Wien steckte im Grau fest, der restliche Osten des Landes ebenso. Der Ost-West-Vergleich deckt die Karten auf: Während der Westen in Teilen sogar überdurchschnittlich sonnig durch den Winter kam, verlief die Saison in der Osthälfte deutlich trüber. Das allein wäre noch kein energiewirtschaftlicher Befund. Doch der Winter 2025/26 fiel in eine Phase, in der Österreichs Stromsystem ohnehin unter Spannung stand: steigende Elektrifizierung anderer Bereiche, volatile Einspeisung, steigende Anforderungen an Netze und Flexibilität – und nun auch noch Wetterbedingungen, die gleich mehrere tragende Säulen gleichzeitig schwächten.

Denn die kritische Lage hatte mehrere Ursachen. Geringe PV-Erzeugung, schwacher Wind, hohe Last und steigende Importabhängigkeit waren nur ein Teil des Bildes. Hinzu kam, was bei einem Wasserkraftland wie Österreich besonders schmerzt: das deutlich geringere Wasserdargebot. Laut Verbund lag der Erzeugungskoeffizient der Laufwasserkraftwerke 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 Prozent auf 25.370 GWh. Das macht deutlich, wie empfindlich selbst ein wasserkraftgeprägtes System reagiert, wenn hydrologische Reserven ausbleiben.

Wenn Wetterdaten plötzlich energiewirtschaftlich werden

Spätestens hier endet die meteorologische Erzählung und beginnt die systemische. Die APG definiert in einem dem i-Magazin vorliegenden Papier eine Dunkelflaute pragmatisch als Zustand, in dem die Verfügbarkeit von Wind und PV im Tagesmittel unter 10 Prozent der installierten Maximalleistung liegt. Zwischen Oktober 2025 und Februar 2026 trat genau dieser Zustand an rund 50 Prozent der Tage auf. Das ist keine Randnotiz mehr. Das ist ein Muster. Und dieses Muster führt direkt zur eigentlichen Kernfrage jeder Energiewende: Wie viel von der auf dem Papier vorhandenen Leistung ist in kritischen Stunden tatsächlich verfügbar?

Die Antwort darauf fiel ernüchternd aus. Entscheidender als die absolute Zahl ist der Anstieg: Österreich erhöhte seine installierte Kraftwerksleistung binnen fünf Jahren von 24 auf 33 GW, also um 37,5 Prozent. Getrieben wurde dieser Zuwachs laut APG vor allem vom PV-Boom. Am 1. Februar 2026 waren jedoch nur rund 5 GW tatsächlich verfügbar. Genau darin liegt das Paradox dieses Winters. In jenen Stunden, in denen das System wirklich zeigen muss, was es kann, zählt keine Ausbauzahl, sondern nur reale Verfügbarkeit.

Damit wird ein Missverständnis sichtbar, das in der Debatte immer wieder auftaucht: Installierte Leistung ist nicht gleich gesicherte Leistung. Ein Land kann in Rekordtempo neue PV-Leistung errichten und trotzdem in kritischen Winterstunden verletzlicher werden, wenn gleichzeitig steuerbare Kapazitäten schrumpfen, das Netz nicht mitwächst und hydrologische Reserven ausbleiben. Genau das machte der Winter 2025/26 in aller Härte sichtbar.

Der Krisentag: 1. Februar 2026

Manchmal erklärt ein einziger Tag ein ganzes Energiesystem besser als jede Jahresbilanz. Der 1. Februar 2026 war so ein Tag. APG führt ihn als Beispieltag ohne Sonne und Wind. Die Importmenge erreichte historische 106 GWh, die Importspitze lag bei 4.300 MW. Gleichzeitig mussten thermische Kraftwerke rund 2.500 MW bereitstellen, während die Wasserkraft nur eingeschränkt stützte.

Gerade diese Kombination macht den 1. Februar so brisant. Die Photovoltaik spielte praktisch keine Rolle, die Windkraft blieb schwach, und auch die Wasserkraft lieferte deutlich weniger als jenes stabile Fundament, auf das Österreich im Winter traditionell baut. Das Defizit wurde nicht von einer einzelnen Technologie abgefangen, sondern durch ein Zusammenspiel aus Importen und thermischer Erzeugung. Das System hielt – aber es hielt nicht deshalb, weil erneuerbare Überkapazitäten das Problem schon gelöst hätten. Es hielt, weil Österreich auf steuerbare Kraftwerke und europäische Marktintegration zurückgreifen konnte.

Genau deshalb ist dieser Tag mehr als eine Fallstudie. Er ist der physische Beweis dafür, dass die Winterlücke keine theoretische Rechengröße ist. Sie wird real, wenn mehrere günstige Annahmen gleichzeitig wegfallen und dann folgendes passiert: wenig Sonne, wenig Wind, wenig Wasser, hohe Last. Dann entscheidet sich, ob das Energiesystem nur bilanziell gut aussieht – oder ob es praktisch tragfähig ist.

Die Winterbilanz: Importe und kalorische Kraftwerke hielten das System zusammen

Über den Zeitraum Oktober 2025 bis Februar 2026 deckten Importe laut APG 6.109 GWh und damit 21 Prozent des Verbrauchs. Ebenfalls 21 Prozent entfielen auf kalorische Kraftwerke mit 5.992 GWh. Die Wasserkraft trug 10.960 GWh bei, davon 7.941 GWh Laufwasserkraft; Wind kam auf 3.922 GWh, Photovoltaik auf 822 GWh, Sonstige auf 980 GWh. Die Grafik der APG ist dabei unmissverständlich: Importe und Gaskraftwerke glichen den Rückgang der Laufwasserkraft gegenüber dem Vergleichszeitraum aus.

Auch die Wochenbetrachtung zeigt dasselbe Bild. Die Gaskraftwerke waren durchgehend im Einsatz, die Wasserführung blieb gering, und die Winterlücke war nur durch hohe Importe zu schließen. Das ist energiewirtschaftlich eine bemerkenswerte Aussage. Denn sie bedeutet, dass Österreich im Winter 2025/26 nicht bloß zusätzliche Flexibilität brauchte, sondern strukturell auf externe Stromzufuhr angewiesen war, um die Last zu decken.

Im Jänner 2026 wurde diese Abhängigkeit noch schärfer sichtbar. Laut APG waren alle verfügbaren Kraftwerksressourcen im Einsatz. Die gesamte installierte thermische Leistung von rund 3.500 MW wurde für Lastdeckung und Redispatch gebraucht. Das ist der Moment, in dem aus einer Diskussion über Ausbaupfade eine Diskussion über Systemarchitektur wird.

Mehr Ausbau – aber weniger Sicherheit?

Die eigentliche Fallhöhe dieses Winters liegt im Kontrast zwischen Ausbau und Absicherung. Österreich hat seine installierte Leistung in fünf Jahren von 24 auf 33 GW erhöht. Der Großteil dieses Zuwachses kam aus der Photovoltaik. Gleichzeitig sank die installierte thermische Leistung in rund zehn Jahren laut uns vorliegender Quelle um 40 Prozent. Genannt werden Schließungen, fehlende Investitionen und Kostendruck. Anlagen wurden eingemottet oder geschlossen, während eine langfristige Kraftwerksstrategie fehlt.

Genau hier entsteht das Paradoxon: Das Land baut dort massiv zu, wo die Einspeisung wetter- und tageszeitabhängig ist, während jene Kapazitäten unter Druck geraten, die in kritischen Stunden steuerbar einspringen können. Das macht den Ausbau der Erneuerbaren nicht falsch – aber unvollständig, wenn er nicht von Netzausbau, Flexibilität, Speichern und strategisch abgesicherter thermischer Leistung begleitet wird.

Eine Kraftwerksstrategie darf daher nicht nur fragen, wie viel Leistung Österreich insgesamt braucht. Sie muss auch klären, welche Kraftwerke wann, wo und unter welchen wirtschaftlichen Bedingungen verfügbar sein müssen. Genau dieser räumliche Aspekt wird häufig unterschätzt. Da das Stromnetz immer häufiger an seine physikalischen Kapazitätsgrenzen stößt, reicht es nicht, wenn flexible Kraftwerke irgendwo im System vorhanden sind. Sie müssen strategisch so platziert sein, dass ihr Hoch- oder Herunterfahren belastete Leitungen tatsächlich entlasten kann.

Denn ein Redispatch-Eingriff ist nur dann wirksam, wenn das betroffene Kraftwerk vor oder nach einem konkreten Netzengpass liegt und dadurch den Energiefluss physisch so verändert, dass die Leitung innerhalb technisch machbarer Grenzen bleibt. Für die sichere Betriebsführung müssen daher ausreichend flexible Kapazitäten an den strategisch richtigen Netzknoten verfügbar sein. Ein Kraftwerk am falschen Ende des Netzes kann einen Engpass in einer anderen Region technisch nicht kompensieren, selbst wenn es grundsätzlich einsatzbereit wäre. Besonders bei hohen Importen oder starken Transiten entstehen lokale Belastungsspitzen, die nur durch geografisch passend positionierte Anlagen beeinflusst werden können. Genau deshalb muss eine langfristige Kraftwerksstrategie nicht nur ausreichend gesicherte Leistung in Summe vorsehen, sondern diese Kapazitäten auch räumlich dort absichern, wo sie das Netz im Ernstfall tatsächlich stützen.

Der ökonomische Preis fehlender Infrastruktur

Noch deutlicher wird die Schieflage beim Blick auf den Strompreis. Zwischen Oktober 2025 und Februar 2026 lag der durchschnittliche Stromhandelspreis in Österreich bei 118,11 Euro pro Megawattstunde, in Deutschland bei 97,26 Euro. Die Differenz von rund 21 Euro pro Megawattstunde führte zu Mehrkosten von rund 600 Millionen Euro. Gleichzeitig war Österreich in 93 Prozent der Zeiteinheiten vom deutschen Markt entkoppelt.

Der Mechanismus dahinter ist simpel, aber folgenreich. In einer idealen Welt mit unbegrenzten Netzkapazitäten gäbe es je Viertelstunde einen gemeinsamen europäischen Strompreis. In der realen Welt limitieren Netze den Handel. Wenn die Exportkapazität aus Deutschland nach Österreich ausgeschöpft ist, kommt das günstigere deutsche Kraftwerk nicht mehr zum Zug. Dann setzt in Österreich ein teureres Kraftwerk den Preis. Genau hier liegt einer der zentralen Befunde der Quellen: Engpässe im Übertragungsnetz fressen jene Effizienzgewinne auf, die durch die Energiewende und einen integrierten europäischen Strommarkt eigentlich möglich wären. Wo die Netze nicht ausreichen, verdrängen physikalische Grenzen die ökonomische Logik. Preiswertere Kraftwerke können nicht wirksam werden, stattdessen setzen teurere Anlagen den Preis. Aus dem günstigeren Kraftwerk wird dann ein theoretischer Vorteil, der im realen System nicht ankommt.

Die eigentliche energiepolitische Schlussfolgerung sollte aus der Sicht mancher Experten daher weniger in einer endlosen Merit-Order-Diskussion liegen als in der radikalen Verkürzung von Bewilligungs- und Genehmigungsverfahren. Wenn Netzvoraussetzungen schneller geschaffen werden, entschärfen sich auch Preis-, Gas-Kraftwerks- und Merit-Order-Diskussionen. Das gilt nicht nur für Österreich. Auch in Deutschland wird viel davon abhängen, ob Leitungsprojekte rascher umgesetzt werden. Denn erst dann kann günstiger Windstrom aus dem Norden Deutschlands in größerem Umfang dorthin gelangen, wo er gebraucht wird. Als eine der größten Hürden gilt aus Sicht der Quellen die Dauer der Verfahren; betont wird die Notwendigkeit einer effektiven Beschleunigung, unter anderem durch Gesetze wie das Energieausbaubeschleunigungsgesetz und Novellen zum UVP-G.

Europa hilft – aber nur durch Leitungen

Österreichs Importe sind Teil größerer europäischer Stromflüsse. Das zeigt zweierlei: Erstens ist die europäische Marktintegration ein zentraler Sicherheitsanker. Zweitens funktioniert dieser Anker nur dort, wo die physische Infrastruktur mitwächst. Auch der beste Markt hilft nicht, wenn der Strom am Flaschenhals hängenbleibt.

Hohe Importe und Transite führten unmittelbar zu Netzengpässen im Übertragungsnetz. Das bedeutet: Österreich profitiert vom europäischen Strommarkt, wird aber zugleich verletzlich, wenn die Leitungsinfrastruktur mit den neuen Last- und Einspeisemustern nicht Schritt hält. Europa ist daher kein Ersatz für nationale Infrastruktur, sondern deren Multiplikator.

Netzausbau als Rettungsanker

Die APG nennt den Netzausbau als Schlüssel für eine versorgungssichere Transformation. Die Kosten für den Ausbau umfassen rund 9 Milliarden Euro. Zu den zentralen Vorhaben zählen die 380-kV-Deutschlandleitung mit geplanter Inbetriebnahme Ende 2027, der Projekt-Cluster Österreich Ost zur Netzintegration von Windkraft, Verteilnetzen und PV, die 220-kV-Anspeisung Zentralraum Oberösterreich mit Inbetriebnahmen zwischen 2026 und 2030, UW Westtirol und der Netzraum Tirol, die GE-220-kV-Leitung Lienz–Soverzene nach Italien, der Netzraum Kärnten mit 380-kV-Ringschluss sowie der Projekt-Cluster Zentralösterreich in der Steiermark mit Umsetzung bis 2029.

Gerade die Deutschlandleitung ist dabei weit mehr als ein weiteres Infrastrukturprojekt. Sie ist die direkte materielle Antwort auf das 21-Euro-Problem. Wenn Österreich in 93 Prozent der Zeit vom günstigeren deutschen Markt entkoppelt ist, dann ist eine stärkere Verbindung nach Deutschland keine technische Fußnote, sondern ein Preis- und Standortfaktor. Mehr Netzkapazität bedeutet in diesem Fall nicht nur mehr Handel, sondern potenziell weniger Mehrkosten für Haushalte und Unternehmen.

Hinzu kommt der volkswirtschaftliche Effekt. Für jeden investierten Euro ins APG-Netz entstehen laut den vorliegenden Unterlagen weitere 93 Cent Wertschöpfung in Österreich; kumuliert über den Zeithorizont des Netzentwicklungsplans werden rund 90.000 Jahresbeschäftigungsverhältnisse gesichert oder geschaffen. Netze sind damit nicht nur technisches Rückgrat, sondern auch Investitionsmotor. Eine der größten Hürden bleibt die Dauer der Verfahren. Genau hier sehen die Quellen Handlungsbedarf.

Die APG-Netzkarte 2026 zeigt die Struktur des österreichischen 220-kV- und 380-kV-Übertragungsnetzes und macht sichtbar, wo Netzknoten, Umspannwerke sowie Leitungsprojekte für den weiteren Ausbau vorgesehen sind. (Bild: APG)

Netzreserve: wichtig, aber kein Endzustand

Weil Netze und neue Kapazitäten nicht schnell genug fertig werden, braucht das System Übergangsinstrumente. Die Netzreserve ist derzeit eines davon. Sie soll sicherstellen, dass in Österreich ausreichend flexible Kraftwerksleistung zur Verfügung steht, um Energieflüsse in technisch machbaren Bereichen zu halten und Engpässe über Redispatch zu lösen. Jährlich ausgeschrieben werden Anlagen über 1 MW, darunter Erzeugungsanlagen, Speicher und Verbraucher.

Das Instrument ist wichtig, aber es ersetzt keine langfristige Strategie. Die Absicherung erfolgt derzeit über die Netzreserve, eine nachhaltige Lösung im Rahmen einer Kraftwerksstrategie fehlt jedoch. Das Problem ist also nicht, dass Österreich gar kein Sicherheitsnetz hätte. Das Problem ist, dass dieses Sicherheitsnetz derzeit stärker Übergang als Endzustand ist.

Ohne ideologische Scheuklappen

Besonders bemerkenswert ist, wie klar die politische Folgerung ausfällt. Versorgungssicherheit muss aus der Sicht der APG auch in einem klimaneutralen Energiesystem gewährleistet sein. Dafür braucht es aus Sicht des Übertragungsnetzbetreibers rechtzeitiges Handeln, weil flexible thermische Kraftwerke unter wirtschaftlichem Druck stehen und Sommerüberschüsse selbst mit Batterien nicht einfach in den Winter verschoben werden können.

Das ist der entscheidende Satz dieses Winters: Ein Stromsystem muss vom niedrigsten Wintertief bis zur höchsten Sommerspitze funktionieren. Nicht nur im Jahresmittel, nicht nur bilanziell, nicht nur in guten Wetterphasen. Genau deshalb braucht es physisch stärkere Netze, nachhaltige Lösungen zur Absicherung thermischer Kraftwerke und intelligente Anreize für mehr systemdienliches Verhalten und Flexibilität.

Unter solchen intelligenten Anreizen verstehen die Quellen keine vage politische Wunschformel, sondern wesentliche Instrumente einer gesamtsystemischen Strategie, die darauf abzielt, die Flexibilität von Erzeugern und Verbrauchern für die Stabilität des Stromnetzes nutzbar zu machen. Gemeint ist also ein Ordnungsrahmen, in dem Marktteilnehmer nicht nur auf Preissignale reagieren, sondern ihre Fahrweise auch an den technischen Erfordernissen des Netzes ausrichten. Die Netzreserve ist dafür ein aktuelles Beispiel, weil sie ein Entgelt für die Verfügbarkeit von Anlagen vorsieht, die im Bedarfsfall für Redispatch-Maßnahmen bereitstehen. Darüber hinaus braucht es weitergehende Mechanismen, die gewährleisten, dass genügend flexible Leistung auch in kritischen Zeiten tatsächlich vorhanden bleibt und wirtschaftlich sinnvoll vorgehalten wird.

Gerade hier spielt auch die Digitalisierung hinein. Denn Flexibilitäten lassen sich nur dann punktgenau dort anreizen und einsetzen, wo sie für das Gesamtsystem den größten Nutzen stiften, wenn Daten, Prognosen und digitale Modelle in Echtzeit verfügbar sind. Intelligente Anreize bedeuten daher letztlich, Markt, Netz und Betrieb nicht länger nebeneinander zu denken, sondern als eng verzahntes Gesamtsystem.

Digitalisierung wird zum Betriebsmittel

Die vierte zentrale Lehre betrifft die Digitalisierung. Sie ist nicht mehr bloß Komfortzone eines modernisierten Netzbetriebs, sondern systemkritisch. Die Transformation verlagert das Energiesystem von einer primär physischen hin zu einer zunehmend digitalen Steuerung. Daten und digitale Zwillinge werden zu unverzichtbaren Betriebsmitteln.

Das klingt abstrakt, ist aber hoch konkret: Je komplexer Einspeisung, Lastflüsse, Redispatch und Flexibilitätsmanagement werden, desto stärker hängt Versorgungssicherheit auch von Datenqualität, Prognosegüte und Steuerungsfähigkeit ab. Wer nur die Erzeugung baut, aber die Systemintelligenz vernachlässigt, baut nicht falsch – aber eben nicht fertig.

Fazit: Der Winter war eine Warnung, keine Katastrophe

Österreich ist durch diesen Winter gekommen. Das ist die gute Nachricht. Die weniger bequeme lautet: Das System kam durch, weil Importe, Gaskraftwerke, Netzreserve und europäische Marktintegration in kritischen Stunden einsprangen. Der Winter 2025/26 war damit kein Beweis dafür, dass bereits alles gelöst ist, sondern der Beweis dafür, wie viel gleichzeitig funktionieren muss, damit in der Dunkelflaute nichts kippt.

Die Lehren daraus liegen offen. Netzausbau ist keine Begleitmaßnahme, sondern Voraussetzung. Österreich braucht eine echte Kraftwerksstrategie, die Bedarfsdeckung und Netzsicherheit gemeinsam denkt. Digitalisierung ist nicht Kür, sondern Betriebsmittel. Und wer Versorgungssicherheit ernst nimmt, darf das System nicht nur an der höchsten installierten Sommerleistung messen, sondern am dunkelsten, windärmsten und wasserärmsten Wintertag.

Der Winter 2025/26 war also kein Blackout-Winter. Aber er war ein Erkenntniswinter. Er zeigte, dass die Transformation nicht nur neue Windräder und PV-Flächen braucht, sondern ein belastbares Rückgrat: physisch stark, digital präzise und strategisch abgesichert. Nur dann wird aus der Energiewende ein System, das nicht nur im Prospekt funktioniert – sondern auch in der Dunkelheit.