlich mit H2 gedeckt werden, während Anwendungsbereiche, für die sowohl H2 als auch Methan nutzbar sind, einen Bedarf von 42 bis 59 TWh pro Jahr ausmachen. Dazu kommen noch 15 bis 72 TWh Bedarf an grünen Gasen, die dezidiert in Form von Methan gedeckt werden müssen und daher hier nicht mit eingerechnet sind.

Wie viel Wasserstoff mit 1 GWh Elektrolysekapazität tatsächlich erzeugt wird, hängt u.a. vom Wirkungsgrad der Elektrolyseure und deren Auslastung ab.

Die beiden blauen Säulen in der Grafik veranschaulichen zwei Varianten: Für die Auslastung wurden einmal die 5.000 Volllaststunden (VLH) aus der H2-Strategie angenommen.
Zum Vergleich rechnet die zweite Variante so, als ob die Elektrolyseure zumeist auf voller Kapazität laufen würden, also mit 8.000 VLH (Verfügbarkeit von erneuerbarem Strom vorausgesetzt). Für die Wirkungsgrade wurden 60 bzw. 70 % angesetzt, also eine Produktionsmenge von 0,6 bis 0,7 MWh Wasserstoff je MWh für die Elektrolyse eingesetzten Stroms.(1)

Die beiden orangefarbigen Säulen stellen eine weitere Vergleichszahl dar: Eine Umfrage von Austrian Gas Grid Management (AGGM) bei österreichischen Großabnehmern im Frühling 2022 ergab, dass die heimischen Verbraucher ihren H2-Bedarf für das Jahr 2025 etwa auf 2,3 TWh und für 2030 auf 12 TWh schätzen. Bis 2040 erwarten sie einen Anstieg des Bedarfs auf etwa 47 TWh.

Bis 2050 lässt sich aus der Bedarfserhebung ein weiterer Zuwachs auf 58 TWh Wasserstoff ableiten, „wobei sich die Differenz zwischen 2040 und 2050 nicht auf neue Abnehmer bezieht, sondern auf den Bedarfsanstieg der schon beziehenden Unternehmen.“ 

(1) Annahmen EIW; Je nach Typ des Elektrolyseurs (AEL, PEM, Hochtemperatur) und konkreten Einsatzbedingungen kann der Wirkungsgrad auch höher sein. Bei der z.T. noch in Entwicklung befindlichen Hochtemperaturelektrolyse ist der Strombedarf geringer, dafür benötigt man nicht Wasser, sondern Wasserdampf für die Elektrolyse. Vorteilhaft ist dies, wenn etwa Abwärme zur Verfügung steht, die für die Herstellung des Dampfes genutzt werden kann.

Quellen:

• BMK (2022) Wasserstoffstrategie
• AGGM-Umfrage als Teil des Projekts „H2-Readiness“(2022)
• Eigene Berechnungen

Die Industrie (direkt) ist u.a. durch ihre Nachfrage (indirekt) und den ermöglichten Konsum (induziert) Auslöser für weitere Leistungen der österreichischen Volkswirtschaft. 

Die Industrie bedingt durch ihre Verflechtungen innerhalb der Volkswirtschaft gesamtwirtschaftliche Leistung in Form von Produktion, Wertschöpfung und Beschäftigung über das eigene direkte Wirtschaften hinaus (direkte, indirekte, induzierte Effekte). Damit wirkt sie als Anker des heimischen Wohlstands und Beschäftigung. Indirekte Effekte ergeben sich durch die Nachfrage der Industrieunternehmen bei Zulieferunternehmen, Händlern und Dienstleistern. Induzierte Effekte entstehen über die (direkt und indirekt) bedingte Beschäftigung bzw. die beglichenen Gehälter sowie den dadurch möglichen Konsum bzw. Investitionen.

Durch die heimische Herstellung von Waren wird eine gesamtwirtschaftliche Produktion in der Höhe von 347,5 Mrd. EUR in Österreich ausgelöst. Dabei beläuft sich die direkte, unmittelbar in den jeweiligen Unternehmen erzeugte, Produktion auf 220,2 Mrd. EUR. Hinzu kommen 68,0 Mrd. EUR durch die mittels Nachfrage bedingte Produktion (indirekt) sowie 59,3 Mrd. EUR über den ermöglichten Konsum bzw. Investitionen (induziert).  

Die gesamtwirtschaftlich ausgelöste Wertschöpfung liegt bei 122,0 Mrd. EUR, davon sind 60,2 Mrd. EUR an Wertschöpfung direkt auf die Unternehmen zurückzuführen; sowie 30,5 Mrd. EUR auf indirekte und 31,4 Mrd. EUR auf induzierte Wertschöpfungseffekte. 

Summa summarum sichert die Industrie etwa ein Drittel der Beschäftigungsverhältnisse Österreichs (1,67 Mio.) ab. Davon beschäftigen die Industrieunternehmen rd. 665.700 Personen selbst; zusätzlich werden rd. 504.700 Beschäftigungsverhältnisse indirekt sowie 438.600 induziert gesichert. 

Insgesamt betragen die durch die Herstellung von Waren gesamtwirtschaftlich ausgelösten Fiskal- und Sozialbeitragseffekte 36,0 Mrd. EUR, davon 15,4 Mrd. EUR direkt, 7,9 Mrd. EUR indirekt sowie 12,6 Mrd. EUR induziert. Die über die Input-Output-Analyse berechenbaren Fiskaleffekte (exkl. KÖSt) bestehen wiederum aus insgesamt fünf Posten: Der Lohnsteuer, die sich auf 7,2 Mrd. EUR beläuft, die Dienstgeberbeiträge zum AFFB/FLAF belaufen sich auf 1,8 Mrd. EUR sowie die Kommunalsteuer auf 1,09 Mrd. EUR. Gütersteuern betragen insgesamt 7,1 Mrd. EUR, davon sind 5,2 Mrd. EUR konsumabhängig und 1,9 Mrd. EUR vorleistungsabhängig

Österreich erzielte im Jahr 2022 Einnahmen von knapp 382 Mio. €, deutlich mehr als die ursprünglich veranschlagten 316 Millionen.

Für 2023 sind im Budgetbericht knapp 500 Mio. Euro an Einnahmen aus dem EU-Emissionshandelssystem (ETS) veranschlagt.
Bis Ende März sind davon immerhin bereits 108 Mio. € an anteiligen Emissionserlösen entstanden.

Die Europäischen Emissionszertifikate für Industrie- und Energiesektor (EUA) wie
auch für die Fluglinien (EUAA) werden in gemeinsamen Auktionen versteigert, die
Mitgliedstaaten erhalten dann proportional ihre Anteile zugewiesen.