Österreichs größter Stromerzeuger aus Wasserkraft hat bei seiner Bilanzpressekonferenz vor dem i-Magazin-Mikro nicht nur Zahlen zum Geschäftsjahr 2025 präsentiert, sondern eine energiepolitische Diagnose vorgelegt. Im Zentrum standen die strukturelle Importabhängigkeit, die Schwächen beim Ausbau von Erzeugung und Netzen, die Kosten fehlender Infrastruktur sowie die Frage, wie ein wasserkraftdominiertes System unter Bedingungen von Trockenheit, Elektrifizierung und Investitionsdruck resilient gehalten werden kann.

Die Aussagen von Verbund-CEO Michael Strugl und Verbund-Vorstand Peter Kollmann zeigen dabei ein klares Bild: Die Debatte über Strompreise, Netzentgelte und Versorgungssicherheit lässt sich nicht mehr getrennt von Erzeugungsstruktur, Netzintegration, Genehmigungsregimen und Finanzierungslogik führen. Der Verbund argumentiert, dass Österreich energiepolitisch nur dann robuster wird, wenn Erneuerbare, Netze, Speicher und Systemplanung gleichzeitig beschleunigt werden.

Österreich diskutiert seit Jahren über Strompreise, Netzkosten, Genehmigungsdauern und Versorgungssicherheit. Die Pressekonferenz des Verbund machte deutlich, dass diese Themen nicht nebeneinanderstehen, sondern technisch und wirtschaftlich untrennbar miteinander verbunden sind. Wenn Wasser fehlt, steigen Importbedarf und Preisrisiko. Wenn Leitungen fehlen, steigen Engpasskosten und Standortnachteile. Wenn Erzeugung unsynchron zum Netz ausgebaut wird, entstehen neue Systemkosten statt Entlastung. Und wenn Investitionen regulatorisch eingefordert, politisch aber gleichzeitig fiskalisch abgeschöpft werden, gerät das Finanzierungssystem unter Druck.

Genau an diesem Punkt setzte die Argumentation des Unternehmens an. Strugl rückte die fossile Importabhängigkeit an den Anfang und formulierte das Grundproblem in ungewöhnlicher Klarheit: Österreich und Europa seien bei Öl und Gas weiterhin in einem Maß von Importen abhängig, das ökonomisch teuer und geopolitisch riskant sei. Für Österreich bezifferte er diese Abhängigkeit mit rund 14 Milliarden Euro pro Jahr für Energieimporte. Sein Befund war eindeutig: „Diese rund 14 Milliarden Euro, die wir ausgeben, um Energie zu importieren, müssen wir verringern.“ Und noch deutlicher: „Wir müssen diese Abhängigkeit kleiner machen.“ Das ist keine abstrakte Zielsetzung, sondern eine Systemfrage. Denn solange in Trockenjahren fehlende heimische Erzeugung durch Gaskraft und zusätzliche Stromimporte ersetzt werden muss, bleibt der Strompreis an externe Krisen gekoppelt.

Verbund-Vorstand Peter Kollmann vor dem Kraftwerk Freudenau, das exemplarisch für die technische Bedeutung der Wasserkraft im österreichischen Energiesystem steht. (Bild: Verbund)

Wasserjahr, Stromimport, Systemstress

Das Geschäftsjahr 2025 war aus Sicht des Verbund kein Normaljahr. Laut den vorgelegten Angaben sank das EBITDA gegenüber dem Vorjahr um 21,3 % auf 2.737,5 Mio. Euro, das Konzernergebnis verringerte sich um 20,6 % auf 1.489,4 Mio. Euro. Als zentrale Ursachen wurden die Normalisierung der Strompreise und vor allem das deutlich geringere Wasserdargebot genannt. Der Erzeugungskoeffizient der Laufwasserkraftwerke lag bei 0,79 und damit 30 Prozentpunkte unter dem Vorjahreswert von 1,09 sowie 21 Prozentpunkte unter dem langjährigen Durchschnitt. Die gesamte Wasserkrafterzeugung verringerte sich um 8.078 GWh beziehungsweise 24,2 % auf 25.370 GWh.

Damit wurde sichtbar, wie stark ein wasserkraftgeprägtes System trotz hoher Erneuerbarenquote auf hydrologische Schwankungen reagiert. Strugl beschrieb die Folge für Österreich mit einer einfachen, aber wirkungsvollen Kette: schlechtes Wasserjahr, mehr thermische Erzeugung, mehr Importe, höhere Anfälligkeit gegenüber Gaspreissprüngen. „Wir mussten 10 Terawattstunden importieren“, sagte er mit Blick auf 2025. Gleichzeitig verwies er darauf, dass Österreich 2024 noch Nettoexporteur war, 2025 aber wieder zum Importeur wurde. Sein Schluss daraus war ebenso technisch wie energiepolitisch: „Wir brauchen mehr eigene Erzeugung.“

Kollmann bestätigte diese Sicht, legte den Schwerpunkt aber stärker auf die Volatilität und Planungsunsicherheit. „Planbarkeit eine echte Herausforderung“ sei inzwischen nicht nur eine Floskel, sondern operative Realität. Die markanteste Überraschung 2025 sei nicht einmal der Strompreis gewesen, sondern „die Trockenheit, 30 Prozent weniger als im Jahr zuvor“. Für ein Unternehmen, dessen Ergebnisstruktur wesentlich von Wasserkraft abhängt, ist das keine meteorologische Randnotiz, sondern ein unmittelbarer Ergebnis- und Risikofaktor.

Besonders bemerkenswert war Kollmanns Einordnung der Trockenheit im Langfristvergleich. Nach seiner Darstellung war 2025 das vierttrockenste Jahr seit 1926. Gleichzeitig betonte er, daraus keinen linearen Trend ableiten zu wollen. Für die energiewirtschaftliche Praxis ist dennoch entscheidend, dass hydrologische Extremjahre nicht mehr bloß als Ausreißer betrachtet werden können, wenn parallel der Strombedarf durch Elektrifizierung steigt und der Ausbau gesicherter Flexibilität hinterherhinkt.

Erneuerbare allein lösen das Problem nicht

Strugl nutzte die Bilanzpressekonferenz, um eine alte, aber in Österreich weiterhin ungelöste Grundfrage neu zuzuspitzen: Wie schnell gelingt zusätzlicher heimischer Zubau tatsächlich? Seine Antwort war doppelt. Erstens wirke zusätzlicher Zubau preislich relativ rasch. Zweitens verhinderten genau jene Rahmenbedingungen, die das Land seit Jahren beschäftigen, oft eben diesen Zubau.

Er verwies darauf, dass in Ländern mit strukturellem Exportüberschuss die Großhandelspreise niedriger seien. Skandinavien, Spanien, Frankreich, zeitweise auch Tschechien wurden in diesem Zusammenhang als Beispiele genannt; teurer seien hingegen Importländer. Der Verbund-Chef zog daraus eine klare Korrelation zwischen heimischer Erzeugung, Importabhängigkeit und Preisniveau. „Je schneller es uns gelingt auszubauen, desto größer die Chance, dass wir auch einen preisdämpfenden Effekt haben“, sagte er.

Doch genau dort beginnt das österreichische Problem. Strugl forderte das angekündigte Erneuerbaren-Ausbaubeschleunigungsgesetz und verlangte, dass das „überragende öffentliche Interesse“ für den Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung durchgängig verankert wird. Besonders deutlich wurde er bei der Wasserkraft. Aus seiner Sicht wäre es systemisch widersprüchlich, gerade diese Technologie aus beschleunigenden Regelungen herauszunehmen. Die Wasserkraft sei in Österreich nicht nur erneuerbar, sondern annähernd grundlastfähig und damit systemisch wertvoll. Seine Botschaft an die Gesetzgebung war unmissverständlich: Für Wasserkraft dürfe es in diesem Zusammenhang „keine Ausnahmen“ geben.

Damit spricht Strugl einen zentralen Zielkonflikt an. Österreich braucht einerseits schnellere Verfahren, andererseits treffen gerade große Infrastruktur- und Erzeugungsprojekte auf naturschutzrechtliche, raumordnungsrechtliche und lokale Akzeptanzbarrieren. Die politische Formel vom beschleunigten Ausbau ist deshalb technisch nur dann belastbar, wenn sie für netzrelevante und systemdienliche Projekte tatsächlich durchgehalten wird.

Wasserkraft bleibt Rückgrat, aber nicht Alleinlösung

Trotz der sichtbaren Risiken eines trockenen Wasserjahres stellte der Verbund die Wasserkraft keineswegs defensiv dar. Im Gegenteil: Sie bleibt der zentrale Investitionsschwerpunkt. Laut den vorgelegten Unterlagen wurden 2025 unter anderem Reißeck II Plus und das Salzachkraftwerk Stegenwald in Betrieb genommen; mehrere Laufkraftwerke werden modernisiert, bei Limberg III wurden Bau- und Anlagentechnik fertiggestellt, auch wenn Schäden an beiden Rotoren die Inbetriebnahme verzögerten. Zusätzlich werden Maschinensätze in mehreren Donaukraftwerken erneuert.

Strugl bezifferte allein die Investitionen in den Austausch von Maschinensätzen zur Leistungssteigerung mit „rund über 600 Millionen Euro“. Hinzu kommen laut seiner Darstellung mehr als 400 Millionen Euro für ökologische Maßnahmen bis 2030. Diese Modernisierungslinie ist technisch plausibel: In einem weitgehend ausgebauten Wasserkraftsystem liegt zusätzlicher Nutzen oft weniger im Neubau als in Revitalisierung, Effizienzsteigerung, Flexibilisierung und ökologischer Nachrüstung.

Kollmann formulierte den systemischen Wert der Wasserkraft sehr pointiert. Wasser sei „ein Juwel, das wir in Österreich haben“, nicht nur weil es CO₂-frei sei, sondern weil es in Dunkelflauten eine Funktion übernehme, die volatile Einspeiser gerade nicht erfüllen können. Genau darin liegt aber auch die strukturelle Lehre aus 2025: Das Rückgrat bleibt unverzichtbar, darf aber nicht als alleinige Sicherheitsarchitektur missverstanden werden. Denn wenn Wasserführung und Preis gleichzeitig auf das Ergebnis wirken, steigt der Druck auf Diversifikation.

Trockenheit verändert die Logik der Ausbauplanung

Eine der aufschlussreichsten Passagen der Pressekonferenz entstand in der Fragerunde zur Trockenheit und zu den Konsequenzen für die künftige Ausbauplanung. Kollmann beantwortete diese Frage nicht meteorologisch, sondern strategisch. „Unser Geschäftsmodell muss resilient sein“, sagte er. Resilienz bedeute für den Verbund, dass das Modell eben nicht nur aus Wasserkraft bestehe, „nicht nur die neuen Erneuerbaren“, sondern auch das Netz einschließe.

Diese Aussage ist energiewirtschaftlich hoch relevant. Denn sie beschreibt Diversifikation nicht als Portfoliobegriff, sondern als Systemantwort auf physische Unsicherheit. Kollmann machte klar, dass das Netz im Unterschied zur Wasserkraft „strompreisunabhängig“ und reguliert sei und damit anders auf Preis- und Trockenheitsrisiken reagiere. Gerade deshalb sei das Netz „nicht wegzudenken vom Ausbau der neuen Erneuerbaren“.

Damit verschiebt sich die Debatte. Trockenheit wird nicht bloß zu einem Erzeugungsproblem, sondern zu einem Argument für integrierte Systemarchitektur. Wer künftig Produktionsstätten, Speicher, Netzanschlusspunkte und Transportkapazitäten plant, muss hydrologische Schwankungen, Einspeiseprofile, regionale Lastschwerpunkte und Redispatch-Kosten gemeinsam denken. Der Verbund leitet daraus offenbar keine Abkehr von Wasserkraft ab, wohl aber eine stärkere Notwendigkeit, Netz, flexible Infrastruktur und neue Erneuerbare synchron zu entwickeln.

Netze entscheiden über Preis und Standort

Peter Kollmann legte einen zweiten Schwerpunkt dort, wo die öffentliche Debatte oft unscharf bleibt: bei den volkswirtschaftlichen Kosten fehlender Infrastruktur. Sein zentrales Beispiel war der Preisunterschied zwischen Österreich und Deutschland im Jahr 2025. Dieser habe mehr als 9 Euro betragen; hochgerechnet auf den österreichischen Strombedarf entspreche das „circa 600 Millionen Euro pro Jahr“, die in Österreich zusätzlich bezahlt würden. Seine Schlussfolgerung: „Warum bezahlen wir mehr? Aufgrund der fehlenden Infrastruktur.“

Damit wird die übliche Diskussion über Netzgebühren auf den Kopf gestellt. Nicht der Netzausbau erscheint hier als Kostentreiber, sondern das Nicht-Ausbauen. Diese Sicht ist gerade für Fachpublikum aus Planung, Netzbetrieb und Infrastruktur relevant, weil sie die Kostenlogik des Systems aufzeigt: Fehlende Übertragungskapazität, unzureichende Kuppelstellen, Engpassmanagement und Redispatch sind nicht bloß technische Nebeneffekte, sondern preiswirksame Systemkosten.

Kollmann ergänzte diese Perspektive um einen zweiten, für die politische Debatte wichtigen Punkt. Auf die Netztarife der APG entfielen „knapp über zwei Prozent“ der durchschnittlichen österreichischen Stromrechnung. Damit relativiert er einen Teil der populären Netzdebatte. Denn wenn Netzinfrastruktur Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit, Energietransformation und Leistbarkeit gleichzeitig tragen soll, dann sind die Kosten nicht isoliert, sondern im Verhältnis zu den vermiedenen Systemkosten zu bewerten.

Strugl koppelte diese Netzfrage an die laufende Reform der Netztarife. Seine Forderung lautet, im neuen Tarifierungsrahmen stärker auf Leistung statt auf reine Arbeit abzustellen. „Wir brauchen eine Tarifierung, die eine starke Leistungskomponente hat“, sagte er. Das ist technisch folgerichtig, weil Netze nach Leistungsspitzen und Anschlusskapazitäten dimensioniert werden, nicht nach Jahresarbeit allein. Für Netzplanung, Lastmanagement und Anreizregime ist diese Forderung deshalb weit mehr als ein Preisthema; sie betrifft die gesamte Signallogik des Systems.

Systemdienlicher Ausbau statt Zubau um jeden Preis

Besonders wichtig war ein Punkt, den Kollmann in der Fragerunde fast nebenbei, tatsächlich aber mit hoher technischer Relevanz formulierte. Neue Erneuerbare seien nur dann sinnvoll, wenn sie „systemdienlich“ ausgebaut werden. Der Begriff ist in der Branche geläufig, wird aber selten so offen mit Kosten unterlegt. Kollmann warnte davor, Erzeugung dort zu errichten, wo keine entsprechende Nachfrage vorhanden ist und der Strom anschließend abgeregelt oder mit zusätzlichem Infrastrukturaufwand abtransportiert werden muss.

Seine Beschreibung war ungewöhnlich konkret: Solche Fehlentwicklungen könnten „100 bis 200 Millionen Euro im Jahr kosten“. Wenn Anlagen an ungeeigneten Standorten errichtet würden, brauche es zusätzliche Umspannwerke, Leitungen und schließlich Engpassmanagement oder Redispatch. Zugleich verwies er darauf, dass sich die Preise für Umspannwerke innerhalb von vier Jahren verdoppelt hätten. Damit benennt der Verbund einen Kernkonflikt des beschleunigten Ausbaus: Geschwindigkeit ohne Netzsynchronisierung ist kein Effizienzgewinn, sondern kann systemisch teuer werden.

Für die Fachpraxis hat das unmittelbare Konsequenzen. Projektentwicklung, Netzanschlussprüfung, Transformatorauslegung, regionale Lastprognosen und Speicherintegration dürfen nicht nachgelagert werden. Wer Erzeugungskapazität ohne Netzsicht zubaut, produziert nicht automatisch Versorgungssicherheit, sondern möglicherweise zusätzliche Engpässe. Kollmanns Satz „Es bringt nichts, wenn wir an einer Stelle, wo wir keine Nachfrage haben, noch mehr Strom hinbauen“ bringt diese Logik auf den Punkt.

Genehmigungen, Akzeptanz und die Grenzen des Rechts

So klar der Verbund den beschleunigten Ausbau fordert, so unmissverständlich beschreibt er auch dessen politische und gesellschaftliche Hürden. Strugl sprach bei Windprojekten offen von wiederholten Ablehnungen in Bürgerentscheiden. Ein erst wenige Tage vor der Pressekonferenz verlorenes Projekt sei mit 13 Stimmen Unterschied gescheitert. „Es ist wahnsinnig schwierig in Österreich beispielsweise Windprojekte umzusetzen“, sagte er. Und er ergänzte, dass sich dieses Problem „alleine mit dem Beschleunigungsgesetz nicht lösen“ lasse.

Diese Aussage ist bemerkenswert, weil sie den juristischen und den gesellschaftlichen Teil des Problems trennt. Ein Beschleunigungsgesetz kann Verfahren straffen, Prioritäten definieren und Rechtslagen klären. Es kann aber lokale Akzeptanz nicht erzwingen. Genau hier liegt ein strukturelles Dilemma der Energiewende in Österreich: Die politischen Ziele sind hoch, die Zustimmung zu konkreten Projekten vor Ort ist oft gering. Bei Photovoltaik sei die Lage einfacher, so Strugl, weil private Aufdachanlagen die höchste Akzeptanz aufwiesen. Bei größeren Anlagen sei auch dort die Umsetzung schwieriger.

Für Planer, Projektentwickler und Netzbetreiber ist diese Diagnose unangenehm, aber realistisch. Denn Genehmigungsbeschleunigung kann nur wirken, wenn Projektpipeline, Flächensicherung, Netzanschluss, lokale Kommunikation und Nutzenverteilung zusammenpassen. Der Verbund deutet an, dass genau diese Synchronisierung derzeit noch nicht ausreichend gelingt.

Im Verbund Innkraftwerk Braunau-Simbach wurde am 13. März 2026 das 135 Tonnen schwere Polrad in die zweite Maschineneinheit eingehoben – ein zentraler Schritt der Revitalisierung zur Effizienzsteigerung der Wasserkraftanlage. (Bild: Verbund)

Investitionen zwischen Ausbaupflicht und Abschöpfung

Die ökonomische Hauptbotschaft der Pressekonferenz war nicht, dass der Verbund zu wenig investiert, sondern dass Investitionen unter den aktuellen fiskalischen und regulatorischen Rahmenbedingungen schwerer finanzierbar werden. Strugl und Kollmann beschrieben dieses Spannungsfeld aus unterschiedlichen Blickwinkeln, kamen aber zum selben Punkt.

Strugl argumentierte, dass die Energiewirtschaft zunehmend Aufgaben finanziere, die eigentlich budgetpolitisch oder sozialpolitisch verortet seien. Er kritisierte insbesondere, dass Sozialtarif und Industriestrompreis aus Sicht des Unternehmens nicht aus dem Sektor selbst finanziert werden sollten. Wörtlich sagte er: „Sozialpolitische Maßnahmen sind aus dem Budget zu finanzieren und nicht durch die Unternehmen.“ Noch schärfer fiel sein Satz zur fiskalischen Gesamtsicht aus: „Wir können nicht die Melkkuh sein für dieses Budget.“

Kollmann formulierte das gleiche Problem bilanziell. Der Verbund sei mit einem dynamischen Verschuldungsgrad von 1 derzeit gut aufgestellt und resilient, doch das sei „ein momentaner Zustand“. Denn der Konzern müsse in den kommenden Jahren 6,8 Milliarden Euro investieren und dafür zusätzlich Kapital am Markt aufnehmen. Seine Mahnung lautete: „Investitionen müssen verdient werden.“ In dieser Logik ist Abschöpfung nicht bloß ein politischer Akt, sondern ein Eingriff in künftige Investitionsfähigkeit.

Laut den präsentierten Angaben ist der Drei-Jahres-Investitionsplan 2026 bis 2028 mit 6,8 Milliarden Euro der höchste in der Geschichte des Unternehmens. Mehr als 4 Milliarden Euro davon sollen in Österreich investiert werden. Kollmann nannte diese Ausgaben „eine Vitaminspritze, die beste Vitaminspritze, die Sie sich vorstellen können für den Wirtschaftsstandort für Österreich“. Hinter dieser zugespitzten Formulierung steht ein klassischer energiewirtschaftlicher Multiplikatoreffekt: Netze, Kraftwerke, Revitalisierung, Speicher und Wasserstoffprojekte erzeugen nicht nur Infrastruktur, sondern heimische Wertschöpfung entlang von Planung, Bau, Ausrüstung und Betrieb.

Merit Order bleibt, Eingriffe bleiben politisch

Ein weiterer Schwerpunkt lag auf der aktuellen europäischen Strommarktdiskussion. Strugl machte deutlich, dass seinem Informationsstand nach das grenzkostenbasierte Preisbildungssystem, also die Merit Order, trotz aller Debatten im Kern bestehen bleibt. Er erinnerte daran, dass nach der letzten Energiekrise eine Marktordnungsreform angekündigt wurde, am Ende aber das Grundmodell erhalten blieb. Seine Diagnose: „Letztendlich ist das grenzkostenbasierte Preisbildungssystem, also die Merit Order geblieben.“

Gleichzeitig stellte er klar, dass flankierende Instrumente wichtiger werden. Er nannte PPAs (Power Purchase Agreements), zweiseitige Differenzverträge, steuerliche Entlastung, CO₂-Kosten und Infrastrukturmaßnahmen. Auffällig war, dass er das von der Kommissionspräsidentin adressierte Instrumentarium nicht gegen den Markt stellte, sondern als Ergänzung dazu. Einzelstaatliche Eingriffe, etwa nach iberischem oder italienischem Vorbild, würden laut seiner Darstellung von der Kommission „Case by Case“ geprüft, vor allem im Hinblick auf Versorgungssicherheit und Marktverzerrungen.

Für Österreich ist diese Debatte deshalb relevant, weil sie zeigt, dass die politische Erwartung an rasche Strompreisentlastung nicht automatisch mit einer grundlegenden Abkehr vom europäischen Marktdesign beantwortet wird. Die eigentlichen Hebel liegen aus Sicht des Verbund derzeit eher in Infrastruktur, Abgabenlogik, ETS-Nutzung und Ausbaugeschwindigkeit.

Ein Stromsystem braucht mehr als gute Jahreszahlen

Die Bilanzpressekonferenz des Verbund war damit weit mehr als eine Ergebnispräsentation. Sie zeigte ein Energiesystem, das zugleich stark und verletzlich ist. Stark, weil Österreich mit der Wasserkraft, dem regulierten Netz und den geplanten Milliardeninvestitionen weiterhin über echte systemische Substanz verfügt. Verletzlich, weil Trockenheit, Importabhängigkeit, verzögerte Genehmigungen, mangelnde Akzeptanz und fiskalische Abschöpfung genau jene Bausteine unter Druck setzen, die für die nächste Ausbaustufe gebraucht werden.

Strugl brachte das Grundproblem in einer einzigen Richtungsaussage unter: Österreich müsse mehr selbst erzeugen, schneller ausbauen und seine fossile Abhängigkeit verkleinern. Kollmann ergänzte die operative Perspektive: Dieses System müsse resilient, diversifiziert und netzintegriert sein. Zusammengenommen ergibt das eine bemerkenswert klare energiepolitische Botschaft. Nicht die einzelne Technologie entscheidet, sondern das Zusammenspiel von Wasserkraft, neuen Erneuerbaren, Netz, Flexibilität, Regulierung und Finanzierung.

Gerade für die Elektrotechnik- und Energiewirtschaft ist das die eigentlich relevante Nachricht dieser Pressekonferenz. Der Engpass der nächsten Jahre liegt nicht in fehlenden Zielen, sondern in der Fähigkeit, Systemarchitektur schneller in Realität zu überführen. Wer Erzeugung, Netz und Investitionsrahmen weiter getrennt diskutiert, wird weder Preise nachhaltig dämpfen noch Versorgungssicherheit günstiger machen. Der Verbund hat das in Wien nicht als Vision formuliert, sondern als nüchternen Betriebsbefund.

Quellen:

• Transkript der Verbund-Pressekonferenz vom 18.03.2026.
• Dokumentierte Unternehmensangaben zum Geschäftsjahr 2025 und Ausblick 2026.