Hier sind die
Marktnews

dieser Tage sprechen viele zu Recht von den neuen Zöllen, die US-Präsident Trump seinen Handelspartnern versprochen hat. Dies machen wir in dieser Ausgabe nur mittelbar zu unserem Schwerpunktthema. Denn heute geht es darum, ob die Energiewende in Deutschland neu ausgerichtet werden muss und welche Auswirkungen das auf Ihre Strombeschaffungsstrategie haben kann

Aber lesen Sie selbst:
Lange Jahre stand fest:  Deutschland wird im Jahr 2030 einen Strombedarf von 750 TWh /a haben. Daran gemessen hatte die letzte Bundesregierung den Ausbaupfad der erneuerbaren Energien ausgerichtet.  Schließlich soll ebenfalls 2030 mind. 80% des Strombedarfs aus genau diesen regenerativen Energieträgern abgedeckt werden. Und deshalb wurden alleine im vergangenen Jahr knapp 15 GW an Wind-Kraftwerken über das Ausschreibungsregime der Bundesnetzagentur mit EEG-Förderung neu genehmigt und alsbald gebaut (Vergleich 2023 nur 8 GW).  Auch der Netzausbau richtet sich nach dieser Planung.

Viel hilft viel, oder etwa doch nicht?

Mittlerweile aber warnen einige Stimmen am Markt davor, dass die Stromprognose von 750 TWh/a schlicht viel zu hoch sei. So stieg nach Kennzahlen des Branchenverbandes Eurelectric von Anfang Januar 2025 die Stromnachfrage in Deutschland nicht etwa an, sondern ganz im Gegenteil sank das dritte Jahr in Folge auf zuletzt 504 TWh.  Ein Rückgang um bemerkenswerte 3% zum Vorjahr. Das liegt nicht nur an erfolgreich umgesetzten Energie-Effizienzmaßnahmen, sondern auch an der schleichenden De-Industrialisierung (alleine 2024 gingen 70.000 Arbeitsplätze in der Industrie nach Kennzahlen der Unternehmensberatung EY verloren; die jüngste US-Wirtschaftspolitik wird diesen Trend eher noch verstärken). Wo weniger produziert wird, braucht es eben auch weniger an Energie. Der abgebrochene Hochlauf der Elektromobilität nach dem ad-hoc Förderaus im Dezember 2023 mangels Kassenlage oder auch der Zickzackkurs bei Wärmepumpen sorgen ebenfalls nicht für massiv steigenden Strombedarf.

Was passiert, wenn deutlich weniger Strom benötigt wird, aber die erneuerbaren Energien weiter ausgebaut werden wie geplant?

Zunächst einmal das, was man erwarten darf:  Die Zahl der Verlierer steigt an. Verlieren werden diejenigen, die Kraftwerke am Bedarf vorbei bauen. Denn wo bei unveränderter Nachfrage zukünftig viel Strom zur gleichen Zeit produziert wird, sinken die Spotmarktpreise. Und seit der kürzlichen Novelle des EEG ist klar: Der Staat wird bei negativen Strompreisen nicht einspringen. Ob das Hochlaufen des Batteriemarktes sowohl zeit- wie auch ortsbezogen das Problem einer möglichen Überkapazität lösen kann, ist fraglich.  Mit einem Ungleichgewicht zwischen (viel mehr an) Erzeugung und (nur mäßig gesteigerter) Nachfrage wird der Druck auf die Vermarktungspreise anziehen und damit auch die Ausgaben für die Marktprämie steigen, welche bis zu dem sog. anzulegenden Wert des EEG für einen finanziellen Ausgleich zumindest bei positiven Spotmarktpreisen sorgt.  Es drohen also für einige Jahre womöglich Überkapazitäten, die besonders für B-Standorte mit einer nicht idealen Produktionsumgebung (bspw. Windhöffigkeit) die reale Gefahr eines gestrandeten Investments darstellen können.  Viel Geld wäre schlicht an der falschen Stelle der Energiewende investiert worden. Verlieren werden aber auch die Unternehmen und Letztverbraucher: Denn ein insgesamt niedrigeres Spotmarktpreisniveau bedeutet auch einen höheren staatlichen Finanzierungsaufwand für die Vergütung nach EEG. In Zeiten leerer Kassen kann daraus auch der Bedarf an einer neuen Umlage erwachsen. Für die Strompreise hingegen bedeutet ein Überangebot perspektivisch zunächst ein niedrigeres Preisniveau. Je nachdem, wie viele erneuerbare Energien Wind und PV tatsächlich gebaut werden, dürfte sich die zusätzliche Stromproduktion auf das Frühjahr und den Sommer konzentrieren und hier das Potenzial haben, zu dem beschriebenen Überangebot zu führen. Das führt auch zu weiter steigenden Kosten im Netzausbau, denn der Strom muss irgendwo hin. Auch die Diskussionen um die Aufteilung Deutschlands in Preiszonen erfährt neue Nahrung.  Im Gegenzug birgt die kalte und dunkle Jahreszeit das Risiko für deutlich weniger bis gar keiner Produktion aus den vielen zusätzlichen erneuerbaren Kraftwerken – die sogenannte kalte Dunkelflaute hat bereits im vergangenen November stundenweise für Strompreise jenseits der 800 EUR/MWh geführt.

Warum ist das wichtig für Ihre Strombeschaffungsstrategie?

Einerseits entwickelt sich die Erzeugungslandschaft mit einem hohen Tempo: Nicht nur der Zubau der erneuerbaren Energien, auch die wachsende Anzahl an Batteriespeicherprojekten sowie die dringend benötigten Gaskraftwerke für die Netzstabilität wirken auf das zukünftige Szenario ein. Auf der anderen Seite steht die wirtschaftliche Entwicklung in Deutschland in Verbindung mit der Elektrifizierung von thermischen Prozessen und damit die Nachfrage nach elektrischer Energie. Wie der Chef einer der vier großen Übertragungsnetzbetreiber auf der diesjährigen E-world treffend formulierte „Langfristig ( …) würde ich dringend zu mehr Demut vor der Zukunft raten (…) da ist soviel technischer Fortschritt, den können wir nicht vorhersagen“.

Damit ist ziemlich sicher, dass die Unsicherheit nach wie vor hoch bleibt.  Eine Beschaffungsstrategie für die Zeit 2026 bis 2030 (auch 2029 / 2030 ist mittlerweile am Markt verfügbar) sollte dem Rechnung tragen.

Wir empfehlen daher grundsätzlich Flexibilität für Chancen und Absicherung von Marktpreisrisiken

• Ein Wind PPA bildet bereits heute die Chance, grünen Strom in hoher Qualität ganzjährig zu Preisen um die 65  EUR/MWh (inkl. Herkunftsnachweis/HKN) zu nutzen. Preisbereinigt um den HKN also ein Netto-Strompreis von ca. 62 EUR. Ein solcher Wind-PPA steht bereits für Liefermengen ab 1 GWh/a zur Verfügung. Kein schlechter Preis für Grünstrom, aber das Wetter- und Erzeugungsrisiko muss beachtet werden und wir raten eher zu kurzen Laufzeiten und pay-as-nominated.
• Am mittleren und langen Ende sollte zudem die Ergänzung mit einem base-Jahresband geprüft werden. Zumindest dann, wenn das Beschaffungsmodell auch die spätere De-Fixierung von Teilmengen, also den Verkauf ermöglicht. Damit öffnet sich die Chance, dass auf Sicht bestimmte saisonale Terminmarktmengen wieder abverkauft werden; bspw. das Quartal II und III. So wird einerseits bereits heute auf Zeit Preissicherheit geschaffen und andererseits in Zukunft - und dann mit Sicht auf die anstehende physische Erfüllung - Raum für günstigeren Spotmarkt ermöglicht.
• Kurzfristig (auf Monatsebene) wird sich in den Sommermonaten immer häufiger der Einsatz von peak-Monatsbändern anbieten. Zumindest dann, wenn Preissicherheit zu einem attraktiven wie niedrigen Preis vor Spekulation auf noch niedrigere, aber unsichere Spotmarktkurse geht. Für den Mai 2025 waren zuletzt Börsenpreise um 53 EUR/MWh (also 5,3 Cent/kWh) erzielbar.
• Die Kombination mit einer Eigenerzeugung von Strom (insbesondere Solar) rechnet sich in aller Regel, muss aber kritisch beleuchtet werden, um Überschuss-Einspeisungen nach Möglichkeit zu vermeiden oder aber durch bilanzielle Verrechnung an anderen Standorten nutzbar zu machen.

Wichtig ist: Dies ist natürlich keine Blaupause. Tatsächlich erfolgskritisch wird im Wesentlichen die Stromprognose der Zukunft i.V. mit der viertelstündlichen Last-Ausprägung sowie der unternehmerischen Vorgaben im Chancen- und Risikomanagement. Auf Wunsch beraten wir Sie individuell.

Auf die Wahl der Mittel kommt es an

Ob es eine gute Idee ist, bspw. einen Wind PPA mit einer dezidierten Neuanlage einzelvertraglich über 15 Jahre abzuschließen oder einen Dreijahresvertrag über Windstrom aus einem Post-EEG-Pool mit einem generischen Deutschlandprofil, kann man trefflich diskutieren. Ganz sicher ist, dass es einen sich stetig verändernden Chancen- und Risikomix gibt.

Es gilt also, unter den sich bietenden Optionen genau diejenigen auszuwählen, welche den Vorgaben der Unternehmensführung (oder der Eigentümer) weitestmöglich entsprechen. Grundsätzlich sollte eine Beschaffungsstrategie nur mit solchen Modellen erfolgen, die dem letztverbrauchenden Unternehmen eine größtmögliche Flexibilität einräumen, wie etwa

• Auswahl unter Jahres-, Quartals- und Monatsprodukten für Terminmarktbeschaffungen, ideal mit kleinen Ticketgrößen (bspw. ab 0,1 MW)
• Entkoppelung von base- und peak in der Beschaffung (d.h. keine Formel)
• Kauf- und auch Verkaufsoptionen von Terminmarktmengen
• Einbindung von Drittmengen, etwa durch einen PPA
• Keine Übernahme von Ausgleichsenergie-Kosten bzw. Regelenergierisiko
• Keine versteckten Klauseln zu Mitwirkungspflichten und Penaltys
• Ideal eine volldigitalisierte Online-Abwicklung um Kaufentscheidungen genau dann umzusetzen, wenn Preise im laufenden Börsenhandel von Vorteil sind – und zwar so einfach und so simpel wie möglich.

Achtung Spoilering:  

Last-not-least einen guten Berater, der Sie von der Strategie bis zur operativen Umsetzung begleitet. Denn: Erst eine flexible Beschaffungsplattform kombiniert mit einer definierten Beschaffungsstrategie, aktiver Marktbeobachtung und Einschätzung sowie einem operativen Pretesting und revisionssicherer Dokumentation von Terminmarktgeschäften erlaubt dem Einkauf, handfeste Einsparpotenziale zu realisieren und zeitgleich den Anforderungen an ein Risikomanagement gerecht zu werden..

An der aktuellen Diskussion über den Strombedarf der Zukunft erwachsen politische Herausforderungen für die entsprechenden Rahmenbedingungen am Markt. Wir empfehlen, diese regelmäßig zu monitoren und Veränderungen in die Beschaffungsstrategie einzuarbeiten.

Trump musste liefern. Egal wie. Zwar hat er einen Frieden binnen 24 Stunden zwischenzeitlich selbst als Sarkasmus einkassiert. Aber etwas brauchbares musste her. Nachdem die Ukraine ob des massiven Drucks der US-Amerikaner zu Zugeständnissen für eine 30tägige Waffenruhe bereit war, sollte ein direktes Gespräch zwischen Trump und Putin zu einer Zusage Russlands führen.

Doch was wurde erreicht? Nicht viel. Lediglich ein möglicher Verzicht von Angriffen auf Energie-Infrastruktur steht im Raum. Ein Deal, der am Ende eher Russland nutzt, da auch die Ukraine die zuletzt erfolgreichen Angriffe auf russische Pipelines und Öl-Raffinerien einstellen müsste – während die russischen Offensiven am Boden, in der Luft und zu See ungehindert weiter gegen können.

Die Energiemärkte waren zuletzt in Lauerstellung. Angesichts des relativ belanglosen Ergebnisses der präsidialen Verhandlungsrunde wurde im heutigen frühen Handel die vorweggenommene Friedensdividende wieder abgeschmolzen und die Kurse stiegen am kurzen Ende für Strom und Erdgas in der Fläche signifikant an. Das Risiko wird also wieder eingepreist. Tatsächlich spricht wenig dafür, dass Russland angesichts der stabilen Versorgung mit Waffen, des schier unerschöpflichen Potenzials an Soldaten sowie der jüngsten Erfolge rund um Kursk zu einem radikalen Kurswechsel, sprich einer umgehenden Waffenruhe, bereit ist.

Der Ausblick:

Solange die USA weiterhin die Ukraine militärisch nur zögerlich unterstützen und die Europäer zwar zunehmend politisch entschlossen, aber kurzfristig relativ kraft- und mittellos an der Seitenauslinie stehen, spricht vieles für eine Fortsetzung wie auch Intensivierung des russischen Angriffskrieges. Die Erwartung der Wiederaufnahme der Lieferung von günstigem russischem Erdgas für die energiehungrige Industrie im Westen muss also verschoben werden. Der Konflikt wird weiterhin dominant auf der Tagesordnung stehen und die Preise in Bewegung halten.

Im Gasbereich startet ab April die Einspeicherphase in die Gasspeicher. Diese sind aktuell nur noch zu rund 29% befüllt.  Wir erwarten daher einen ansteigenden Preisdruck auf kurzfristige Gaspreise. Eine Preisabsicherung auch für die Sommerzeit ist bei Erdgas also opportun (aktuelle Terminmarkt-Preise um die 43 EUR/MWh für die Zeit bis Ende 2025).

Die aktuelle succedo Handlungsempfehlung:

Wie bereits in den letzten Wochen empfehlen wir nach wie vor – jetzt allerdings mit Ausrufezeichen – die anstehende Winterperiode Q4-2025 sowie Q1-2026 mit Terminmarkt abzusichern. Je nach individueller Risikostrategie sollte diese Absicherung durchaus zwischen 50% und 80% der Prognose liegen. Die Sommermonate 2025 dürfen frei bleiben für Spotmarktanteile im Strom.

Für die Folgezeit ab 01.01.2027 empfehlen wir für Strom wie Erdgas eine Grundlast-Abdeckung mit rund einem Viertel der erwarteten Strommenge bis in das Lieferjahr 2029 hinein während Erdgas höher eingedeckt werden kann. Für Strom bleibt darüber hinaus weiterhin unser Hinweis auf die Integration von PPAs bestehen.

Der Energiemarkt reflektiert sehr genau, was sich über den großen Teich hinweg abspielt. Insbesondere die neuen Zollschranken der USA gegen ihre wichtigsten Handelspartner treiben Marktakteure um.

Zu sehen ist dies u.a. an den Kursen für den CO2 Leitkontrakt EUA Dec-25. Aus Sorge vor einem Handelskrieg mit der Europäischen Union verlassen viele Investoren den Markt. Die Notierungen fallen und strahlen auf den Gasmarkt aus.

Die Strom- und Gaspreise für die kommenden beiden Lieferjahre 2026 und 2027 sind in den letzten 30 Handelstagen um rund 13% gesunken. Dementgegen aber zeigten sich die Futures für 2028 und 2029 relativ stabil mit nur leicht schwächeren Preisen.

Nur eines ist derzeit sicher: Es besteht hohe Unsicherheit.
Die Aussicht auf eine Revitalisierung der Erdgaslieferungen aus Russland treibt die Akteure immer stärker um. Erste Stimmen sprechen bereits von einer möglichen Reparatur der Ostsee-Pipelines Northstream I + II. Aber auch ganz ohne ein Kriegsende in der Ukraine haben die 27 EU-Länder im Februar deutlich mehr russisches Erdgas importiert als im Vormonat. Frankreich etwa blieb mit 34 Mio. Kubikmetern der größte Importeur von russischem LNG (rund die Hälfte der europäischen Einfuhren).
Dazu passt, dass die Europäische Kommission einen für den 26. März 2025 geplanten Termin zur Vorstellung eines Fahrplans zur Unabhängigkeit von russischen Brennstoffen kurzerhand abgesagt hat. Die Anzahl derjenigen, die Russland als Energielieferant aus dem Spiel nehmen wollen, sinkt offenbar stetig.

Am kurzfristigen Markt spielt das Wetter zunehmend seine Macht aus: Steigende Temperaturen und höhere Einspeisung der Erneuerbaren sorgen zuletzt für sinkende Spotmarktpreise für Strom wie auch für Erdgas.

Ein klein wenig mehr Sicherheit mag es bringen, wenn im geplanten 500 Mrd. EUR Sondervermögen auch die dringend notwendigen Investitionen in Kraftwerke, Netze und Speicher enthalten sein würden. So fordern es aktuell die Spitzenverbände BDEW und VKU. Kommt es so, wäre zumindest der absehbar hohe Anstieg der Netzentgelte abgebremst, da die notwendigen Investitionen nicht in voller Höhe auf die Netzkunden gewälzt werden müssten sondern über neue Schulden langfristig sozialisiert werden.

Die aktuelle succedo Handlungsempfehlung für die Strom- und Gasbeschaffung
Wir bleiben angesichts der Marktlage grundsätzlich bei der Empfehlung, für das zweite und dritte Quartal für Strom einen hohen Spotmarktanteil einzuplanen. Wer unbedingt Preissicherheit sucht, sollte nur die peak-Mengen eindecken (der Mai 2025 ist ganz aktuell für gerade mal 53 EUR/MWh zu haben). Im Gas aufgrund der Unsicherheiten in Folge der anstehenden Gasspeicher-Befüllung hingegen eine (Teil-) Absicherung deutlicher angeraten sein (letzte Preise um die 42 EUR/MWh). Für das vierte Quartal 2025 sowie das erste Quartal 2026 sollten in beiden Medien Preisabsicherungen über Terminmarktprodukte erfolgen (Strom base aktuell ca. 96 EUR/MWh bzw. Erdgas um die 41 EUR/MWh).  Das Frontjahr 2027 Strom fällt derzeit sollte unter Beobachtung bleiben. Bei Gas 2027 ist ein direkter Einstieg genauso opportun wie bei den Folgejahren 2028 und 2029 in beiden Medien.  Strom glänzt hier bereits mit einem Preis unter 70 EUR/MWh (für das CAL-2028) während Erdgas bereits für knapp über 25 EUR/MWh zu haben ist (für das CAL-2029).

Für neue Stromverträge immer PPA mit prüfen
Auch bleiben wir bei unserer Empfehlung, für neue Stromlieferverträge die Möglichkeiten der Integration von Solar- oder Wind-PPAs zu prüfen. Auch für geringere Mengen ab 1.000 MWh/a ergeben sich hier preislich sehr attraktive Chancen mit PPA-Preisen ab ca. 62 EUR/MWh. Darin ist in der Regel bereits der grüne Herkunftsnachweis enthalten. Also zwei Fliegen mit einer Klappe geschlagen. Wir informieren Sie gerne über die Möglichkeiten zur Nutzung sowie Chancen und Risiken.

Und zu guter Letzt:
Eine wichtige Frist steht an: Den 31.03.2025 für den reduzierten Umlagensatz §19 StromNEV beachten !
Die §19 StromNEV-Umlage beträgt für das Jahr 2024 grundsätzlich 0,6437 Cent/kWh. Unternehmen aber, deren Jahresverbrauch an einer Abnahmestelle 1.000.000 kWh übersteigt, zahlen ab der 1.000.001 kWh als sog. Letztverbrauchergruppe B nur einen reduzierten Umlagensatz in Höhe von 0,050 ct/kWh. Um davon zu profitieren, muss eine Meldung fristgerecht bis spätestens 31.03.2025 durchgeführt werden (die Meldung erfolgt auf Grundlage des Stromverbrauches aus dem vorangegangenen Geschäftsjahr). Und besonders stromintensive Unternehmen (mind. 4% Stromkostenanteil am Umsatz) zahlen sogar nur 0,025 Cent/kWh als Letztverbrauchergruppe C.
Auf Wunsch unterstützen wir Sie in dieser Herausforderung wie auch in anderen Entlastungsmöglichkeiten (bspw. Energiesteuern) gemeinsam mit unserem Partner MSH Lohne (Steuerberater/Wirtschaftsprüfer) bei der Antragstellung.

Heute beleuchten wir die jüngsten Entwicklungen am Energiemarkt mit der Fragestellung:

War´s das erst mal mit der Energiewende?

Eine zugegeben provokante Fragestellung. Wer aber seit dem 20.01.2025 die Weltlage aufmerksam verfolgt kommt zu dem Schluss, dass ausgehend von der neuen US-Administration vereinfacht gesagt Dollar vor CO2 geht.

• Europa ist nach dem kalten Winter auf große Mengen Erdgas im Sommer angewiesen, um die relativ leeren Gasspeicher wieder aufzufüllen. Zuletzt wurde der Bedarf an 260 zusätzlichen LNG-Lieferungen in 2025 berechnet – was eine Steigerung von 40% zum Vorjahr entsprechen würde.
• Dies kann zu einer Bieterkonkurrenz mit Asien führen, wenn im Gegenzug der Gasbedarf dort aufgrund hoher Temperaturen (Verstromung von Gas für Kühlaggregate) ähnlich stark ausfällt wie 2024. Als Folge würde der Erdgaspreis am Spotmarkt und für kurzfristige Terminmarktgeschäfte steigen.
• Ein Waffenstillstand in der Ukraine im Sommer 2025 könnte für das zweite Halbjahr bereits russische Energielieferung für Europa bedeuten – allem voran durch die Ukraine für Österreich und Südosteuropa.
• In der Folge würde ein hoher Gasbedarf in Europa in Verbindung mit gestiegenen Weltmarktpreisen auf die Verlockung von günstiger Energielieferung aus Russland treffen – unklar, ob Europa sich dem lange wird entziehen können

Die neue US-Administration bringt die Weltordnung gehörig in Aufruhr. Was eben noch fern schien, mag in den nächsten Tagen und Wochen greifbar werden:

Ein Frieden in der Ukraine hat seinen Preis.
Unzweifelhaft wird ein solcher Frieden seinen Preis haben. Neben symbolträchtigen Forderungen wie Landgewinn oder Ausschluss einer Nato-Zugehörigkeit der Ukraine wird das Thema Energie eine wichtige Rolle spielen.

Wird Russland wieder Zugang zu den Märkten im Westen gewährt? Der Markt antizipiert bereits die Folgen.
Wenn etwa Sanktionen gegen russische LNG-Projekte wie Arctic 2 aufgehoben werden oder die Erwartung steigt, wieder russisches Erdgas über die Pipelines Yamals-Europe (via Belarus und Polen), Soyuz oder Brotherhood (via Ukraine und Tschechien) zu erhalten, werden die Risikoprämien insbesondere am kurzen Ende für 2026 und 2027 deutlich abschmelzen. Dabei kommt es nicht unbedingt auf die tatsächliche Lieferung oder Liquidität an - es reicht die sich verfestigende Ankündigung, um preissenkende Effekte auszulösen.

Und da in Deutschland ein hoher Anteil der elektrischen Energie aus der Verstromung von Erdgas gewonnen wird, hat auch der Strompreis in Folge das Potenzial Risikoprämien abzugeben.

Und tatsächlich sehen wir sowohl bei den Erdgas wie auch den Strom-Futures seit dem 10.02.2025 deutliche Abschläge von 6 bzw. 10 EUR auf die Megawattstunde für das CAL-2026.

Unsere Handlungsempfehlung: Einerseits abwarten, andererseits handeln.

Selbstverständlich ist dies noch kein Trend und die Ereignisse der nächsten Tage können das Pendel auch wieder in die andere Richtung ausschlagen lassen. Wir sind vorsichtig optimistisch und empfehlen zunächst die Terminmarktbeschaffung für die Belieferung in 2026 und 2027 auszusetzen. Hier haben die anstehenden Gespräche zwischen den USA und Russland in Saudi-Arabien das Potenzial, wegweisend sein und diese Entwicklung sollte abgewartet werden.

Für die weitere Zukunft, also die Lieferjahre 2028 bis 2030 hingegen bleiben wir bei unserer Kaufempfehlung um mindestens Teilmengen in der Grundlast abzusichern. Zusätzlich ergeben sich derzeit hoch attraktive Preise für die Absicherung der Strombelieferung mit Wind- und Solar-PPA mit Einsparpotentialen von schnell 15 bis 20% der Strom-Beschaffungskosten.

Kurz vor der anstehenden Bundestagswahl hat die amtierende Bundesregierung mit Stimmen der Opposition am Freitag, dem 31. Januar 2025 das sog. „Solarspitzengesetz“ beschlossen. Eine der wichtigsten Änderungen des Gesetzes für neu gebaute Solaranlagen nach dem Inkrafttreten (bspw. 01.03.2025)  ist der generelle Wegfall der Einspeise-Förderung „für Zeiträume, in denen der Spotmarktpreis negativ ist“. Zwar gilt diese Regelung für PV-Anlagen ab 400 kW(p) bereits länger. Hier ist im aktuellen EEG aber eine sog. Karenzzeit von drei Stunden negative Spotmarktpreise in Folge enthalten. Durch die Verschärfung entfällt die Marktprämie nun bereits in der 1. Stunde von negativen Strompreisen am Spotmarkt. 

Auswirkungen für Unternehmen, die eine PV-Anlage für den Eigenverbrauch planen

Betreiber von neu zu errichtenden PV-Anlagen ab 100 kW(p) müssen also berücksichtigen, dass bspw. eine Überschusseinspeisung an Sonn- und Feiertagen das Risiko von finanziellen Nachteilen bergen kann - insbesondere im Sommer. Im vergangenen Jahr gab es 457 Stunden mit negativen Spotmarktpreisen - Tendenz steigend. Wer zu diesen Stunden Strom einspeist, muss dafür zahlen. Eine Lösung kann hier die zeitliche Begrenzung der Leistung über den Wechselrichter sein mit dem Ziel, die PV-Produktion an die Grundlast im Unternehmen anzupassen, um eben keine Überschüsse zu erzeugen. Dazu muss eine Datenverbindung zu den täglichen day-ahead Spotmarktnotierungen bestehen. Alternativ dazu bietet sich der Einsatz eines Stromspeichers an, der den sonst einzuspeisenden Strom zwischenpuffert und wenige Stunden später wieder für den Eigenverbrauch nutzbar macht. Das spart nicht nur finanzielle Nachteile durch negative Spotmarktpreise ein sondern auch Arbeitspreise und Netzentgelte für die zeitlich verschobene Nutzung des selbst erzeugten PV-Strom. Grundsätzlich sollten neue PV-Anlagen stets kritisch dahingehend geplant und skaliert werden, dass ein maximaler Eigenverbrauch gegenüber einer maximalen Erzeugungsleistung zu priorisieren ist. 

Das Gesetz bedarf noch der Zustimmung im Bundesrat am 14. Februar und kann danach in Kraft treten.

Nachdem es zuletzt immer wieder zu "Unfällen" mit Schleppankern der vermeintlich russischen Schattenflotte in der Ostsee gekommen ist, warnen wir vor den Gefahren eines Unfalls oder gezielter Sabotage auf die Erdgaspipelines, die zwischen Norwegen und Deutschland verlaufen.

Die Gaslieferung aus Norwegen ist kritisch für die EU
Norwegen steht mittlerweile für 30% der Gasimporte in die Europäische Union. Deutschland ist besonders abhängig: Im Jahr 2023 stammten rund 43 Prozent der deutschen Erdgasimporte aus dem nordeuropäischen Land. Fällt Norwegen aus, fehlen dem Markt sofort erhebliche Mengen. Und die Reparatur einer zerstörten Pipeline wäre zwar möglich, aber zeit- und kostenintensiv.

Der Zeitpunkt wäre fatal

Einerseits kurz vor den Bundestagswahlen in Deutschland und der entsprechenden Beeinflussung der öffentlichen Meinung. Andererseits sind die hiesigen Gasspeicher im Vergleich zum Vorjahr relativ leer und die jahreszeitliche Kälte ist noch lange nicht vorbei. Und nach dem Ende des Gastransit durch die Ukraine ist insbesondere Österreich auf Erdgasmengen aus Deutschland angewiesen. Auch die heutige Meldung eines vermeintlichen Angriffs der Ukraine auf die TurkStream Gaspipeline machen die Verletzbarkeit der europäischen Energieversorgung deutlich.

Gefahr für steigende Energiepreise - nicht nur wegen Norwegen
Die kurz- und mittelfristigen Gas- und Strompreise würden im Fall einer gravierenden Beeinträchtigung der Gaspipelines unmittelbar stark ansteigen. Selbst eine Gas-Mangellage wäre nicht ausgeschlossen. Auch das Wiederbefüllen der Gasspeicher für die Saison 2025/2026 würde zu entsprechend höheren Marktpreisen erfolgen müssen. Aber auch andere Faktoren sorgen für steigende Preisrisiken: Das US-Finanzministerium verhängte jüngst erweiterte Sanktionen gegen die russischen Ölproduzenten Gazprom Neft und Surgutneftegas, sowie gegen mehr als 180 Tanker. Diese neuen Maßnahmen werden voraussichtlich erhebliche Auswirkungen auf den globalen Ölmarkt haben und damit auch auf Erdgas und Strom ausstrahlen.

Das succedo Essay zur Energiebeschaffung

Der Jahreswechsel ist auch immer eine Zeit für einen Rückblick auf das abgelaufene Jahr. Und da fällt ein Zustand besonders auf, mit dem wir dieses Essay beginnen möchten:

Frankreich steigert die Stromproduktion aus Kernkraftwerken um + 13% erheblich und wird erneut zum Strom-Export-Europameister.  Mit 19,8 TWh ist besonders Deutschland auf diese Exporte angewiesen.

Insgesamt produzierte Frankreich im Jahr 2024 Exportüberschüsse in Höhe von 89 Terawattstunden (TWh). Und das dank eines landesweiten Kraftwerkparks mit einem hohen Anteil an Kernenergie. Im Vergleich: 2023 hatte Deutschland einen inländischen Stromverbrauch von rund 457 TWh.  Aber anders als früher ist Deutschland als Volkswirtschaft heute nicht mehr in der Lage, den benötigten Strom zu jeder Zeit kosteneffizient selbst zu produzieren. Darum importieren wir nach Abschaltung der eigenen Atomkraftwerke nun zu einem hohen Anteilen Kernenergie aus unserem westlichen Nachbarland. Das wäre vielleicht noch als vorübergehendes Phänomen zu betrachten, bis (irgendwann?) hierzulande ausreichend neue Kraftwerke gebaut werden, die zunächst viele Jahre Erdgas verbrennen sowie CO2 emittieren werden und anschließend zumindest in Teilen theoretisch auch Wasserstoff (Stichwort „h2 ready“) nutzen können. 

Aber eine andere Meldung ist in diesem Zusammenhang dieser Tage auch bemerkenswert:

Deutschland importierte 2024 rund 70% mehr Uran aus Russland als im Vorjahr – und beliefert mit dem produzierten Brennstoffen Atomkraftwerke weltweit
Vielleicht fragt sich der geneigte Leser nun, warum in aller Welt Deutschland überhaupt Uran importiert, geschweige denn aus Russland? Die Antwort lautet: Obwohl wir hierzulande ob der Nachhaltigkeit und des gefährlichen Umgangs mit der Kernenergie keine eigenen Atomkraftwerke mehr betreiben wollen, ist Deutschland nach wie vor ein Lieferant für radioaktive Brennelemente, etwa mit der Brennelementefabrik im emsländischen Lingen. Und der Import von Uran unterliegt keinen nennenswerten kriegsbedingten Beschränkungen. Zu den Abnehmern dieser hier hergestellten Brennstoffe zählen auch die wegen Sicherheitsmängeln in Kritik geratenen Atomkraftwerke Doel und Tihange in Belgien. Beide Standorte übrigens weniger als 30min Flugzeit von Düsseldorf entfernt. Die in der Produktion anfallenden Abfälle werden mangels Endlager gleich an Ort und Stelle in Deutschland gelagert. Ein Schelm, wer Böses dabei denkt. Etwa ob die Energiewende hier nicht zu kurz gesprungen sei? Oder kann man auf der anderen Seite darauf vertrauen, dass kluge Köpfe bereits vor langer Zeit ein Gesamtkonzept entwickelt haben, um sowohl Nachhaltigkeit als auch Wirtschaftlichkeit und Sicherheit im Zuge der Umsetzung der Energiewende für die privaten und gewerblichen Verbraucher in Deutschland in Einklang zu bringen? Ich bin da skeptisch und habe persönlich aufgrund der Ereignisse der letzten Jahre meine Zweifel. Vieles scheint planlos und nicht zu Ende gedacht. Schlimmer noch: Die Politik scheint der Folgen Ihres (Nicht-) Handelns häufig sogar überrascht. Es gab schlicht nie ein echtes wie durchgängiges Konzept, dass von Profis im Detail geplant und durch die Politik übergreifend getragen und stringent umgesetzt wurde.

Wie dem auch sein, wenden wir uns der aktuellen Lage zu:

Hohe Unsicherheit wird den Markt in den kommenden Wochen und Monaten prägen
Hohen Unsicherheit warum? Einerseits stehen diesseits wie jenseits des Atlantiks gravierende politische Neuausrichtungen an. So kann bereits am 20 Januar mit der Inauguration von Donald Trump als 47. Präsident der Beginn einer möglichen Neuausrichtung der politischen und wirtschaftlichen Beziehungen zu den USA anstehen. Nur einen Monat später finden hierzulande die Bundestagswahlen statt. In Frankreich kämpft Präsident Macron um politische Mehrheiten in jeder Einzelfrage und agiert mit dem Rücken an der Wand. Deutschland und Frankreich als Leitnationen der EU sind absehbar in der Defensive. In der Ukraine hingegen wird Russland alles versuchen, um vor einer möglichen Waffenstillstandsverhandlung im Laufe des Jahres 2025 eine optimale strategische Ausgangsposition zu erreichen. Und niemand weiß, ob nicht China die neue US-Regierung beizeiten testen wird mit einer härteren Gangart gegenüber Taiwan oder weiterer Einschränkungen im Export von seltenen Erden, um drohenden Handelsbeschränkungen entgegenzuwirken. Von einer Eskalation der kriegerischen Auseinandersetzungen im Nahen Osten sowie den sich rasant verändernden Klimabedingungen mit Auswirkung auf die volatilen erneuerbaren Energien in Deutschland möchte ich an dieser Stelle gar nicht sprechen. Sicher ist: Es gibt viele Gründe, welche die Wahrscheinlichkeit für steigende Risikozuschläge am Terminmarkt für Strom und Erdgas erhöhen. Davon betroffen sein werden insbesondere am kurzen Ende die Jahre 2026 und 2027. Auf der anderen Seite sind die Jahre 2028 und 2029 mangels Risiko im Vergleich (noch) relativ günstig am Markt verfügbar.

Unsere Handlungsempfehlung:   
Wasch mir den Pelz, aber mach mich nicht nass.
Grundsätzlich muss sich jeder von uns die Gretchen-Frage stellen; nämlich was einem näher ist: Das Hemd oder die Hose. Oder anders gesagt: Risiken heute absichern oder nichts tun und auf bessere Zeiten (hier: niedrigere Preise) hoffen? Wir meinen: Tun Sie beides!

Konkret empfehlen wir, am langen Ende (hier 2028 und 2029) Kostensicherheit über langfristige Terminmarkteindeckungen zu den noch gegebenen attraktiven Preisen zu schaffen. Aber nicht vollständig, sondern in signifikanten Teilen von bis zu 50% der Jahresmenge. Hier bedarf es eines Liefermodells, welches eine strukturierte Beschaffung mit Standardhandelsprodukten (bspw. ein Jahresband und Residualabrechnung Spotmarkt) ermöglicht. Für die Strombeschaffung ist auch additiv ein PPA überlegenswert. Je näher der Belieferungszeitraum rückt, desto konkreter können weitere Beschaffungsoptionen geprüft und umgesetzt werden (bspw. in Form einer Swap-Strategie für den Rücktausch Termin- zu Spotmarkt im Sommer).

Am kurzen und mittleren Ende ist die Antwort diffiziler. Hier bietet sich je nach individuellen Lastprofil und Managementvorgabe zur Kostenabsicherung direkt eine saisonale Beschaffungsstrategie an. Also mengenmäßig hohe Eindeckung der risikoreichen Quartale .I. und .IV. und andersherum deutlich höhere Gewichtung von Spotmarktanteilen in den sechs verbleibenden Monaten.

Mit anderen Worten eine Cherry-Picking-Strategie, welche Risiken effektiv minimiert, aber die Tür für Kosteneinsparungen nicht zuschlägt, sondern im Gegenteil, soweit es geht, offen hält. Oder eben den Pelz waschen, ohne dabei nass zu werden.

Wie kann succedo Sie 2025 dabei unterstützen?
Klar ist, dass eine ausgewogene Beschaffungsstrategie die eine Seite der Medaille darstellt. Die andere Seite aber ist die Bewertung der individuellen und spezifischen Ausprägung von Mengen und Preisen sowie der Einkaufszeitpunkt. Und das ganz gleich, ob klassisch im Festpreis oder mit Tranchen beschafft wird, eine strukturierte Beschaffung und/oder PPA´s zum Einsatz kommen. succedo wird Sie auch 2025 wieder mit bewährten Methoden und Instrumenten unterstützen:

• Datengetriebene Bewertung des für Ihr Unternehmen optimierten Beschaffungsmodells (Starter-Paket)
• Begleitung bei der operativen Energiebeschaffung sowie dem Risikomanagement (power care) 
• individuelle Beratung genauso wie eine Reihe an Webinaren und Weiterbildungen (Veranstaltungen)

Ich wünsche Ihnen geschäftlich ein erfolgreiches Jahr 2025. Und Ihnen persönlich Gesundheit, privates Glück und viel Spaß und Erfolg bei dem, was Sie dieses Jahr unternehmen.

Mit freundlichen Grüßen

Ihr Urs Neuhöffer

Geschäftsführer succedo Unternehmensberatung GmbH

Die Pläne von CDU-Kanzlerkandidat Friedrich Merz, keine Kraftwerke mehr stillzulegen, bevor Ersatz am Netz ist, könnten eine Verschiebung der Anlagen in die Netzreserve bedeuten, was die Stromkosten treiben sollte, sagten Analysten diese Woche gegenüber Montel.

Merz hatte in einer Rede am Wochenende einen Paradigmenwechsel in der Energiepolitik angekündigt und erklärt, man wolle „nichts mehr abschalten”, bevor nicht Ersatz am Netz sei.

Auch laut dem CDU-Wahlprogramm, das am Dienstag vorgestellt wurde, dürfe es „kein weiteres endgültiges Abschalten von Kohlekraftwerken” geben, solange kein Ersatz vorhanden sei. Da allerdings die Marktbedingungen für Kohle- und Gaskraftwerke aktuell wenig aussichtsreich sind, gehen Analysten davon aus, dass die Betreiber schon deswegen in den kommenden Monaten Anlagen stilllegen werden.

„Die Anlagen müssen [dann] so lange in der Netzreserve bleiben, bis die Systemrelevanz nicht mehr gegeben ist, also theoretisch sehr lange”, sagte Christoph Maurer, Geschäftsführer vom Beratungshaus Consentec. „In der Zeit müssen die ÜNB unter anderem notwendige Erhaltungsinvestitionen tragen, auch größere, wenn etwas kaputt geht”, so Maurer. Diese Ausgaben werden über die Netzentgelte umgelegt und würden so die Stromkosten für die Verbraucher erhöhen, so Maurer.

Von Januar bis August dieses Jahres hat die Netzreserve rund 400 Mio. EUR an Kosten verursacht, bei 8,6 GW an Gas- und Steinkohlekapazitäten, zeigten Daten der Bundesnetzagentur. Bis 2027 sind derzeit laut BNetzA noch 4,6 GW an Anlagen zur Stilllegung vorgemerkt. „In der Tat dürfte sich bei vielen Kohlekraftwerken aber in absehbarer Zeit die Herausforderung stellen, dass diese aufgrund der Ertragssituation möglicherweise rein marktbasiert das System verlassen wollen”, sagte Maurer. Gehen diese Kraftwerke in die Netzreserve über, dann bedeutet dies zudem, dass sie dem Markt nicht mehr zur Verfügung stehen, was die Knappheit am Markt weiter vergrößern würde.

Auch Mirko Schlossarczyk vom Beratungshaus Enervis sieht die Netzreserve als wesentliches Werkzeug, Kraftwerke nicht abzuschalten. „Ein Kraftwerksbetreiber wird ein Kraftwerk in aller Regel nur betreiben wollen, wenn es auch absehbar wirtschaftlich ist”, so Schlossarczyk. „Bei einem unwirtschaftlichen Betrieb und gleichzeitigem Stilllegungsverbot ist natürlich die wirtschaftliche Kompensation ein ganz entscheidender Punkt.”

Mit dem Erhalten der Kapazitäten sollten laut Merz auch zukünftig Dunkelflauten verhindert werden. Eine windarme Phase hatte in der vergangenen Woche zu stündlichen Strompreisen in der Day-Ahead Auktion von knapp unter 1.000 EUR/MWh geführt. Allerdings nehmen die Kraftwerke in der Netzreserve nicht mehr am Markt teil, so dass ihr Stromangebot auch in der Auktion nicht mehr preisdämpfend wirkt. „Das würde also zwar möglicherweise helfen, physische Knappheiten bei Dunkelflauten zu vermeiden, würde aber nicht die Problematik des Auftretens von Preisspitzen adressieren”, so Maurer weiter.

Trotz offizieller Lieferstopps fließt weiterhin russisches Erdgas über die Slowakei nach Österreich. Experten vermuten, dass ein Teil davon für westeuropäische Unternehmen bestimmt ist. An der Börse steigt der Gaspreis derweil Richtung Jahreshoch.

Eigentlich erhält der österreichische Öl-, Gas- und Chemiekonzern OMV seit dem 16. November um 6.00 Uhr kein Erdgas mehr vom russischen Energiekonzern Gazprom. Hintergrund ist ein Rechtsstreit über ausgefallene Gaslieferungen in Deutschland im Jahr 2022. Ein Schiedsgericht hatte der OMV im November Schadenersatz von 230 Millionen Euro zugesprochen. Daraufhin kündigte die OMV an, diesen Betrag von der monatlichen Gasrechnung abzurechnen – worauf Gazprom die Lieferungen einstellte.

Laut einem "Handelsblatt"-Bericht legen Daten des europäischen Ferngasleitungsverbands ENTSOG allerdings nahe: Auch 20 Tage nach dem Lieferstopp kommt in Österreich noch Pipelinegas aus dem Osten an. Da es sich inzwischen nicht mehr um bereits losgeschickte Restmengen handeln könne, müsse irgendjemand noch russisches Gas von Gazprom kaufen und somit die Gaslieferungen aufrechterhalten. Ansonsten hätte der Staatskonzern die Lieferung schließlich eingestellt.

Um wen es sich bei dem Abnehmer handele, ließe sich zwar nicht lückenlos nachweisen. Da an jeder Grenze, die das Gazprom-Gas durchquere, allerdings die Gasflüsse sichtbar werden, ließen sich zumindest Rückschlüsse ziehen. Die Haupttransportroute für russisches Erdgas verläuft über Pipelines durch die Ukraine und weiter über die Slowakei bis zum Gasknotenpunkt Baumgarten, der nahe der slowakischen Grenze im Osten Österreichs liegt. Während Deutschland schon seit September 2022 kein Gas mehr aus Russland erhält, bezog Österreich bis einschließlich Oktober dieses Jahres noch mehr als 80 Prozent seiner Erdgasimporte aus Russland.

Recherchen des "Handelsblatts" legen nahe: Zeitweise bleiben deutlich höhere Gasmengen in der Slowakei als zuvor. So lag die Gaslieferung aus der Ukraine an die Slowakei beispielsweise am 20. November nur ein halbes Prozent unter der Lieferung vom 15. November - vor dem Lieferstopp an OMV. Experten gehen davon aus, dieses Gas fließe einerseits in Gasspeicher. Andererseits direkt an slowakische Haushalte. Gegenüber der Zeitung bestätigt der slowakische Energieversorger SPP zwar nicht, Gasmengen gekauft zu haben, die eigentlich für OMV bestimmt gewesen sind. Ein Unternehmenssprecher teilt allerdings mit: "Die Lieferungen für SPP erfolgen in Übereinstimmung mit unserem Vertrag und den bestellten Mengen." Eine kurzfristige Anpassung der Liefermenge schließe das laut "Handelsblatt" nicht aus. Dass noch immer die gleiche Menge durch die Ukraine fließe, obwohl ein großer Verbraucher die Abnahme von Gas eingestellt habe, zeige, dass in Europa nach wie vor ein großes Interesse an diesem Gas bestehe, teilt das Unternehmen mit.
In Österreich kamen laut dem Bericht am 20. November 22 Prozent weniger Gas an als am 15. November. Gasmarktkenner vermuten, ein westeuropäisches Unternehmen kaufe das Gas, das an der österreichischen Grenze ankommt. Bestätigen ließe sich das aber nicht. Kenner vermuten hinter dem Unternehmen einen Schweizer Rohstoffhändler wie Vitol oder Gunvor oder aber ein Gazprom-Tochterunternehmen wie Gazprom Italia oder Centrex.

Die Gasmengen, die Österreich in Richtung Italien, Deutschland oder Slowenien verlassen, haben sich laut dem Bericht im Vergleich zu der Zeit vor dem Lieferstopp an OMV nicht grundlegend verändert. Es sei also davon auszugehen, dass das Russland-Gas, das nicht in der Slowakei abgezweigt werde, in Österreich bleibe. Mit Jahresende läuft der Transitvertrag zwischen Russland und der Ukraine aus, spätestens dann wird das Pipelingas versiegen. Auch Gazprom geht in seiner internen Planung davon aus, dass ab 2025 kein Gas mehr über die Ukraine nach Europa fließen wird.

Der Markt bereitet sich derweil bereits auf ein mögliches Ende der russischen Gaslieferungen durch die Ukraine vor. Zuletzt ist der Preis für Erdgas diese Woche in die Nähe des Jahreshochs gestiegen. Der richtungweisende Terminkontrakt TTF zur Auslieferung in einem Monat wurde an der Börse in Amsterdam zeitweise mit 48,65 Euro je Megawattstunde (MWh) gehandelt. Damit fehlte nicht mehr viel zum höchsten Preis seit Ende des vergangenen Jahres, der im November bei 49,55 Euro erreicht worden war. Am Markt wurde das erhöhte Preisniveau zudem mit einem ungewöhnlich schnellen Abbau der Gasvorräte erklärt. Dies habe mit einer vergleichsweise kalten Witterung zu tun. Außerdem sei in den vergangenen Tagen nur wenig Windenergie erzeugt worden, was den Gasverbrauch zur Stromgewinnung erhöht habe.

Den orig. Artikel finden Sie hier:  n-tv.de

Die Strombörse Epex Spot will mit neuen Regeln für Ausweichprozesse verhindern, dass es zu unterschiedlichen Spotpreisen in europäischen Strommarkt kommt. Dafür sollen im
Dezember Vorschläge vorgelegt werden. „Vorschläge werden auf Basis der Hauptanforderungen eines einheitlichen Preises, einer sicheren Marktergebnisabwicklung und der Vermeidung von Ungleichgewichten entwickelt”, sagte Börsensprecherin Maria Schubotz zu dem Fachmedium Montel. Eine Arbeitsgruppe, bestehend aus Mitgliedern des Epex-Börsenrats, arbeitet seit Juli an neuen Routinen. 

Hintergrund

Ausgelöst wurde der Schritt durch einen Vorfall am 25. Juni, als technische Probleme der Epex die Kopplung mit den anderen Börsen in Mittel- und Westeuropa verhindert hatten. Infolgedessen musste die Börse die Spotpreise für mehrere wichtige europäische Märkte für den 26.Juni nur auf Basis ihres eigenen Orderbuchs berechnen. Damit kam es zu einem starken
Preisunterscheid im Vergleich zu anderen Börsen. Während die Epex in Deutschland ein Grundlastpreis von 492,04 EUR/MWh als Ergebnis der DayAhead-Auktion auswies, waren es bei den Börsen Nord Pool und EXAA nur 103,01 EUR/MWh. 

Die deutschen Gaspreise im Marktgebiet Trading Hub Europe (THE) sind am Montag trotz stabiler Fundamentaldaten gestiegen. Die Situation bleibt angesichts der Unsicherheiten um die russischen Gasflüsse durch die Ukraine angespannt. Der Day-Ahead legte bei einem Broker um 0,85 EUR auf 49,18 EUR/MWh zu. Im Tagesverlauf war der Kontrakt bis auf 49,60 EUR/MWh gestiegen, den höchsten Preis seit dem 30. Oktober 2023. Der Frontmonat handelte an der EEX zuletzt bei 49,50 EUR/MWh, 1,78 EUR höher zum Abrechnungspreis von Freitag. Am Freitag hatte der Kontrakt mit einem zwischenzeitlichen Hoch von 49,78 EUR/MWh seinen höchsten Stand seit dem 15. November 2023 erreicht. Der Markt sei nervös und verfolge eng die Nachrichten in Zusammenhang mit Russland, sagten Marktteilnehmer.

Obwohl der russische Gaskonzern Gazprom vor einer Woche entschieden hatte, den österreichischen Gasversorger OMV nicht länger zu beliefern, kamen weiterhin Mengen durch die Ukraine, vermutlich an einen anderen Einkäufer im Spothandel. Inwiefern der Transitvertrag für die Gasflüsse durch die Ukraine erneuert werden kann, bleibt unklar. Unterdessen weisen die Fundamentaldaten auf eine gute Versorgungssituation hin, hieß es aus dem Markt. Die Temperaturen in Deutschland verharren in dieser Woche bei 4,9 C, im Durchschnitt etwa 1,5 Grad oberhalb der saisonalen Norm. Die deutschen Gasspeicher waren aktuellen Daten von Samstag zufolge zu 92,5% gefüllt, 0,3% weniger als am Vortag. Die norwegischen Gasflüsse nach Deutschland mittelten am Montag bislang bei 133,1 Mio. Kubikmeter/Tag, 1,2 Mio. Kubikmeter unter dem Durchschnitt der Vorwoche, zeigten Gassco-Daten.