Fachleute sprechen vom trübsten Winter seit 30 Jahren. Das machte nicht nur vielen Menschen psychisch zu schaffen, sondern brachte auch die Energieversorgung in Österreich an ihre Grenzen. Um die Versorgung längerfristig sicherstellen zu können, appelliert die für das Hochspannungsnetz zuständige Austrian Power Grid (APG) für einen deutlichen Ausbau der Netze.

Weil an vielen Tagen Erneuerbare Energien wie Photovoltaik (PV) und Wind fast vollständig ausfielen, musste Österreich zwischen Oktober und Februar im großen Stil Energie aus dem Ausland importieren. Ein Spitzenwert wurde am 1. Februar 2026 erreicht, sagt APG-Vorstandschef Gerhard Christiner. An diesem Tag wurden 106 Gigawattstunden (GWh) und 4.300 Megawatt (MW) importiert. Das entspricht gut der Hälfte - 54,9 Prozent - des durchschnittlichen Tagesverbrauchs von 193 GWh in dieser Jahreszeit.

Zur "Dunkelflaute" kam noch geringe Wasserführung

Gründe für die mangelnde Eigenversorgung in diesem Zeitraum war zum einen der fast vollständige Ausfall von Wind- und Sonnenenergie (PV) - Expertinnen und Experten sprechen in diesem Zusammenhang von einer "Dunkelflaute". Dazu kam noch eine vergleichsweise geringe Wasserführung.

Dabei hat sich die gesamte installierte Leistung in Österreich in den vergangenen fünf Jahren um 37,5 Prozent erhöht. Zu verdanken ist das vor allem dem rapiden Ausbau der Photovoltaik. Hier haben sich die Kapazitäten von 2020 bis 2025 verfünffacht, von 2.000 auf 10.000 MW. Die Windkraft hat in diesem Zeitraum um die Hälfte von 3.000 MW auf 4.500 MW zugelegt. Doch Wind und Sonne fielen am 1. Februar wegen der andauernden Dunkelflaute fast komplett aus.

Im Verlauf der bisherigen fünf Wintermonate - von Oktober bis Ende Jänner - steuerte Photovoltaik lediglich 3 Prozent zum Gesamtstromverbrauch von 28,8 TWh bei. 14 Prozent kamen aus Windenergie. Den Löwenanteil steuerte die Wasserkraft bei, in Summe 38 Prozent, davon 27 Prozent aus Laufwasserkraft und 11 Prozent aus Speichern. Kalorische Kraftwerke lieferten im bisherigen Winter ein gutes Fünftel (21 Prozent). Ebenso hoch war der Anteil der Importe im genannten Zeitraum.

"Es stellt sich die Frage nach der Versorgungssicherheit"

Die beiden APG-Vorstände Gerhard Christiner und Marcus Karger wollen zwar nicht von einem Krisenfall sprechen. "Aber wir haben alle thermischen Kraftwerke gefahren - darüber redet zwar niemand gerne, aber wenn behauptet wird, dass wir sie nicht brauchen, stimmt das einfach nicht", unterstreicht Christiner. Damit stellt sich für die APG-Vorstände die Frage nach der Versorgungssicherheit. Es sei eine politische Entscheidung, in welchem Ausmaß man künftig von Importen abhängig sein oder die nationale Eigenversorgung erhöhen wolle - wie das etwa Deutschland im Rahmen der geplanten Kraftwerksstrategie tut.

Verschärft wird die Situation durch die Tatsache, dass die Zahl der Gaskraftwerke aufgrund von Dekarbonisierung und Kostendruck tendenziell abnimmt. So ist die installierte Leistung kalorischer Kraftwerke im Verlauf von gut zehn Jahren (2014 bis 2025) um rund 40 Prozent zurückgegangen.

"Wir brauchen in den nächsten Jahren neue Gaskraftwerke"

Die APG-Vorstände sehen hier eine neue Problematik auf die heimische Energieversorgung zukommen. Nach den Kohlekraftwerken stehen nun auch Gaskraftwerke vor der Schließung, weil sie in die Jahre gekommen sind und ein Neubau im aktuellen Marktumfeld nicht rentiert. "Klar ist, dass man in den nächsten zehn Jahren neue Gaskraftwerke brauchen wird, wenn wir bei Dunkelflauten nicht völlig von Importen abhängig sein wollen", sagt Christiner. Darüber hinaus reichen die Netzkapazitäten für die erforderlichen Importe nicht aus.

Der Netzausbau wäre der Schlüssel für eine versorgungssichere Transformation. Das wäre auch verbunden mit einer hohen Wertschöpfung. Von jedem investierten Euro ins APG-Netz blieben laut Unternehmensangaben 93 Cent im Inland, zudem würden damit rund 90.000 Arbeitsplätze gesichert oder neu geschaffen. Zusätzlich brauche es auch nachhaltige Lösungen zur Absicherung der thermischen Kraftwerke sowie "intelligente Anreize für systemdienliches Verhalten und Flexibilität".

Einen Beitrag dazu könnte auch ein besserer Einsatz der Digitalisierung in der E-Wirtschaft leisten. Der gezielte Einsatz von Digitalisierung könnte die Transformation von physischer zu einer digitalen Steuerung des Energiesystems vorantreiben.

In Österreich erfolgt die Absicherung von Gaskraftwerken derzeit ausschließlich über das Modell der Netzreserve. Das bedeutet, dass bei Netzengpässen Kraftwerke gezielt hoch- oder heruntergefahren werden können. Das entlastet die Netze ist aber sehr teuer. Deshalb sei ein stärkerer Netzausbau wesentlich kosteneffizienter, unterstreicht die APG. Österreich brauche eine Gesamtsystemplanung inklusive einer Kraftwerkstrategie - wie sie auch im Regierungsprogramm festgeschrieben ist.

Netzausbau soll zu niedrigeren Kosten beitragen

Mehr Netze würden letztlich auch zu geringeren Kosten beitragen, weil Österreich dann öfter in der Lage wäre, preisgünstigen, erneuerbaren Strom zum Beispiel aus Deutschland zu importieren. Aktuell muss Österreich meist auf Gaskraftwerke zurückgreifen, weil die Netzkapazitäten nicht ausreichen, um den günstigen Strom aus Nachbarländern zu importieren.

Als Konsequenz bilden sich separate Preiszonen in Österreich und Deutschland aus. "In der österreichischen Preiszone bestimmt auf Basis einer nationalen Merit-Order dann das teuerste Kraftwerk - meistens das Gaskraftwerk - den Preis. Billiger wäre es den erneuerbaren Überschussstrom aus Deutschland zu importieren, was aber wegen der fehlenden Netzkapazität oft nicht möglich ist. Österreich war im Winterhalbjahr 2025/26 mehr als 93 Prozent der Zeit vom europäischen Binnenmarkt entkoppelt."

In den Wintermonaten betrug der Strompreis in Österreich 118,11 Euro gegenüber 97,26 Euro in Deutschland - das entspricht einer Differenz von 21 Euro pro MWh. Das heißt, die MWh war um 18 Prozent teurer. Im Verlauf der Wintermonate entspreche das geschätzten volkswirtschaftlichen Mehrkosten von rund 600 Millionen Euro.

(APA/Red)