Energieversorgung Österreich 2025 : Wenn Österreich kein russisches Gas mehr bekommt

Die Industrie zittert dem Jahresende entgegen. Seit die Ukraine angekündigt hat, die Durchleitung von russischem Erdgas durch ihr Territorium mit Ende 2024 auslaufen zu lassen, herrscht Hochbetrieb in der Energiewirtschaft.

Noch immer ist Österreich zu rund 80 Prozent bei der Gas-Versorgung auf Moskau angewiesen. Anfang des Jahres kamen 97 Prozent aus Russland. Zwar ist der Gas-Verbrauch in Österreich insgesamt gesunken und dank milder Winter sind die Speicherstände zu rund 80 Prozent voll, womit keine unmittelbare Mangellage für die kommende Wintersaison zu erwarten ist, doch wie es 2025 und in den Folgejahren weitergehen soll, weiß aktuell keiner so genau. Die Industriellenvereinigung ist auf dem Standpunkt, dass auf russisches Gas vorerst nicht verzichtet werden kann.

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Weitere Unsicherheit gibt es rund um das neue Sanktionspaket der EU, das nun auch russisches LNG ins Visier nimmt. Bislang ermöglichte der Transport von Flüssiggas über die Seewege eine Umgehung der Sanktionen, da Gas aus Russland oft über Drittländer umdeklariert wurde.

Bei der E-Control, der Regulierungsbehörde für die Energiewirtschaft, gibt man auf Anfrage der Wirtschaftsnachrichten vorerst Entwarnung.

Alfons Haber, Vorstand der E-Control, bestätigt, dass die Gas-Versorgung gesichert ist: „Die Speicher sind bereits jetzt zu knapp 80 Prozent gefüllt, es ist genug Gas auf dem Weltmarkt verfügbar und alternative Importmöglichkeiten über Deutschland und Italien sind ebenfalls vorhanden. Dies sollte aus heutiger Sicht auch für den Winter 2025/26 gelten, da bis dahin weitere Infrastrukturausbauten fertig gestellt werden.“

Konkret geht es hier um den WAP-Loop in Oberösterreich, der erweiterte Durchleitungskapazitäten aus Deutschland ermöglichen würde. Aus der Energiebranche gab es bis zuletzt Unsicherheit, ob dieser rechtzeitig fertig wird und ob die Durchleitung von Gas aus Deutschland und Italien auch rechtlich für den österreichischen Markt gesichert sei. Aktuell würden laut Haber die technischen Kapazitäten einen Jahresimport von 160 TWh Gas (also rund den doppelten Jahresverbrauch Österreichs) via Deutschland und Italien in das Marktgebiet Ost zulassen. Tirol und Vorarlberg werden darüber hinaus schon heute zu 100 Prozent via Deutschland versorgt.

Bereits ab Oktober 2024 steige laut dem E-Control Vorstand die Gesamtkapazität aufgrund der Erweiterung der Infrastruktur für den Import aus Italien via Arnoldstein um 25 TWh pro Jahr. Nach Fertigstellung des ersten Teils des WAG-Loop zur Steigerung der Importkapazität aus Deutschland um 27 TWh pro Jahr steigt die Gesamtkapazität für den Import aus Deutschland und Italien auf 212 TWh pro Jahr, was für 2027 angepeilt wird. „Es stehen somit ausreichend alternative Kapazitäten aus Deutschland und Italien zur Verfügung“, so Haber.

Die Kapazitäten für den heimischen Markt zu sichern, sei Sache der Netzbetreiber und der Energieunternehmen. Die Netzbetreiber bieten diese Kapazitäten den Marktteilnehmern zur Buchung an. Die letzte Auktion der Jahreskapazitäten fand Anfang Juli 2024 über die europäische Buchungsplattform PRISMA statt.

„Die grenzüberschreitenden Kapazitäten werden üblicherweise von Großhändlern gebucht, die das Gas dann nach Österreich importieren und an die Versorger österreichischer Endkunden verkaufen. Somit ist neben der technischen Situation auch die rechtliche geklärt“, erläutert Haber.

Ein Komplettausfall russischer Lieferungen könne kurzfristig durch die hohen Speicherstände bewältigt werden, würde jedoch die Liquidität auf den Gas-Großhandelsmärkten verringern und damit zu Preissteigerungen führen, bestätigt auch die Austrian Gas Grid Management GmbH (AGGM).

Aktuell gebe es drei Importrouten für Gas: Aus Deutschland via Oberkappel und Überackern, aus Italien via Arnoldstein und aus der Slowakei via Baumgarten. Baumgarten bietet dabei die mit Abstand größte Transportkapazität. Von dort wird der Großteil russischen Gases eingeleitet.

„Aufgrund der deutschen Gasspeicherumlage (2,50 Euro pro MWh) gibt es derzeit keinen kommerziellen Anreiz, Gas aus Deutschland zu importieren. Diese Umlage trennt den österreichischen Markt faktisch vom nordwest-europäischen Markt. Die deutsche Bundesregierung plant, diese Umlage Ende 2024 aufzuheben, jedoch gibt es hierzu noch kein rechtlich bindendes Dokument“, berichtet Peter Jurik, zuständig für Regulatorik und Kommunikation bei der AGGM.

Langfristige Importausfälle erfordern aber dauerhaft hohe Speicherstände. Der Ende 2024 auslaufende Gastransitvertrag zwischen Ukraine und Russland würde das Risiko, dass ab 2025 kein russisches Gas mehr nach Österreich gelangt, erhöhen, gibt Jurik zu bedenken und verweist darauf, dass der Ausbau der Infrastruktur den Ausschlag geben wird. So gesichert sei die Gas-Versorgung nämlich „noch“ nicht.

„So wäre es, wenn nach einem kalten Winter die österreichischen Speicher nur noch zu 20 Prozent gefüllt sind, bei einem dauerhaften Ausfall der Lieferungen aus Baumgarten nicht möglich, diese mit den verfügbaren Importkapazitäten aus Deutschland und Italien vor dem nächsten Winter auf 90 Prozent zu füllen; die Speicher könnten nur auf 33 Prozent gefüllt werden, was in der Folge das Risiko von Engpässen deutlich erhöht“, heißt es vonseiten der AGGM.

Um ein solches Szenario nachhaltig auszuschließen, ohne auf milde Winter und schlechte Konjunkturwerte zu setzen, sei die schnelle Realisierung zusätzlicher Importkapazitäten (Stichwort WAG-Loop) notwendig.

„Erste Schritte dazu wurden am 12. Juni im Nationalrat beschlossen“, verweist Jurik ebenfalls auf die Bedeutung des WAG-Loop. „Zusammengefasst lässt sich sagen, dass Österreich kurzfristig mit keinen Versorgungsproblemen zu kämpfen haben wird. Österreich sollte die Zeit aber nutzen und die Infrastruktur entsprechend ertüchtigen, um sowohl vom italienischen als auch vom deutschen Markt ausreichend Gas für den heimischen Bedarf beschaffen zu können“, so Jurik.

Dass bei der Speicherung aktuell durchaus Unsicherheiten im System bestehen, bestätigt man auch bei der RAG AG, dem größten Energiespeicherunternehmen Österreichs. Mit Speicherkapazitäten von mehr als 6,3 Milliarden Kubikmeter Erdgas betreibt das Unternehmen rund sechs Prozent aller EU-europäischen Gasspeicherkapazitäten. 

Michael Längle, CFO der RAG AG, macht deutlich: „Falls es keinen Transit über die Ukraine mehr gibt, besteht das Risiko eines kurzfristigen Preisanstiegs und es muss mehr Gas aus dem Norden über Deutschland oder vom Süden über Italien importiert werden“, so Längle. „Unsere Speicher werden daher zur Schlüsselressource.“

Grundsätzlich könne aus Deutschland und Italien entsprechend nachgefüllt werden, die Erhöhung der Leitungskapazitäten seien aber notwendig, um Importbeschränkungen vorzubeugen. Ob die getroffenen Maßnahmen dann im Ernstfall ausreichen, „wird von der konkreten Situation abhängen“, so Längle.

Die großvolumigen und leistungsfähigen Speicher der RAG AG würden eine große Rolle bei der Reduzierung der Risiken spielen. Auf eine derart gut ausgebaute, nationale Speicherinfrastruktur können nur wenige EU-Länder zurückgreifen. Vorausgesetzt WAG-Loop und Co. werden zeitnah fertig, sieht es nach 2025 jedenfalls gut aus, russisches Gas komplett zu substituieren.

„Die Märkte haben sich wesentlich umgestellt und neben verstärkten Lieferungen von Pipelinegas aus anderen Ländern wie Norwegen hat sich vor allem der Anteil von LNG-Lieferungen stark zu genommen, etwas aus den USA und Katar“, berichtet Längle.

Jedenfalls werde die Importabhängigkeit Europas auch in Zukunft gegeben sein. In Zukunft soll Erdgas durch Wasserstoff ersetzt werden. Die entsprechende Infrastruktur ist europaweit im Aufbau, wobei auf bestehende Pipeline-Systeme zurückgegriffen werden kann.

Der gemeinsame Aufbau der Produktion, Speicherung und einhergehenden Logistik und Transport in Pipelines ist wesentlich für die Steigerung der Anteile von grünem Gas, wie Wasserstoff. Es bedarf aufgrund der Überschussmengen im Sommer mit niedrigen Strompreisen am Markt einer Lösung für die Nutzung dieses Sommerstromes.

„Darauf setzt RAG seit Jahren und hat die Speicherbarkeit von Wasserstoff in unseren Porenlagerstätten in Oberösterreich und Salzburg nachgewiesen“, berichtet Längle. Derzeit ist der Demonstrationsspeicher in Rubensdorf „Underground Sun Storage 2030“ mit einer Menge von vier GWh für rund 1000 Einfamilienhäusern in Betrieb. „Dort wurde auch bereits eine acht Kilometer lange Wasserstoffpipeline bis zu unserem Standort in Puchkirchen gelegt, wo ab dem kommenden Winter grüner Strom und Wärme in einem wasserstofffähigen Blockheizkraftwerk für den Eigenbedarf erzeugt werden wird“, so Längle.

Neben Speichermöglichkeiten wird es auch Leitungskapazitäten brauchen. Aus dieser Motivation heraus hat die AGGM in Kooperation mit Netzbetreibern, basierend auf der Studie ONE100, eine H2 Roadmap für Österreich erstellt. Diese Roadmap beschreibt die Notwendigkeit einer dedizierten Wasserstoffinfrastruktur und die Entwicklung der Gasinfrastruktur bis 2050.

„Es wurde festgestellt, dass der Wasserstofftransport zukünftig zu einem großen Teil über das umgewidmete bestehende Gasnetz erfolgen kann“, berichtet Jurik von der AGGM.

Mit der Umwidmung von rund 1400 km bestehender Gasleitungen und dem Neubau von ca. 300 km Wasserstofftransportleitungen könnten insbesondere die großen Industriezentren (Donawitz, Großraum Wien und Linz) ausreichend versorgt werden. Die Investitionen für dieses leistungsstarke, parallele Wasserstoffnetz würden lediglich zwei Milliarden Euro betragen.

„Der Österreichische Netzinfrastrukturplan (ÖNIP) des Klimaschutzministeriums hat diese Planungen der AGGM bestätigt“, berichtet Jurik dazu. Was aber fehle seien die dazugehörigen Geschäftsmodelle und Regularien, die für die weitere Umsetzung eine unabdingbare Voraussetzung darstellen.

„Es gibt zwar im Rahmen des jüngst beschlossenen H2-Förderungsgesetzes Mittel in Höhe von rund 800 Millionen Euro für die Jahre 2024 bis 2026, die sich allerdings nur auf die Produktion von Wasserstoff beziehen, nicht jedoch auf den Umbau oder Errichtung von Leitungsinfrastruktur oder H2-Speicheranlagen. Ohne diese Infrastruktur wird sich der Hochlauf einer H2-Wirtschaft nicht erfolgreich darstellen lassen“, ergänzt Michael Längle von der RAG AG: „Insoweit sei besonders in Österreich Handlungsbedarf gegeben, während in Deutschland bereits Finanzierungsmodelle für die Errichtung eines H2-Startnetzes entwickelt wurden und in die Umsetzung gehen.“

Dass aber am Ende des Tages mit dem Ausbau der Gasinfrastruktur noch längst nicht alles erledigt ist, weiß Michael Strugl, Präsident des Branchenverbandes Österreichs Energie, zu berichten. Er vertritt die Interessen der größten heimischen Energieunternehmen. Sind auch diese entsprechend auf das Ende russischer Gaslieferungen vorbereitet?

„Insgesamt sind wir im Hinblick auf den Winter zuversichtlich – es gibt mittlerweile alternative Lieferanten und neue Lieferrouten, außerdem sind die Gasspeicher gut gefüllt. Trotzdem bereiten wir uns derzeit auf dieses Szenario vor. Die Kapazitäten der Gasleitungen von Westen und Süden sind für die Versorgung Österreichs für die nächsten Jahre ausreichend. Wichtig ist, dass wir den WAG-Loop rasch bauen können“, berichtete Strugl.

Er verweist aber darauf, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien und der Netz-Infrastruktur beschleunigt werden muss. „Der Erneuerbaren-Ausbau in Österreich macht Fortschritte – vor allem im Bereich Photovoltaik erleben wir derzeit einen regelrechten Boom. Für die Erreichung der Ziele 2030 wir das aktuelle Tempo aber nicht reichen. Dafür müssen wir auch bei den anderen Erzeugungstechnologien und beim Ausbau der Netze deutlich schneller werden und der Ausbau muss auch besser koordiniert werden“, attestiert der Präsident von Österreichs Energie.

Für den Ausbau von Netzen und Erzeugung werden bis 2030 rund 60 Milliarden Euro für Österreich gebraucht. Etwa die Hälfte dieser Summe – also 30 Milliarden Euro – alleine für die Erzeugung.

„Wir gehen davon aus, dass ein guter Teil dieser Investitionen aus der Energiewirtschaft kommen wird. Darauf bereiten wir uns vor. Die wirklich spannende Frage aber ist, wie gehen wir mit den Kosten im Netzbereich um? Für jeden Euro, den wir in die Erzeugung stecken, braucht es einen Euro Investitionen in die Netze. Das wird sich auch auf die Netztarife auswirken“, gibt Strugl abschließend zu bedenken.