Haben Sie sich zuletzt einmal die Mühe gemacht, hinter die Schlagzeilen zu schauen? Ich habe es getan, und ehrlich gesagt hat mich die APG-Bilanz für den Juli mehr beschäftigt als jede Photovoltaik-Rekordmeldung des heurigen Jahres.

Der Juli, in dem sich die Rechnung nicht mehr ausgegangen ist

Die Fakten der Austrian Power Grid vom 25. August: Die österreichische PV-Produktion legte gegenüber dem Juli 2025 um mehr als 54 Prozent zu, ihr Anteil an der erneuerbaren Erzeugung stieg von rund 13 auf knapp 28 Prozent. Klingt nach Erfolgsmeldung – bis man weiterliest. Die Wasserkraft brach um 46 Prozent ein, die Laufwasserkraft verzeichnete praktisch den ganzen Monat über tägliche saisonale Rekord-Minima, die Windeinspeisung lag um 6,4 Prozent unter dem Vorjahr. Unter dem Strich: Während der Verbrauch im Juli 2025 mit 5.024 GWh noch zur Gänze erneuerbar gedeckt werden konnte, waren es heuer bei 5.078 GWh nur mehr rund 83 Prozent.

Das sieht man in der Bilanz. Österreich war im Juli mit einem Importsaldo von 751 GWh wieder Importland – bilanziell exportiert wurde an vier Tagen, im Vorjahres-Juli an 22. Und das Redispatch, mit dem die APG Überlastungen verhindert, kostete 9,3 Millionen Euro an 19 Eingriffstagen, gegenüber 9,5 Millionen an 16 Tagen im Jahr davor. Im Vergleich dieser beiden Monate sind die Kosten also gleich geblieben, die Zahl der Eingriffstage nicht – ein Trend lässt sich aus zwei Werten noch nicht ableiten. APG-Vorstandssprecher Gerhard Christiner formuliert es nüchtern: „Die Energiewende kann nur als Gesamtsystem gelingen.“

Wir haben uns daran gewöhnt, Wind und Sonne als die wetterabhängigen Erzeuger zu betrachten. Der Sommer 2026 erinnert daran, dass auch die Wasserkraft – jene Technologie, auf die sich Österreich seit Jahrzehnten stützt – vom Wetter abhängt. Nur eben von einem anderen.

Wenn selbst ein Kernkraftwerk auf die Flusstemperatur schauen muss

Dass das kein Erneuerbaren-Problem ist, hat in derselben Woche die Schweiz vorgeführt. Axpo meldete Ende August, dass beide Blöcke des Kernkraftwerks Beznau wieder am Netz sind – Block 1 seit 21. August, Block 2 nach dem planmäßigen Brennelementwechsel, bei dem 20 von 121 Brennelementen getauscht wurden.

Interessant ist die Vorgeschichte. Das flussgekühlte Kraftwerk muss seine Leistung reduzieren, sobald die Aare 25 Grad erreicht, und kann bei anhaltender Überschreitung der Temperaturgrenze vorübergehend abgeschaltet werden. Im Juni hat Axpo die Leistung beider Blöcke auf 50 Prozent gesenkt. Ein Kraftwerk dieser Größenordnung, das im Hochsommer über Wochen gedrosselt wird, ist keine Fußnote, sondern eine Systemaussage.

Trockenheit reduziert die Wasserkraft, hohe Flusstemperaturen begrenzen thermische Kraftwerke, Wolken und Windflauten tun, was sie immer getan haben. Die Antwort kann kaum lauten, eine wetterabhängige Technologie gegen die andere auszuspielen – sie lautet: Netze, Speicher, Diversifizierung und steuerbare Verbraucher. Und damit sind wir bei Ihnen.

Aus Zielwerten werden Grundstücke

Denn irgendwo muss der Strom auch hin. Die APG präsentiert ab 14. September gemeinsam mit der Netz Burgenland in zwölf regionalen Infomessen die geplante Einreichtrasse der »Netzverstärkung Ost« – und damit nicht mehr abstrakte Ausbauziele, sondern konkrete Maststandorte.

Es geht um rund 60 Kilometer 380-kV-Verbindung zwischen Trumau in Niederösterreich und Zurndorf im Burgenland, um ein neues Umspannwerk in Parndorf, um Neu- und Umbauten weiterer Umspannwerke und um Anpassungen im 110-kV-Verteilnetz. Der Zeitplan ist ernüchternd ehrlich: Die weitere Projektplanung sieht die Einreichung der Umweltverträglichkeitserklärung und daran anschließend das UVP-Verfahren vor; die Inbetriebnahme strebt die APG für die Dreißigerjahre an. Rechnen Sie kurz mit – zwischen der ersten Bürgerinformation und dem ersten Ampere auf dieser Leitung liegt ungefähr eine Lehrzeit samt Meisterprüfung und Betriebsübernahme.

Genau hier, bei Genehmigungsverfahren, Grundeigentümern und Gemeindestuben, entscheidet sich das Tempo – nicht bei der nächsten Zielvorgabe. Und weil das Höchstspannungsnetz so lange braucht, wächst der Druck auf die bestehende Infrastruktur: mehr Redispatch, mehr Anforderungen an das Verteilnetz, mehr Bedarf an Lastmanagement auf jener Ebene, auf der Sie täglich arbeiten. Netzautomatisierung holt aus vorhandenen Netzen mehr heraus – nur ersetzt sie irgendwann eben doch kein Kupfer.

Der Engpass hat einen Firmensitz in Niederösterreich

Was das mit dem Kupfer sehr konkret macht: Die ASTA Energy Solutions AG aus Oed im Mostviertel, seit Jänner im Prime Standard der Frankfurter Börse notiert, produziert hochisolierte Kupferwickeldrähte und Roebelstäbe für Leistungstransformatoren, Generatoren und Elektromotoren. Nach Unternehmensangaben zählen Siemens Energy und GE Vernova zu den Kunden; der Siemens-Vertrag soll zuletzt bis 2032 verlängert worden sein.

Am 27. August legte das Unternehmen die Halbjahreszahlen vor: 435,8 Millionen Euro Nettoumsatz, ein Plus von 22,2 Prozent, bereinigtes EBITDA um 54,2 Prozent auf 37 Millionen Euro gestiegen, Nettogewinn auf 22,5 Millionen mehr als verdoppelt. Als Nachfragetreiber werden von Unternehmensseite der Netzausbau, die Integration erneuerbarer Energien und die wachsende Zahl energieintensiver Rechenzentren genannt, bei einem Kupfermarkt, der als strukturell angespannt beschrieben wird.

Für den Betrieb ist das keine Börsenmeldung, sondern eine Lieferzeitenmeldung. Ein Stromnetz entsteht nicht dadurch, dass ein Budget beschlossen wird. Irgendjemand muss Transformatoren wickeln, Schaltanlagen bauen, Kabel liefern, Schutztechnik entwickeln. Hält diese Kette, wird ausgebaut; hält sie nicht, verschieben sich Projekte – auch Ihre.

60 Millionen für die Frage, wer das alles produziert

Passend dazu hat der Klima- und Energiefonds am 26. August die dritte Ausschreibung der FTI-Initiative »Transformation der Industrie« abgeschlossen: 34 Projekte, rund 60 Millionen Euro aus Mitteln des Bundesministeriums für Innovation, Mobilität und Infrastruktur, mehr als drei Viertel davon direkt an Unternehmen. Neu ist, dass erstmals auch die Fertigungsvorbereitung von Netto-Null-Technologien gefördert wird – die Initiative gehört zur Umsetzung der österreichischen Industriestrategie 2035.

Damit verschiebt sich die industriepolitische Frage. Es genügt langfristig nicht, in Europa Windräder, PV-Anlagen, Speicher, Wärmepumpen und Netzkomponenten installieren zu wollen – irgendjemand muss sie auch produzieren. Sonst tauscht man eine Energieabhängigkeit gegen eine Technologieabhängigkeit, und beim Preis hat man dann genauso wenig mitzureden wie vorher.

Wie weit der Weg von der guten Technologie zum industriellen Produkt ist, zeigt eine Meldung aus Freiburg: Das Fraunhofer ISE und die Universität Freiburg haben eine Prozesskette für Perowskit-Silizium-Tandemsolarzellen entwickelt, die vollständig ohne Lösungsmittel auskommt – veröffentlicht im Fachjournal Joule. Lösungsmittel stellen Anforderungen an Toxizität, Löslichkeit und Homogenität der Prozessschritte, lauter Dinge, die einer Serienfertigung im Weg stehen. Das Institut spricht von einem industriell skalierbaren Verfahren und einer Grundlage für die künftige industrielle Umsetzung – eine serienreife Fertigung ist damit ausdrücklich noch nicht gemeint. Nach unserer Einschätzung fehlen dafür Angaben zu reproduzierbaren Schichten auf großen Flächen, zu Prozesszeit, Materialausnutzung und Zellstabilität sowie zur Integration in bestehende Linien. Der nächste große Fortschritt der Photovoltaik könnte trotzdem genau so aussehen – unspektakulär, und endlich produzierbar.

Die KI entdeckt, dass Strom nicht aus der Steckdose kommt

Während die Solarbranche über ihre nächste Generation nachdenkt, entsteht anderswo ein Großverbraucher, den vor drei Jahren kaum jemand am Zettel hatte. SMA Solar Technology weitet den Geschäftsbereich Large Scale and Project Solutions auf die Stromversorgung von KI- und Hyperscale-Rechenzentren aus, mit drei Architekturen: »GridAssist« zur batteriebasierten Lastglättung, »GridLink AC« als Mittelspannungs-USV, die Rechenzentrumslasten vom öffentlichen Netz entkoppelt, und »GridLink DC« für 800-Volt-Gleichstromarchitekturen, geplant für 2027. SMA erwartet aus dem neuen Geschäftsfeld ab 2027 einen relevanten Umsatzbeitrag.

Bemerkenswert ist die Begründung: Nicht die Rechenleistung ist der Flaschenhals, sondern der Netzanschluss. Ein Rechenzentrum besteht eben nicht nur aus Chips, sondern aus Mittelspannung, Transformatoren, Schaltanlagen, Leistungselektronik, Speicher, Kühlung und Energiemanagement. Nur verschärft jeder zusätzliche Großverbraucher genau jene Frage, mit der diese Kolumne begonnen hat: Woher kommt der Strom, und steht er dann bereit, wenn er gebraucht wird?

Wenn der Rechenzentrums-Boom in den Netzplan wandert

Dass das keine Momentaufnahme eines einzelnen Herstellers ist, hat wenige Tage später die deutsche Bundesnetzagentur bestätigt. Sie konsultiert die Entwürfe der Szenariorahmen Strom und Gas/Wasserstoff für die Jahre 2027 bis 2040 beziehungsweise 2045 – erstmals beide Verfahren gleichzeitig, mit einem gemeinsam eingereichten Szenario, dem Szenario B auf der Stromseite und dem Szenario 2 auf der Gas- und Wasserstoffseite. Präsident Klaus Müller dazu: „Die Transformation der Energiesysteme kann nur gemeinsam gelingen.“ Sie haben richtig gelesen – praktisch derselbe Satz wie bei der APG, in derselben Woche, aus zwei Ländern und zwei völlig verschiedenen Rollen.

Zwei Annahmen darin sollten Sie sich merken. Erstens gehen die Übertragungsnetzbetreiber davon aus, dass der Boom von Rechenzentrums- und Großbatteriespeicherprojekten anhält – mit durchgehend höheren Leistungen und Verbräuchen in allen Szenarien als im vorangegangenen Szenariorahmen. Was SMA als Marktchance beschreibt, ist damit in der deutschen Netzplanung bereits eine Rechengröße. Zweitens liegen die angenommenen Elektrolyseurleistungen in allen Szenarien deutlich niedriger als zuletzt; im Ergebnis unterstellen die Netzbetreiber eine deutliche Wasserstoffimportabhängigkeit. Wer die vergangenen Jahre gehört hat, der Wasserstoff werde schon hier erzeugt werden: Die offizielle Planungsannahme sagt inzwischen etwas anderes. Dazu kommt, dass Biomethan diesmal stark gewichtet wird und für 2035 erstmals auch eine Modellierungsvariante für Wasserstoff vorliegt, die sich an gemeldeten Bedarfen orientiert.

Wer in Deutschland projektiert oder plant, sollte sich zwei Termine anstreichen: Stellungnahmen sind bis 28. September möglich, am 10. September gibt es eine Online-Informationsveranstaltung.

Und beim Lkw sieht man, was ein fehlender Netzanschluss anrichtet

Wie sehr Netzanschluss und Elektrifizierung inzwischen dasselbe Thema sind, führt eine Datensammlung vor, die der VDA am 31. August vorgelegt hat – auf Basis von EAFO-Zahlen mit Stand 1. Juli 2026.

Laut VDA-Auswertung auf Basis von EAFO-Daten stehen in der EU derzeit 730 Ladepunkte mit mehr als 350 kW ausschließlich für schwere Nutzfahrzeuge zur Verfügung, dazu 1.938 an gemischt genutzten Standorten. 65 Prozent der exklusiven Punkte liegen in drei Ländern: Schweden mit 252, Deutschland mit 120, Frankreich mit 104. In den Transitländern Polen und Tschechien gibt es davon bislang keinen einzigen. Österreich kommt auf 22 exklusive und 68 gemischt genutzte Ladepunkte, zusammen also 90 – rund 3,4 Prozent des EU-Bestands. Beim Wasserstoff zählt die Statistik EU-weit 168 Zapfpunkte mit 700 bar und 150 mit 350 bar; Österreich hat vier mit 700 bar und keinen einzigen mit 350 bar.

Dem gegenüber steht der Bedarf. Nach ACEA-Rechnung braucht Europa bis 2030 rund 35.000 öffentlich zugängliche MCS-Schnellladepunkte, insgesamt bis zu 50.000 Lkw-taugliche Ladepunkte; die AFIR sieht bis 2030 rund 2.000 Lkw-Ladestandorte mit mindestens 3.600 kW je Standort vor. VDA-Präsidentin Hildegard Müller – nicht zu verwechseln mit ihrem Namensvetter bei der Bundesnetzagentur – sagt dazu: „Die unzureichende Ladeinfrastruktur ist der zentrale Engpass für den Markthochlauf elektrischer Nutzfahrzeuge.“

Und dann steht in derselben Aussendung jener Satz, bei dem in unserer Branche jeder aufhorchen sollte: Nach Darstellung des VDA kann die Erweiterung des Netzanschlusses bei Industriebetrieben und großen Lkw-Ladehubs in Deutschland heute bis zu zehn Jahre in Anspruch nehmen. Zehn Jahre. Das ist eine Verbandsangabe zum deutschen Markt und keine österreichische Frist – aber es ist auch keine Genehmigungsfrist mehr, sondern ein Investitionshindernis.

Die interessanteste Zahl steht allerdings ganz hinten. Die deutsche Nationale Leitstelle Ladeinfrastruktur prognostiziert bis 2030 einen Bedarf von knapp 14 GW Ladeleistung für schwere Nutzfahrzeuge. Die Pläne für den öffentlichen Ausbau decken davon 2,6 GW ab. Über 11 GW müssten demnach auf Betriebshöfen entstehen – auf privatem Grund, hinter privaten Netzanschlüssen, errichtet von konzessionierten Betrieben. Der überwiegende Teil der Lkw-Ladeleistung entsteht eben nicht an der Autobahn, sondern am Betriebshof.

Und wie das in Österreich aussieht, hat diese Woche Spar vorgerechnet

Wer bis hierher gelesen hat und denkt, das sei alles ziemlich weit weg von Wiener Neustadt oder Linz, dem hat Spar am 31. August die Rechnung auf den Tisch gelegt – bei einem gemeinsamen Pressetermin mit Mobilitätsminister Peter Hanke.

Der Sachstand zuerst: Seit April 2026 setzt Spar zehn E-Lkw der neuesten Generation im Regelbetrieb ein, an vier Standorten, für die Liefergebiete Wien, Niederösterreich, Burgenland, Steiermark und Oberösterreich. Die Fahrzeuge fahren mit Anhänger und übernehmen temperaturgeführte Transporte – auch während der Hitzeperioden dieses Sommers lief die gekühlte Logistik nach Unternehmensangaben rein elektrisch. Batteriekapazität rund 600 kWh, Reichweite bis zu 400 Kilometer. Gefördert wurden Fahrzeuge und Ladeinfrastruktur über das Programm »eMOVE Austria« mit rund 2 Millionen Euro; Ministeriumsangaben nennen 2,2 Millionen Euro.

Das Ministerium rechnet für diese zehn Fahrzeuge über die ersten fünf Betriebsjahre mit 3,75 Millionen emissionsfreien Kilometern und einer Einsparung von rund 2.500 Tonnen CO₂ – beide Werte beziehen sich ausdrücklich auf diesen Bezugszeitraum und auf die geförderte Flotte.

Das ist der Teil, den man erwartet hat. Der andere Teil ist die eigentliche Nachricht, und er stammt von Alois Huber, Geschäftsführer von Spar Wien, Niederösterreich und nördliches Burgenland: „Der eigentliche Flaschenhals liegt inzwischen beim Stromnetz.“

Am Logistikstandort St. Pölten sollen perspektivisch bis zu 90 schwere Fahrzeuge geladen werden, darunter 60 eigene Lkw – und zwar innerhalb kurzer betrieblicher Zeitfenster, weil ein Lkw, der morgens nicht ausfährt, kein Lkw ist. Für die vollständige Elektrifizierung nennt Spar einen Bedarf von bis zu 12,5 MW Anschlussleistung, davon rund 8 MW allein für die E-Mobilität. Die heute verfügbare Netzkapazität müsste dafür etwa verdreifacht werden. Auf dem Dach der Zentrale steht bereits eine Photovoltaikanlage mit 1,4 MW Leistung, die in den Sommermonaten bis zu einem Viertel des durchschnittlichen Strombedarfs deckt – sie löst das Problem erkennbar nicht, denn geladen wird nachts.

Lesen Sie diese Zahlen bitte noch einmal im Zusammenhang mit dem Vorherigen. Ein einzelner Lebensmittelhändler braucht an einem einzigen Standort dieselbe Anschlussleistung wie ein mittleres Industrieunternehmen. Ein deutscher Verband berichtet, dass solche Anschlusserweiterungen bis zu zehn Jahre dauern können. Und ein Übertragungsnetzbetreiber lädt gerade zu zwölf Infomessen ein, um eine Leitung zu erklären, deren Inbetriebnahme in den Dreißigerjahren liegt. Da liegt das Problem nicht bei den Fahrzeugen.

Was der Bund dagegensetzt: Verkehrsminister Peter Hanke kündigte bei dem Termin 1.200 Schnellladepunkte für Nutzfahrzeuge am hochrangigen Straßennetz bis 2035 an. Welches Planungsdokument dahintersteht, ob Ladepunkte oder Standorte gemeint sind, welche Mindestleistung gilt und wie sich die Zahl zu den gestaffelten AFIR-Vorgaben verhält, ist bislang offen.

Ein Windpark verkauft künftig auch Flexibilität

Eine Teilantwort liefert zumindest die Offshore-Windkraft. Der deutsche Trianel Windpark Borkum I – 40 Anlagen, 200 MW, seit 2015 in Betrieb – hat sich nach Angaben von Trianel mit rund 70 MW für den Regelenergiemarkt präqualifiziert und liefert seit 22. Juli negative Sekundärregelleistung. Auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers wird die Einspeisung binnen fünf Minuten automatisiert reduziert, möglich durch eine eigens entwickelte, redundant ausgelegte Fernwirkinfrastruktur. Geschäftsführer Florian Würtz bringt es auf den Punkt: „Wir lösen ein Problem durch den Einsatz erneuerbarer Energien.“

Zur Einordnung, weil das in mancher Meldung unterging: Borkum I gehört damit zu den Offshore-Windparks, die negative Sekundärregelleistung vermarkten können – der erste ist er nicht. RWE hat mit »Amrumbank West« bereits im Februar 2025 60 MW für dieselbe Produktart präqualifizieren lassen. Neu ist nicht das Prinzip, neu ist, dass es beginnt, Normalfall zu werden. Erneuerbare galten lange als Ursache zusätzlicher Schwankungen, jetzt übernehmen sie selbst Systemdienstleistungen. Der Windpark verkauft nicht mehr nur Kilowattstunden, sondern Verfügbarkeit – und das ist die Währung, in der künftig gerechnet wird.

Und dann kam Agora und verdarb die Stimmung

Bleibt die unangenehmste Meldung der Woche – und die, bei der man am genauesten formulieren muss. Agora Energiewende hat am 28. August eine vorläufige Berechnung für Deutschland vorgelegt: rund 327 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalent im ersten Halbjahr 2026, ein Rückgang von etwa sieben Millionen Tonnen oder zwei Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Die Organisation weist selbst darauf hin, dass der tatsächliche Rückgang geringer ausfallen könnte. Bei gleichbleibendem Tempo käme Deutschland hochgerechnet auf 635 Millionen Tonnen – erlaubt sind nach Klimaschutzgesetz 625. Für das Ziel 2030 wären jährlich rund 40 Millionen Tonnen Einsparung nötig.

Der entscheidende Satz steht in der Ursachenanalyse, und er wird gern überlesen: Agora führt den Rückgang überwiegend nicht auf die Klimapolitik zurück, sondern auf die neuerliche fossile Preiskrise infolge der Blockade der Straße von Hormus seit März – mit rund 7,4 Milliarden Euro Mehrkosten für Öl- und Gasimporte und entsprechenden Produktionsrückgängen im verarbeitenden Gewerbe. Agora-Direktorin Julia Bläsius sagt dazu: „Erneut wird die deutsche Wirtschaft schmerzhaft von fossilen Preisschocks getroffen.“ Dass die Elektrifizierung bei Heizung und Verkehr positiv wirkt, hält Agora ausdrücklich fest – sie ist nur nicht schnell genug. Und das deutsche Umweltministerium hält dagegen, es handle sich um eine unterjährige Schätzung, aus der sich keine Jahresbilanz ableiten lasse. Auch das gehört dazugesagt – Einschätzung eines Thinktanks, Ursachenanalyse und amtliche Gegenposition sind drei verschiedene Dinge.

Was das für Ihren Betrieb bedeutet

Wenn ich diese Woche auf einen Nenner bringen soll, dann auf diesen: Die Phase, in der es genügte, möglichst viele einzelne Anlagen zu installieren, ist vorbei. Was jetzt zählt, ist, ob sie verfügbar sind, wenn man sie braucht, ob sie miteinander reden, ob das Netz sie aufnimmt und ob die Industrie sie überhaupt liefern kann.

Für Sie heißt das dreierlei. Erstens: Fragen Sie Lieferzeiten für Transformatoren, Schaltanlagen und Netzanschlussleistung früher ab und schreiben Sie sie ins Angebot – die Lieferkette und das Anschlussverfahren sind der neue Terminrisikofaktor, nicht mehr das Personal allein. Wenn ein Ladehub in Deutschland auf bis zu zehn Jahre Anschlusserweiterung wartet, ist die Frage nach der verfügbaren Anschlussleistung keine Formalität am Ende der Planung, sondern gehört an ihren Anfang. Zweitens: Lastmanagement, steuerbare Verbraucher und Depotladen sind kein Nischenthema, sondern das Geschäftsfeld, das aus dem Netzengpass entsteht. Der Spar-Standort in St. Pölten ist die Blaupause: Wer einen Betriebshof so auslegt, dass 90 Fahrzeuge mit der vorhandenen statt der dreifachen Anschlussleistung über die Nacht kommen – über Ladefenster, Priorisierung, Pufferspeicher und Eigenerzeugung –, verkauft künftig nicht Geräte, sondern Verfügbarkeit. Und dieselbe Aufgabe stellt sich beim Speditionsbetrieb um die Ecke genauso wie beim Gemeindebauhof. Und drittens: Die heimische Energietechnik hat Unternehmen, die außerhalb der Branche kaum jemand kennt und die gerade an einer strategisch heiklen Stelle der globalen Lieferkette sitzen. Es wäre ein guter Zeitpunkt, ihnen genauer zuzusehen – wir tun das im i-Magazin immer wieder.

Wenn Sie das nächste Mal jemand fragt, wie es um die Energiewende steht, antworten Sie ruhig mit einer Gegenfrage: Reden wir über Gigawatt oder über Maststandorte? Sie werden sehen, wie schnell das Gespräch konkret wird.

Ich wünsche Ihnen einen guten Start in den Spätsommer!

Thomas Buchbauer, Chefredakteur, i-Magazin