Am 5. März 2026 präsentierten Barbara Schmidt, Michael Strugl von Oesterreichs Energie und Anton Burger von Compass Lexecon in Wien das „Zielbild 2040“ für das österreichische Stromsystem. Vorweg: Mit entscheidend ist – wenn man sich selbst ein Bild machen möchte – die Herkunft der Zahlen: Compass Lexecon hat die Studie im Auftrag von Oesterreichs Energie erstellt. Das ordnet die Aussagen ein: Man sieht ein Branchen-Zielbild, das auf Modellannahmen basiert – und Zielkonflikte eher dort erkennt, wo sie für Systemkosten, Netzbetrieb und Umsetzungstempo relevant werden.
Wer Netze plant oder betreibt, erlebt „Erneuerbare“ nicht als Jahreszahl, sondern als Betriebszustand. Es gibt Stunden, da fällt die lokale Erzeugung im Ortsnetz zeitgleich an, während der Verbrauch niedrig ist. Dann steigen Spannungen in bestimmten Strängen an, Betriebsmittel laufen näher an Grenzwerte, Schutz- und Regelkonzepte werden zum Thema – und die Frage lautet nicht „Haben wir genug Strom?“, sondern „Wie viel davon verträgt dieses Netz in dieser Stunde, in diesem Abschnitt, unter diesen Randbedingungen?“.
Vor diesem Hintergrund stand das Pressegespräch der E-Wirtschaft in Wien. Die drei Protagonisten am Podium stellten keine Neuheiten vor, sondern argumentierten für eine bestimmte Sicht auf das Gesamtsystem: Nicht die Jahresbilanz entscheidet, sondern Stundenprofile, Flexibilität und Netzdimensionierung – und die Frage, wie man Systemkosten begrenzt, ohne Versorgungssicherheit zu verlieren. Das wird über die Studie von Compass Lexecon, beauftragt von Oesterreichs Energie, als Rechenbild unterlegt. Und genau dort beginnt die fachliche Arbeit: Was sagt dieses Rechenbild – und was sagt es nicht?
Wer rechnet – und wofür steht das Rechenbild?
Das „Zielbild 2040“ wird als Systemmodellierung präsentiert, erstellt von Compass Lexecon im Auftrag von Oesterreichs Energie. Damit ist die Perspektive klar: Es ist ein Blick der Stromwirtschaft auf das Stromsystem, verbunden mit konkreten Forderungen an Rahmenbedingungen, Genehmigungen, Tarife und Ausbaupfade. Das ist nicht per se „richtig“ oder „falsch“, aber es ist eine Ausgangslage, die man im Kopf behalten muss, wenn aus Modellzahlen politische Leitlinien werden sollen.
Barbara Schmidt setzt die Leitplanke über Resilienz und Krisenerfahrung. „Eines ist auch – so etwas wie bei der Energiekrise, ausgelöst durch den Ukraine-Krieg 2022, darf nie wieder passieren.“ Und sie begründet die Transformation explizit als Robustheitsprojekt: „Wir brauchen die Transformation auch, um resilienter zu werden als Staat, als Volkswirtschaft.“ Beide Sätze sind Teil des Pressegesprächs an dem das i-Magazin teilnimmt und werden von Oesterreichs Energie als Motivation für das Zielbild 2040 geführt.
Michael Strugl macht daraus eine volkswirtschaftliche Rechnung. „Wir, Österreich, geben pro Jahr für Energieimporte mehr als 10 Milliarden Euro aus – und dieses Geld kann man anders investieren.“ In der Logik der E-Wirtschaft ist das der Übergang von Klimadebatte zu Systemkosten: Importabhängigkeit wird als Preis- und Verfügbarkeitsrisiko dargestellt, das sich im Stromsystem – direkt über Erzeugungskosten und indirekt über Absicherungs- und Infrastrukturausgaben – niederschlägt.
Damit ist auch das Spannungsfeld skizziert, das in Wien mitschwang: Oesterreichs Energie tritt als Auftraggeber eines Systemmodells auf und nutzt dessen Ergebnisse, um Ausbau und Regeln zu argumentieren. Wer dieses Zielbild bewertet, muss daher immer zwei Ebenen unterscheiden: Erstens die physikalisch-technische Plausibilität (Stundenprofile, Winterlücke, Netzengpässe). Zweitens die systempolitische Interpretation (welcher Ausbaupfad, welche Verteilung der Kosten, welche Tariflogik).
Nachfrage als Drehknopf: 115–116 TWh oder 125 TWh?
Im Zielbild 2040 nennt Oesterreichs Energie – gestützt auf die Compass-Lexecon-Modellierung – eine Stromnachfrage von rund 115 bis 116 TWh pro Jahr. Diese Zahl ist kein Randdetail, sondern ein Drehknopf: Sie beeinflusst, wie groß die Winterlücke ausfällt, wie oft Überschussstunden auftreten, wie stark Speicher und Netze dimensioniert werden müssen – und wie hoch Systemkosten pro transportierter und nutzbarer Kilowattstunde werden.
Zum Vergleich: Die Studie „Flexibilitäts- und Speicherbedarf im österreichischen Energiesystem“ (2025) wird – in der hier vorliegenden Gegenüberstellung – mit rund 125 TWh geführt. Das ist keine kosmetische Abweichung. Wer höher rechnet, braucht entweder mehr inländische Erzeugung, mehr Importstunden, mehr steuerbare Reserve – oder mehr Flexibilität, um die Volatilität wirtschaftlich zu integrieren. Schon deshalb ist es relevant, dass Oesterreichs Energie den Nachfragepfad als „Realitätscheck“ nach unten korrigiert: Ein niedrigerer Bedarf reduziert tendenziell den Zwang zu Überdimensionierung von Netzen und Speichern, setzt aber zugleich voraus, dass Elektrifizierung und Industrieumbau tatsächlich langsamer verlaufen, als in früheren Szenarien angenommen.
Strugl adressiert in diesem Zusammenhang Skaleneffekte, allerdings als Argumentationslinie der E-Wirtschaft: „Wenn wir das System transformieren, dann müssen wir es auf möglichst viele verteilen können. Wir brauchen die Skaleneffekte, dann wird es hocheffizient.“ Übersetzt heißt das: Je mehr Endanwendungen (Industrie, Wärme, Mobilität) elektrifizieren, desto besser lassen sich die Fixkosten eines ausgebauten Systems auf mehr Nutzer verteilen. Diese Logik ist zentral, weil sie die Brücke zur Tarifdebatte schlägt: Ein System kann volkswirtschaftlich effizient sein – und trotzdem im Verteilnetz teuer werden, wenn Leistungspeaks unkoordiniert wachsen. Genau an dieser Stelle positioniert Oesterreichs Energie später ihre Forderung nach stärker leistungsorientierten Netztarifen; es ist eine Branchenposition, die aus dem Zielbild abgeleitet wird.
Strommix 2040: Wasser als Anker, Wind als Winterhebel, PV im Korridor
Im Zielbild 2040 bleibt Wasserkraft die größte Säule: 46,3 TWh Jahreserzeugung, 10,5 GW Lauf- und Speicherkraft, ergänzt um 4,1 GW Pumpspeicher. Wind wird als zentraler Ausbaupfad gesetzt: 35,7 TWh bei 13,4 GW installierter Leistung (gegenüber 4,1 GW im Jahr 2025). Photovoltaik wird mit 22,9 TWh und 21,0 GW in einem als optimal bezeichneten Bereich von 15 bis 25 GW geführt.
Windkraftanlagen in winterlicher Landschaft – Wind wird im Zielbild 2040 als zentraler Hebel zur Schließung der Winterstromlücke beschrieben. (©www.i-magazin.com / auf Midjourney erstellt.)
Die rhetorische Kernstelle dazu liefert Strugl: „Dort, wo wir momentan den größten Gap haben zwischen dem, was wir brauchen und dem, was wir derzeit sehen an Projekten, ist der Wind.“ Das ist im Kontext des Zielbilds keine Technikromantik, sondern eine Stunden-Argumentation: Wind wird als Antwort auf jene Monate positioniert, in denen PV strukturell schwach ist und die Wasserkraft – je nach Hydrologie – nicht den ganzen Ausgleich leisten kann. Das Zielbild versucht damit, die Diskussion vom Jahresmix in die kritischen Stunden zu verlagern.
Anton Burger verankert das Zielbild als Branchen-Perspektive: „Die Stromstrategie 2040 ist sozusagen das Zukunftsbild der österreichischen E-Wirtschaft.“ Dieser Satz ist wichtig, weil er die Reichweite benennt: Es ist ein Zukunftsbild der E-Wirtschaft – nicht automatisch das Zukunftsbild aller Stakeholder. In der Praxis wird die Reibung dort entstehen, wo Ausbaupfade in Genehmigungen, Flächenpolitik und Netzinvestitionen übersetzt werden müssen.
Photovoltaik: billig, teuer – und warum das kippen kann
Der prägnanteste Satz des Tages stammt von Anton Burger: „Photovoltaik ist gleichzeitig der billigste und der teuerste Strom im Stromsystem.“ Gemeint ist der Unterschied zwischen günstiger Erzeugung pro kWh und steigenden Kosten, die entstehen können, wenn viele PV-Anlagen gleichzeitig produzieren und das System Überschüsse transportieren, speichern oder abregeln muss. Oesterreichs Energie nutzt diesen Satz als Einstieg, um PV nicht als reine Ausbau-Erfolgsstory zu erzählen, sondern als Systemkostenfrage.
Burger formuliert den Kipppunkt ausdrücklich: „Irgendwann einmal ist sozusagen ein weiterer Photovoltaikzubau im System keine Kostenersparnis mehr, sondern ein Kostentreiber, und dann sollte man aufhören.“ Darauf baut die zentrale These der E-Wirtschaft auf: Auf Basis der Compass-Lexecon-Modellierung gebe es ein PV-Optimum zwischen 15 und 25 GW; im Zielbild wird 21 GW angesetzt. Die Begründung lautet – in der Argumentation von Oesterreichs Energie – nicht „PV ist schlecht“, sondern: Ab einem gewissen Punkt sinkt der zusätzliche Systemnutzen, während die Aufwände für Integration steigen.
In den vorliegenden Angaben werden dazu Netto-Nutzenwerte genannt (Marktwert und Preissenkung minus Kosten, bei moderaten Investitionskosten): Bei 25 GW PV rund +10 Mio. Euro pro Jahr, bei 30 GW rund -44 Mio. Euro, bei 35 GW rund -119 Mio. Euro. Oesterreichs Energie interpretiert diese Kurve als Hinweis darauf, dass zusätzlicher PV-Zubau über das Optimum hinaus volkswirtschaftlich kippen kann. Gleichzeitig wird betont, dass Netzkosten in solchen Betrachtungen nicht immer vollständig enthalten sind. In der Konsequenz heißt das nicht, dass die genannten Millionenwerte „die Wahrheit“ wären; es heißt, dass die Richtung – Kippverhalten bei zunehmender Gleichzeitigkeit – im Zielbild als systemischer Mechanismus verstanden wird.
Diese Stelle verdient eine klare, verständliche Einordnung: Die Zahlen stammen aus einer Modellrechnung (Compass Lexecon) im Auftrag eines Branchenverbandes (Oesterreichs Energie). Modellzahlen sind damit keine Messwerte, sondern Ergebnisse unter bestimmten Annahmen (Preisprofile, Investitionskosten, Ausbaupfade, Flexibilität). In der Lesart von Oesterreichs Energie sind sie ausreichend, um eine politische Botschaft zu begründen: PV soll nicht endlos wachsen, sondern in einen Systemkorridor gebracht werden, in dem Netze, Speicher und Betriebseingriffe nicht überproportional teuer werden.
Burger zieht daraus auch eine Vergütungslogik: „Es ist einfach ein volkswirtschaftlicher Mehraufwand, wenn Einspeiser Strom gut vergütet bekommen, der zu diesem Zeitpunkt am Großhandelsmarkt eigentlich gar nichts mehr wert ist.“ Damit ist das Ziel klar: Oesterreichs Energie will Vergütungen stärker an Stundenwerten ausrichten, insbesondere in Zeiten negativer Preise. Das ist eine Branchenforderung – sie verschiebt Risiken und Erträge – und sie hängt unmittelbar an der Frage, wie man Überschussstunden bewirtschaftet, ohne die Gesamtkosten zu erhöhen.
Netze, Tarife, Spitzen: die „Pfingstmontag“-Logik
Die Netzdiskussion wurde in Wien mit einem Satz kondensiert: „Wir können nicht ein Stromnetz bauen für den Pfingstmontag, das ist volkswirtschaftlich ineffizient und kostet enorm viel“, meint Michael Strugl. Gemeint ist: Wenn Netze für sehr seltene Extremspitzen dimensioniert werden, steigt der Ausbauaufwand stark, während die zusätzliche Kapazität die meiste Zeit ungenutzt bleibt. Das ist eine betriebswirtschaftliche Realität im Netzbau, die in der Praxis seit Jahren zu Zielkonflikten führt: Man kann Grenzwertverletzungen vermeiden, indem man massiv baut – oder indem man Spitzen begrenzt und Flexibilität aktiviert. Beides hat Kosten, aber an unterschiedlichen Stellen.
Aus dieser Logik leitet Oesterreichs Energie – gestützt auf das Zielbild von Compass Lexecon und die Aussagen am Podium – mehrere Stoßrichtungen ab: Spitzenmanagement (Spitzenkappung, insbesondere bei neuen PV-Anlagen), eine stärkere Bepreisung von Leistung (kW-Komponenten im Netztarif) sowie Ansteuerbarkeit von Anlagen, um Netzbetrieb und Systemkosten zu stabilisieren. Wichtig ist die Kennzeichnung: Das sind Positionen der E-Wirtschaft, die aus dem Zielbild abgeleitet werden, nicht neutrale Feststellungen über „die einzig mögliche Lösung“.
Strugl formuliert die Einspeiselogik entsprechend: „Was zahlen wir eigentlich für den Strom, der eingespeist wird? Und die Antwort ist für mich relativ einfach: Das, was der Markt hergibt.“ Damit wird eine marktorientierte Linie gezogen, die Förder- und Vergütungssysteme in Überschussstunden stärker an Stundenpreisen ausrichten will. Ob und wie das gesellschaftlich akzeptiert und regulatorisch umgesetzt wird, ist eine zweite Ebene; in Wien war es als Richtung der E-Wirtschaft klar erkennbar.
Batteriespeicher: Österreichs Pfad – und Deutschlands Antragswelle als Kontrast
Im Zielbild 2040 wird ein Ausbau ansteuerbarer (Groß-)Batteriespeicher von 1,1 GW (2025) auf 3,2 GW (2040) skizziert. Diese Größe wird im Zielbild als Baustein verstanden: Batterien sollen kurzfristige Volatilität glätten, Überschüsse aufnehmen und Lastspitzen dämpfen. Der Pfad wirkt im Vergleich zu anderen Debatten moderat – und genau hier wird ein Blick nach Deutschland interessant, weil er ein anderes Phänomen zeigt: nicht gebaute Realität, sondern eine Anschluss- und Projektierungswelle.
In Deutschland liegt – laut BDEW-Auswertung auf Basis von Angaben der vier Übertragungsnetzbetreiber und 17 großen Verteilnetzbetreibern – ein enormes Netzanschluss-Antragsvolumen für Großbatteriespeicher (ab 1 MW) vor: über 720 GW. Genehmigt wurden bislang mindestens 78 GW. Zusätzlich zeigt eine Umfrage, dass bei reinen Batteriespeichern nur 21 % der Anfragen eine Zusage für einen Netzanschluss vor 2028 erhalten haben; bei kombinierten Projekten (Solar plus Speicher) liegt dieser Wert bei 37 %. Diese Zahlen stehen als Kontrastfolie im Raum: Sie zeigen, wie schnell Speicher „auf dem Papier“ in Größenordnungen wachsen können – und wie rasch Netzanschluss zum Flaschenhals wird, wenn Projektierung und reale Netzaufnahmefähigkeit auseinanderlaufen.
Für Österreich ist damit eine fachlich naheliegende Frage gestellt – nicht als Behauptung, sondern als Prüfpunkt: Warum ist der österreichische Speicherpfad im Zielbild (3,2 GW bis 2040) im Vergleich zu Deutschlands Antragsvolumen so viel kleiner? Eine erste, banale Antwort lautet: Antragsvolumen ist nicht Realisierung. 720 GW sind kein gebauter Speicher, sondern ein Indikator für Marktchancen, Anschlussstrategien und – möglicherweise – auch für „Reservierungslogiken“, wenn Kapazitäten als knapp wahrgenommen werden.
Aber auch nach dieser Korrektur bleibt die Frage relevant, weil sie auf strukturelle Unterschiede hinweisen kann. Oesterreichs Energie setzt im Zielbild stark auf Wasserkraft und Pumpspeicher als Flexibilitätsbasis, begrenzt PV in einem Optimum-Korridor und reduziert damit – in der eigenen Argumentation – den Zwang zu extremen Batterie-Skalierungen. Deutschland hingegen ist in der Debatte stark auf Batterien als tägliche Flexibilitätsmaschine fokussiert, weil PV-Ausbaupfade und Netzzwänge eine andere Größenordnung erreichen.
Container-Batteriespeicher an einem Umspannwerk – Großspeicher werden als ansteuerbare Flexibilität diskutiert, Netzanschlüsse werden zum Engpass. (©www.i-magazin.com / auf Midjourney erstellt)
Dazu kommt ein zweiter Vergleich, diesmal innerhalb Österreichs: Die Flexibilitätsstudie 2025 (APG, PV Austria, TU Graz, d-fine) wird in der vorliegenden Gegenüberstellung mit 8,7 GW Batterien (allerdings auch „nur“ 2,7 GW Großspeicher plus 6,0 GW Kleinspeicher) geführt und mit einem PV-Pfad von 41 GWpeak. Damit wird die Logik sichtbar: Wer sehr hohe PV-Kapazitäten integrieren will, landet bei deutlich höheren Batterie- und Netzausbau-Erfordernissen. Oesterreichs Energie argumentiert dagegen entlang eines Optimums: PV begrenzen, Wind und Wasser forcieren, Systemkosten dämpfen, dadurch Speicherbedarf moderater halten. Beide Bilder sind in sich konsistent – sie stehen für unterschiedliche Planungsphilosophien.
Die offene, fachlich saubere Frage an Österreich lautet daher: Liegt die „kleinere Zahl“ an Batteriespeicher im Zielbild an einer realistischeren Systemannahme, an einer anderen Flexibilitätsbasis (Pumpspeicher/Wasser), an anderen Markt- und Erlöserwartungen, an einer anderen Netzanschlusskultur – oder schlicht daran, dass Österreich solche Antragsmengen nicht aggregiert sichtbar macht? Ohne Transparenz über Anschlussbegehren und deren Status lässt sich diese Frage nicht seriös beantworten. Sie bleibt aber als wichtiger Prüfstein stehen, weil sie zeigt, wie sehr Speicherpolitik heute auch Netzanschlusspolitik ist.
WWF und Alpenverein: Einigkeit bei der Richtung, Reibung bei der Umsetzung
Die Gegenüberstellung von WWF, Alpenverein und Oesterreichs Energie zeigt grundsätzliche Einigkeit bei der Notwendigkeit der Energiewende, aber deutliche Unterschiede in der Umsetzung – besonders beim Thema Wasserkraft.
Oesterreichs Energie sieht in der Wasserkraft trotz hohen Ausbaustands weiteres Potenzial und fordert einen Zubau von +5 TWh bis 2030; kritisiert wird vor allem die lange Dauer der Genehmigungsverfahren. WWF und Alpenverein fordern hingegen einen Stopp für Großprojekte wie den Ausbau des Kraftwerks Kaunertal und argumentieren, die Wasserkraft sei bereits „extrem ausgebaut“; der Fokus müsse stattdessen auf der Modernisierung und Effizienzsteigerung bestehender Anlagen liegen.
Auch bei der Prioritätensetzung gehen die Sichtweisen auseinander. Oesterreichs Energie legt den Schwerpunkt auf Ausbau von Erzeugung (Wind, Wasser, PV), um Importabhängigkeit zu verringern und Resilienz zu erhöhen; Elektrifizierung wird als Hebel zur Kostendämpfung gesehen. Der WWF fordert eine „Offensive gegen Energieverschwendung“: Eine echte Energiewende müsse zuerst beim Verbrauch ansetzen, weil jede eingesparte Kilowattstunde die Abhängigkeit von Öl und Gas unmittelbar reduziert.
Schaltanlage im Verteilnetz – die Diskussion um Stundenprofile, Spitzen und Systemkosten beginnt in der Praxis oft am Netzpunkt. (©www.i-magazin.com / auf Midjourney erstellt)
Ein dritter Konfliktpunkt liegt in der Risikobewertung im Alpenraum. WWF und Alpenverein warnen vor Sicherheitslücken durch den Klimawandel im Hochgebirge: schwindende Gletscher und tauender Permafrost erhöhen Risiken von Felsstürzen, Muren und Flutwellen in Speicherseen; UVP-Bewertungen würden teils mit veralteten Daten arbeiten. Oesterreichs Energie thematisiert den Klimawandel im Zielbild primär als Transformations-Treiber und als Ursache schwankender Erträge (trockene Jahre), alpine Naturgefahren stehen im Pressegespräch nicht im Vordergrund.
Bei Wind und Photovoltaik gibt es wieder mehr Schnittmenge: Beide Seiten sehen PV und Wind als zentrale Säulen mit großen Potenzialen. Oesterreichs Energie betont jedoch – auf Basis der Compass-Lexecon-Studie – den Kipppunkt der PV-Systemkosten (Optimum 15–25 GW). Der WWF drängt auf naturverträglichen Ausbau, um Biodiversitätsrisiken nicht zu verschärfen. Daraus folgt ein praktischer Befund: Selbst wenn sich alle auf „mehr Erneuerbare“ einigen, sind die Konflikte bei Flächen, Naturverträglichkeit, Genehmigungslogik und Netzfolgekosten weiterhin voll da.
Strommarkt, Merit-Order, Krisenregeln: Koordination statt Reflex
Die Merit-Order-Debatte wurde in Wien nicht als „Verteidigung“ geführt, sondern als Erfahrungsbericht aus Brüssel. Strugl beschreibt, dass er bei seiner jüngsten Reise dort faktisch niemanden getroffen habe, der eine belastbare, praktikable Alternative zur Merit-Order als Preisbildungsmechanik anbieten konnte. Diese Beobachtung war im Kontext des Pressegesprächs der Hinweis: Die Diskussion um „weg mit Merit-Order“ läuft politisch schnell, aber die Alternative ist technisch und marktdesign-seitig nicht trivial – und in den Gesprächen auf EU-Ebene offenbar nicht mit einem überzeugenden Ersatzmodell hinterlegt.
Gleichzeitig wird betont, dass Eingriffe in Krisen möglich sein müssen, aber regelgebunden und koordiniert: „In einer Krise sind Eingriffe gerechtfertigt. Aber ein Learning muss sein: Wir können nicht wieder Wildwest machen.“ Und zur Gefahr nationaler Sonderwege: „Nationale Alleingänge, die sozusagen überhaupt nicht zusammenpassen mit anderen Maßnahmen, sind problematisch.“
Diese Aussagen sind im Kern eine Forderung nach Planbarkeit. Denn große Investitionen in Wind, Wasser, Netze und Speicher reagieren sensibel darauf, ob Marktregeln im Krisenfall stabil bleiben oder in nationale Ad-hoc-Lösungen zerfallen. Oesterreichs Energie setzt hier auf EU-Koordination als Voraussetzung, damit Investitionspfade nicht nachträglich entwertet werden.
Ein Zielbild, das man prüfen muss – nicht glauben
Wenn man das Pressegespräch in einen Satz verdichten will, dann so: Oesterreichs Energie präsentiert mit dem Zielbild 2040 (Compass Lexecon) eine Systemarchitektur, die Ausbau nicht als „so viel wie möglich“, sondern als „so viel wie systemisch sinnvoll“ argumentiert. Das ist der Kern der PV-Optimum-These, der Wind-Winter-These, der Netz-Spitzen-These und des Speicherpfades von 3,2 GW bis 2040.
Die kritische Frage ist nicht, ob diese Thesen „streng“ sind. Die kritische Frage lautet: Tragen die Annahmen – und wer trägt die Nebenwirkungen? Wenn PV-Vergütungen stärker am Stundenwert hängen sollen, verschiebt sich Risiko zu Erzeugern. Wenn Netztarife stärker leistungsorientiert werden, verschiebt sich Kostenverteilung zwischen Kundengruppen. Wenn man „nicht für den Pfingstmontag“ baut, braucht es technische und regulatorische Instrumente, um Spitzen tatsächlich zu begrenzen, ohne Versorgungssicherheit zu verschlechtern.
Und schließlich: Der Blick nach Deutschland zeigt, wie rasch Batterien von der technischen Option zur administrativen Knappheit werden können – wenn Anschlussanträge explodieren und die reale Anschlussfähigkeit nicht nachkommt. Österreich hat im Zielbild einen deutlich kleineren Speicherpfad. Ob das ein Zeichen für eine andere Systemlogik (Wasser/Pumpspeicher), für vorsichtigere Annahmen oder für ein Thema ist, das hierzulande noch nicht in gleicher Weise sichtbar eskaliert, bleibt eine offene Frage – aber eine, die sich in den nächsten Jahren sehr konkret beantworten wird: nicht in Debatten, sondern in Netzanschlüssen, Investitionsentscheidungen und Betriebsstunden.