Außergewöhnlich. Das eine ist das Thema, das momentan in aller Munde ist.

Wir erleben gerade das trockenste Jahr, seit wir hydrologische Aufzeichnungen machen. Das hat natürlich auch eine Auswirkung auf unsere Ergebnisse.

Und zum Zweiten, und Ingun Metelko hat schon gesagt, es ist das letzte Mal, dass ich mit Peter Kollmann hier vor Ihnen stehe. Nach 13 Jahren bei Verbund, nach acht Jahren, wo wir gemeinsam im Vorstand gearbeitet haben, davon sechs Jahre, wo ich als CEO die Verantwortung für das Unternehmen trage, hat Peter Kollmann als mein CFO mich hier begleitet.

Ich möchte daher auch diese Gelegenheit wahrnehmen, Peter, dir zu danken. Verbund ist ein finanziell kerngesundes Unternehmen, und das ist zu einem sehr großen Teil auch dein Verdienst.

Wir haben wirklich sehr gut zusammengearbeitet. Ich habe das sehr zu schätzen gewusst.

Daher tut es mir natürlich leid, dass Peter Kollmann das Unternehmen jetzt verlässt. Auf der anderen Seite hat eine neue Herausforderung vor sich, was mich auch wiederum freut.

Aber an dieser Stelle einmal vielen Dank, Peter, für deinen großen Einsatz fürs Unternehmen und für die gute Zusammenarbeit. Meine Damen und Herren, wir zeigen Ihnen heute ein Ergebnis, und Peter wird das im Detail dann machen, das gekennzeichnet ist von Rückgängen im Ergebnis gegenüber dem Vorjahr.

Und das hat im Wesentlichen zwei Gründe. Das eine ist die Menge, und das andere ist der Preis.

Beide Risiken haben entsprechend durchgeschlagen aufs Ergebnis. Im Ergebnis vor Zinsen ungefähr mit einem Rückgang von einem Viertel gegenüber dem Vorjahr und beim Konzernergebnis mit ungefähr einem Drittel.

Das heißt, wir sehen schon, dass auch unser Geschäftsmodell gerade sehr stark davon abhängig ist, wie sich Mengen und Preise entwickeln. Als Erzeuger sind wir hier natürlich exponiert.

Wir sehen rückläufige Strompreise, auch wenn in der jüngeren Vergangenheit an den Großhandelsmärkten die Preise wieder gestiegen sind. Das ist noch nicht reflektiert im Ergebnis der ersten beiden Quartale.

Und auf der anderen Seite uns trifft natürlich sehr stark diese Trockenheit. Verbund ist ja sehr stark auch ein Wasserkrafterzeuger.

Und wir liegen in den ersten beiden Quartalen bei einem Erzeugungskoeffizienten von 0,68, mittlerweile sogar bei 0,65. Das bedeutet, uns fehlt schlicht ein Drittel der Wassermenge, die wir in unseren Wasserkraftwerken verarbeiten.

Das ist noch einmal schlechter als im Vorjahr. Wir hatten im Vorjahr einen Erzeugungskoeffizienten von 0,79, und das war schon ein Wasserjahr, das eines der schlechtesten gewesen ist.

Das Jahr 2026 ist tatsächlich mittlerweile das trockenste Jahr, seit wir hydrologische Aufzeichnungen machen, und das sind immerhin 100 Jahre. Das heißt, diese Trockenheit kommt auch im Ergebnis an.

Im ersten Halbjahr 1,2 TWh weniger aus der Wasserkraft erzeugt, das sieht man natürlich auch im Ergebnis. Jetzt muss man sagen, zum Teil konnten wir das wieder kompensieren.

Auf der einen Seite mit den Speicherkraftwerken und auf der anderen Seite mit anderen Erzeugungstechnologien, die auch ein anderes Erzeugungsprofil haben, das ist vor allem Wind und Photovoltaik, und auch nicht nur durch eine technologische Diversifizierung, sondern auch durch eine geographische Diversifizierung. Wir haben auch europaweit durchaus unterschiedliche Wetterzyklen.

Das Verbund-Erzeugungsportfolio ist breiter aufgestellt, auch europäisch, auch in anderen europäischen Ländern. Und insofern bestätigt sich auch unsere Strategie, dass wir eine breitere Aufstellung in der Erzeugung brauchen, eine Diversifizierung sowohl technologisch als auch geographisch.

Das heißt, das hat diesen wuchtigen Effekt aus der Trockenheit doch auch wieder mitigiert, sodass wir insgesamt doch zu einem Ergebnis kommen, das auch innerhalb unserer Prognose liegt. Nun lassen Sie mich einige Dinge auch noch sagen zum Thema Trockenheit, weil es ohnedies immer wieder gefragt wird: Hat das auch Auswirkungen in Österreich auf die Versorgungssicherheit?

Wir können sagen, aktuell ist die Versorgungssicherheit gewährleistet, eben durch eine entsprechende technologische Streuung in der Erzeugung. Wir haben nach wie vor die Wasserkraft als grundlastfähige Technologie, die die Basisversorgung in Österreich darstellt, auch wenn sie aktuell in diesen Tagen, wo es jetzt besonders trocken und heiß ist, ungefähr die Hälfte liefert eines Normaljahrs von der Leistung her.

Hier springt insbesondere in den Tagesstunden und die Mittagsspitze die Photovoltaik ein mit ungefähr 6.500 MW in der Mittagsspitze. Das ist etwas, was uns am Tag hilft.

Das ist übrigens auch dann Strom, der verwendet wird in den Pumpspeichern für die Pumpleistung. Und die Versorgungssicherheit wird sehr stark gewährleistet durch diese Pumpspeicher, und zwar in den Morgen- und Abendstunden, das heißt an den Tagesrändern, wo die Photovoltaik nicht mehr liefert.

Auch Wind ist derzeit relativ moderat, also wir haben ein bisschen Wind in den Abend- und Nachtstunden, aber vergleichsweise wenig durch kaum Druckunterschiede in der Großwetterlage. Aber die Pumpspeicher füllen diese Lücke, wie gesagt, in den Morgenstunden und in den Abendstunden.

In den Nachtstunden ist es dann vor allem der Import, der die Versorgung ergänzt, sodass wir insgesamt sagen können, wir haben eine stabile, sichere Versorgung in Österreich. Man muss aber wirklich sagen, hier sind ein Mix aus Erzeugungstechnologien verantwortlich dafür, dass das funktioniert.

Und das ist genau das, was wir immer wieder sagen, dass wir einen technologischen Mix in der Erzeugung in Österreich brauchen, Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Und deswegen müssen wir auch gut überlegen, wie wir auch für die Zukunft ein System planen, wie wir auch die entsprechenden Anreize setzen.

Das gilt für Österreich, das gilt aber auch für Europa. Wir haben in Europa einige Staaten, die stark im Export sind, das ist insbesondere Frankreich, das ist aber auch Tschechien, das sind die Niederlande, das ist zum Teil auch die Schweiz.

Und wir haben Länder, die sind Importeure, stärker. Der größte ist Italien, aber auch die osteuropäischen Länder und auch Österreich gehört zu den Importeuren.

Das heißt, wir haben eine Herausforderung, die der Klimawandel mit sich bringt. Für uns ist die Versorgungssicherheit das wichtigste Ziel.

Das können wir gewährleisten zum einen mit der Wasserkraft als grundlastfähige Erzeugung, die das Rückgrat bildet, aber ergänzt insbesondere mit den Pumpspeichern, die gerade jetzt dafür sorgen, dass wir sicher versorgt werden, in Zukunft auch mit Batteriespeichern. Notwendig ist ein Ausbau der Netze.

Diese Resilienz des Systems kommt von leistungsfähigen Netzen, und andere Erzeugungstechnologien mit anderen Erzeugungsprofilen wie Wind und Photovoltaik sind hier eine notwendige Ergänzung, sowie eine Flexibilisierung des Verbrauchs und eine Integration in den europäischen Strommarkt. Das ist im Wesentlichen das To-do auch für die österreichische Stromversorgung.

Und hier sehen wir uns auch bestätigt in unserer Strategie, indem wir investieren weiterhin in die Wasserkraft, aber auch in andere Technologien und in einer entsprechenden auch europäischen Perspektive. Wir glauben, dass insbesondere Flexibilität noch wichtiger werden wird, und auch das ist eine Mission, die wir haben.

Wir verstehen uns nicht nur als Erzeuger, Verbund ist auch ein Systemgestalter. Und wenn der Klimawandel auch die Architektur des Stromsystems verändert, dann sind wir diejenigen, die hier auch langfristig weiterentwickeln und einen entsprechenden Beitrag leisten.

Das heißt, in einem trockenen Jahr wie 2026 geht es nicht nur kurzfristige Reaktionen auf diese Trockenheit, es geht tatsächlich eine längerfristige Weiterentwicklung im Sinne auch der Resilienz. Damit möchte ich ein paar kurze Sätze sagen zu den Rahmenbedingungen.

Wir haben auf der nationalen Ebene einiges, was derzeit in Arbeit ist. Das ist zum einen ein neues Tarifsystem für die Netze.

Es wurde eine Systemnutzungsentgelte-Grundverordnung konsultiert, die ist bereits abgeschlossen, die schon eingeht auf die künftigen Bedürfnisse eines Stromsystems, das insbesondere die Erneuerbaren integriert, das mehr Flexibilität braucht. Hier gibt es insbesondere auch eine Leistungskomponente in der Tarifierung, das begrüßen wir.

Es soll ab dem 1. Jänner in Kraft treten, dann mit einer neuen Systemnutzungsentgelteverordnung, das heißt, dann werden die neuen Netztarife entsprechend durch den Regulator festgelegt.

Das Zweite ist, die Regierung hat einige Maßnahmen angekündigt im Sinne von Unterstützung. Das ist zum einen der Industriestrompreis, der ab dem 1.

Jänner gelten soll. Das ist die Fortführung der Strompreiskompensation, und das ist neu, eine Art Krisenmechanismus, wo im Fall einer Krise ein Deckel für die Haushalte und Unternehmen gelten soll.

Wir wissen noch nicht ganz genau, wie ausgestaltet ist. Wir sehen das relativ skeptisch, ehrlich gesagt.

Erstens gibt es eine europäische Regelung für Krisenfälle. Österreich macht hier, wenn Sie so wollen, ein Gold-Plating, indem man sagt, wir haben eine Krise, bevor eine Krise europäisch stattfindet, gibt es sozusagen in Österreich schon eine Krisenregelung.

Das sehen wir eher kritisch, können es aber abschließend erst beurteilen, wenn es am Tisch ist. Es sind zwei Novellen des Erneuerbaren-Ausbau-Gesetzes angekündigt.

Zum einen geht's die Einspeisetarife bei negativen Strompreisen. Bei einer größeren Novelle geht's dann die Contracts for Difference, die ja europäisch vorgeschrieben sind, und es braucht eine Anpassung im EAG, das auch umzusetzen.

Und auf der Gasseite gibt es die Umsetzung des Gas- und Wasserstoffpakets der EU. Angekündigt ist von der Kommission eine Reform des Emissionshandelssystems, des ETS.

Das muss erst im Trilog ins Ziel gebracht werden, also mit dem Rat und mit dem Parlament. Aber im Wesentlichen ist es eine Aufweichung des Systems, indem auf der einen Seite Gratiszertifikate länger im Markt sein werden und auch der Reduktionsfaktor herabgesetzt wird.

Das ist ein Entgegenkommen in Richtung Industrie, ihre Wettbewerbsfähigkeit zu sichern. Ein wichtiger Punkt ist drinnen, etwas, worauf wir schon öfter hingewiesen haben: Die Einnahmen aus dem ETS-Handel und auch aus anderen CO2-Bepreisungen sollten nicht in den Budgets der Mitgliedstaaten versickern, sondern gezielt wiederverwendet werden zur Unterstützung etwa der Industrie, die diese Kosten ja zu bezahlen haben.

Dann gibt's den Elektrifizierungsplan, ein wichtiges Paket. Warum?

Weil Elektrifizierung aus unserer Sicht der beste Weg ist, Wettbewerbsfähigkeit zu erhalten und gleichzeitig auch die Klimaziele zu erreichen. Europa hinkt in der Elektrifizierung im Vergleich zu anderen Wirtschaftsräumen nach.

Wir sind bei ungefähr 22%, 23% Elektrifizierung. China etwa ist bei 30%, Japan und die Skandinavier noch weiter.

Das Ziel ist jetzt 46% bis 2040. Grids Package und Industrial Accelerator Act, das kennen Sie, da gehe ich jetzt nicht näher darauf ein.

Ich habe schon über die Trockenheit einiges gesagt. Wie gesagt, wir forschen schon gemeinsam mit dem AIT, mit GeoSphere Austria und mit der Universität für Bodenkultur an diesen Veränderungen seit vielen Jahren.

Das ÖKS26, die neue Modellierung, kommt jetzt, das heißt, wir werden ab Herbst genauere Ergebnisse haben. Aber die Grundaussage ist: Wir haben unterjährig Verschiebungen in den Niederschlägen und im Niederschlagsdargebot.

Wir haben auf der anderen Seite eine signifikante Erhöhung der Verdunstung, und das ist schon ein relevanter Faktor für uns auch in der Wasserkraft. Und es gibt einfach größere Schwankungen auch im Betrachtungshorizont mehrerer Jahre.

Also es kann sein, dass es mehrere Trockenjahre gibt und dann gibt es wieder bessere Wasserjahre. Das heißt, wir müssen mit diesen Schwankungen entsprechend umgehen.

Und auch bei uns heißt das, wir müssen Anpassungsmaßnahmen vorsehen. Das ist zum einen die schon erwähnte Diversifizierung in den Erzeugungstechnologien.

Das sind vor allem die Speicher, die wir nutzen müssen. Das sind auch entsprechende Anpassungen der Anlagen und Effizienzsteigerungen und auch Hybridisierungen von Anlagen, auf diese Veränderungen zu reagieren.

Damit komme ich zu wesentlichen Projekten als letzter Teil. Wir haben im Bereich der Wasserkraft größere Pumpspeicherprojekte derzeit in Vorbereitung.

Das ist zum einen in Kaprun der Pumpspeicher Schaufelberg, sowie die Wiederverleihung der bestehenden Anlagen. Dazu müssen diese auch immer den neuesten Stand der Technik aufweisen, das heißt, auch das erfordert entsprechende Investitionen.

Schaufelberg wären weitere 480 MW, die wir derzeit für die UVP vorbereiten. Der Energiespeicher Riedl, das ist oberhalb von Jochenstein, ein Pumpspeicher in Bayern gelegen, da haben wir mittlerweile die Genehmigung bekommen, den Planfeststellungsbescheid und den Sofortvollzug beantragt.

Wir starten mit den ersten Maßnahmen voraussichtlich im Winter. Ein neues Projekt ist der Pumpspeicher Salza.

Dieses Pumpspeicherkraftwerk mit einem Oberbecken über einem bestehenden Verbund-Kraftwerk in der Steiermark hat ebenfalls eine Leistung von 480 MW. Da bereiten wir vor das UVP-Genehmigungsverfahren.

Wie gesagt, das sind alles Projekte in Vorbereitungen, da gibt's noch keine Investitionsentscheidungen, das ist etwas, was derzeit auch in Prüfung ist. Dasselbe gilt für weitere Laufwasserkraft in Golling, in Stübing, in Leoben Ost, wo wir entsprechende Projekte entwickelt haben.

Dazu kommen die gesamten Revitalisierungsmaßnahmen, das heißt, bestehende Kraftwerke, die durch leistungsfähigere Maschinensätze auch entsprechend leistungsfähiger gemacht werden. Insgesamt über 600 Millionen Euro, die wir hier investieren bis 2032, ergibt in Summe eine zusätzliche Leistung von 90 MW.

Dazu kommen die ökologischen Maßnahmen für Renaturierung mit 400 Millionen bis 2027. Im Bereich Wind und Photovoltaik ist in 2026 mit Inbetriebnahmen zu rechnen in Deutschland, Italien, Rumänien und Spanien in der Größenordnung von 212 MW, und die Baureifmachung von weiteren Projekten in der Größenordnung von 1,1 GW in Österreich, Deutschland, Spanien, Italien, Rumänien und Albanien ist ebenfalls für 2026 geplant.

Derzeit sind 1.300 MW Leistung installiert in Photovoltaik und Wind in unserem Erzeugungsportfolio. Und damit übergebe ich an Peter Kollmann, der gleich mit der Infrastruktur anschließt.

Danke, Michael. Du hast schon einige Worte gesagt.

Die Pressekonferenz war für uns beide immer ein Highlight. Wir haben das sehr gerne gemacht und wir haben das besonders zusammen gerne gemacht.

Und ich möchte mich aber auch ganz besonders an Sie richten und mich bei Ihnen bedanken. In den vielen Jahren sind Sie zu echten Kennern des Verbund-Geschäftsmodells geworden, was angesichts von Geopolitik, Strompreisen, Kriegen, Volatilität, Gaspreisen, ich könnte jetzt noch sehr, sehr lange weitermachen, absolut nichts Selbstverständliches ist.

Damit gehören Sie zu einer exklusiven Minderheit in Österreich. Unsere gemeinsame Aufgabe war es, Orientierung zu geben.

Nicht einfach, weil sich sehr oft die Spielregeln geändert haben, aber auch das Spiel selbst. Und die eine Sache, die man sagen kann: Langweilig war uns nie.

Ich glaube, es hat keine einzige Pressekonferenz, die ich jetzt in fast 13 Jahren mit Ihnen gemacht habe, wo wir nicht außergewöhnliche Situationen hatten. Ich möchte mich ganz herzlich für Ihr Interesse, für Ihre Neugier und für die vielen interessanten Diskussionen und den spannenden Austausch bedanken.

Es hat mir immer eine ganz besondere Freude gemacht. Und damit komme ich auch schon zur Infrastruktur.

Sie werden sich an die letzte Pressekonferenz erinnern. Wir sagten, die Infrastruktur ist eine absolute Voraussetzung, ist ein Fundament für die Energietransformation.

Ich glaube, dem können wir alle zustimmen. Aber es ist ganz interessant, wie oft wir sehen, dass es auch wirklich so ist.

Und der Michael hat es bereits erwähnt: Wir hatten eine Dunkelflaute, man könnte fast sagen eine Dunkeltrockenflaute, ich glaube, das ist ein neues Wort. Und das zeigt ganz klar, dass wir diese Herausforderungen, die uns hier gegeben werden, extern, die wir nicht beeinflussen können, die müssen wir bewältigen.

Und die Infrastruktur ist ein ganz wesentlicher Faktor, damit wir das bewältigen können. Und ich habe hier einige Projekte, an denen wir arbeiten, und ich möchte eines herausgreifen, weil es sehr gut hineinpasst, und zwar die 380-kV-Leitung nach Deutschland hinein.

Diese Leitung, die wir zu einem Zeitpunkt geplant haben, wo wir noch nicht wussten, wie wichtig sie einmal sein würde, und die jetzt im Jahr 2027 fertig sein wird, ermöglicht, dass der Stromfluss zwischen Österreich und Deutschland, egal in welche Richtung, mehr Kapazität hat. Warum ist das so wichtig?

Wir haben im letzten Jahr, und das hat sich fortgesetzt in dieses Jahr, eine Preisdifferenz gehabt von fast 10 Euro. Jetzt werden Sie sagen: 10 Euro.

10 Euro bedeutet für die österreichische Volkswirtschaft 700 Millionen an Mehrkosten gegenüber Deutschland. Und Deutschland ist natürlich ein Partner, aber auch ein Wettbewerber.

Das heißt, unsere Wettbewerbsfähigkeit aufrechtzuerhalten, das Richtige für die Volkswirtschaft insgesamt zu tun, müssen wir die Infrastruktur ausbauen. Und das gilt nicht nur für die Deutschland-Leitung, sondern das gilt natürlich auch für viele andere Projekte, an denen wir emsig arbeiten.

Das Gas ist etwas, was immer stiefmütterlich betrachtet wird. Es ist ja ein bisschen böse, wenn wir ganz ehrlich sind, oder es wird zumindest als ein bisschen böse dargestellt.

Böse, aber wir brauchen es. Wir können ohne diese Brückentechnologie können wir unser System nicht stabilisieren.

Und es waren eben besonders diese Phasen, über die Michael gesprochen hat, wo wir nicht nur die Importe, sondern auch unsere Gaserzeugung gebraucht haben, damit wir das System stabilisieren. Und unsere Gas Connect Austria dient eben auch dazu, dass dieses Gas, das wir brauchen, nach Österreich kommt.

Und da gibt es ein Projekt, auf das ich hinweisen möchte, aber das Sie alle ohnedies kennen, weil es viel durch die Presse gegangen ist, das ist der WAG LOOP. Und dieser WAG LOOP mit einem CapEx, also mit einer Investitionsgröße von ungefähr 175 Millionen Euro, steigert die Kapazität von einem neuen Gasfluss.

Weil früher hatten wir ja die Gasflüsse, die von Russland nach Österreich gekommen sind, und wir haben weiterexportiert nach Deutschland. Jetzt haben wir die Gasflüsse, und die brauchen wir, die von Deutschland hereinkommen.

Und deswegen ist es so wichtig, dass wir diesen WAG LOOP bauen. Und damit komme ich jetzt zu unseren Ergebnissen.

Das ist eine Serviceleistung an Sie, wo wir alles noch einmal ganz nett zusammenfassen. Das werde ich jetzt überspringen, und ich gehe gleich in eine Seite, die wir nie verändert haben, weil sie alles sagt und weil sie sehr wichtig ist.

Und zwar die wesentlichen Einflussfaktoren. Die wesentlichen Einflussfaktoren sind die Menge, deswegen ist die Trockenheit ein Problem, weil die Menge zurückgeht, und der Preis, der Strompreis.

Deswegen haben wir auch so oft in dieser Pressekonferenz in den vielen Jahren über den Strompreis gesprochen. Am einfachsten kann man sich orientieren, wenn man auf die Grafik blickt rechts oben.

Sie sehen, dass bereits 2025 ein sehr trockenes Jahr war. Und wir haben damals ja sehr viel über diese Trockenheit gesprochen, es war bei 0,76.

Und jetzt haben wir wieder ein sehr trockenes Jahr mit 0,68. 0,68 ist in der Tat ein echter Ausreißer, eine ausgesprochen schlechte Zahl, enorme Trockenheit.

Sie sehen ja der langjährige Durchschnitt von 1, der Durchschnitt der letzten 100 Jahre. Das bedeutet, dass wir weniger produziert haben, und das bedeutet vor allem, dass das eine direkte Auswirkung hat auf unser EBITDA, auf unser Konzernergebnis, auf unseren Cashflow, auf alle unsere Kennzahlen.

Aber wir haben auch einen Preiseffekt, wenn Sie sich erinnern, wir haben immer gesagt: 1 Euro Preisveränderung, Entschuldigung, 1 Euro Preisveränderung ist 25 Millionen EBITDA hinauf oder hinunter. 1 Euro, 25 Millionen EBITDA.

Das sind schon enorme Zahlen. Und hier sehen Sie, dass wir vom Halbjahr 2025, wo wir noch bei 117,2 waren, runtergegangen sind auf 86,2.

Also wir haben eine Situation, mit der wir umgehen müssen, aber auch gut umgehen können, wo wir sowohl einen Mengeneffekt haben, der negativ ist, als auch einen Preiseffekt, der negativ ist. Und weil das so wichtig ist, haben wir die Entwicklung der Wasserführung noch einmal etwas anders für Sie dargestellt.

Und zwar haben wir einen längerfristigen Zeitraum genommen von drei Jahrzehnten und wir haben Ihnen die Bandbreite gezeigt. Und wenn Sie die Bandbreite sehen, hat es immer trockene Jahre gegeben und es hat immer feuchte Jahre gegeben.

Das Wetter lässt sich nicht beeinflussen, und es unterstreicht natürlich das, was Michael Strugl gesagt hat: Wir haben Verlagerungen, aber wir sehen im Moment noch keinen spezifischen Trend, was Österreich und uns betrifft. Kann sich das ändern?

Ja, es kann sich ändern. Wenn wir jetzt die nächsten fünf Jahre starke Trockenheit haben und kein Jahr, das über einem Hydrokoeffizienten von 1 ist, würde das natürlich bedeuten, dass hier das Regelarbeitsvermögen entsprechend adjustiert werden würde.

Diese Trockenheit, und Sie sehen hier das Halbjahr 2026 als den Ausreißer nach unten, und zwar ist nicht nur ein Ausreißer, wenn wir die letzten drei Jahrzehnte betrachten, es ist auch ein Ausreißer, wenn wir die letzten 100 Jahre betrachten, denn es ist der schlechteste Wert der letzten 100 Jahre. Und das hat finanzielle Auswirkungen.

Und die finanziellen Auswirkungen im ersten Halbjahr sind, und ich weiß, das ist eine große Zahl, 370 Millionen Euro im Vergleich zu einem Regeljahr. Und das muss ein Konzern wie Verbund absorbieren, und das können wir absorbieren aufgrund unseres diversifizierten Geschäftsmodells.

Diese Kennzahlen werden Sie jetzt nicht wundern, sie sind die Wirkung der Ursachen, die ich jetzt gerade beschrieben habe. Natürlich ist das EBITDA gefallen aufgrund der Faktoren, die ich beschrieben habe, und auch das Konzernergebnis ist gefallen.

Aber was Sie hier sehen, ist, dass die Investitionen steigen. Und über die Investitionen werde ich später noch sprechen, denn sie sind ein ganz ein wesentlicher Faktor nicht nur für Verbund, sondern auch für Österreich.

Und Sie sehen auf der rechten Seite die Investitionen in erneuerbare Erzeugung und Sonstiges. Sonstiges sind vor allem Batterien, wo wir ein Mitgestalter und eine Triebfeder dieses Systemwechsels sind.

Von einem zentralen System, wie wir es über viele Jahrzehnte kannten, das wesentlich einfacher war, zu einem dezentralen System mit all seinen Herausforderungen und Volatilitäten. Der Cashflow ist zurückgegangen, das ist nicht verwunderlich, auch der Free Cashflow nach Investition und Dividende.

Aber ein wesentlicher Punkt ist Nettoverschuldung. Und großzügigerweise hat der Michael vorhin gesagt, dass wir kerngesund sind, dass wir extrem gut aufgestellt sind.

Warum ist das so wichtig? Es ist immer gut, kerngesund zu sein, aber bei uns ist es besonders wichtig, weil wir eben diese Volatilität haben, weil wir eben diesen Gegenwind absorbieren müssen und weil wir extrem viel Unsicherheit haben.

Und Unsicherheit bedeutet reduzierte Planbarkeit. Und Planbarkeit ist eigentlich für einen Konzern das Wichtigste.

Und wenn wir externe Faktoren haben, die wir nicht einplanen können, dann brauchen wir eine Resilienz aufgrund von unserer Stärke. Und das zeigt sich in unserer Nettoverschuldung, die immer noch zu einer der geringsten Nettoverschuldungen gehört im Zusammenhang mit unserer Tragfähigkeit, mit unserer Schuldentragfähigkeit.

Und das reflektiert sich auch in unserem Rating, das eines der besten Ratings in Europa ist im Utility-Sektor. Und jetzt komme ich zu den Investitionen.

Wir haben das größte Investitionspaket für die nächsten drei Jahre, das wir jemals hatten in der Geschichte vom Verbund: 6,8 Milliarden Euro. Jetzt werden Sie sagen, 6,8 Milliarden, das ist wirklich enorm viel.

Erstens einmal: Macht das Sinn? Zweitens: Ist es sinnvoll im Sinne von unserem Beitrag für die Energietransformation, aber auch für uns selbst?

Die Antwort ist: Ja, natürlich. Warum?

Sie sehen es hier. Wir investieren rund 2,5 Milliarden Euro in den nächsten drei Jahren in das Netz.

Diese Investitionen in das Netz sind eine Conditio sine qua non, weil wir das Netz weiter ausbauen müssen. Wir müssen die neuen Erneuerbaren integrieren.

Wir müssen hier die Grundlagen, ich habe es vorhin erwähnt, dafür schaffen, dass das alles funktioniert und dass wir diese so wichtige Versorgungssicherheit haben. Wir investieren aber auch in die neuen Erneuerbaren, das ist eine wichtige Diversifikation für uns.

Und natürlich investieren wir weiter in unsere DNA, in unser Kerngeschäft, in das Wasser. Und hier geht es nicht nur Wachstumsinvestitionen, hier geht es natürlich auch darum, dass wir unsere Substanz, ist ja eine massive Substanz von fast 135 Wasserkraftwerken, dass wir die so erhalten, dass sie zu jedem Zeitpunkt das liefern, was wir erwarten.

Und Sonstiges, das sind Stromspeicher und Innovationsprojekte, die ebenfalls sehr wichtig sind, weil in diesem Systemwechsel haben wir eine Situation, das wurde bereits erwähnt: Wenn die Sonne scheint, dann kommt so viel Strom in das System hinein, und dieser massive Strom, der hier in die Netze hineingeht, führt natürlich dazu, dass die Strompreise fallen, manchmal sogar zu negativen Stunden führt. Und das kann man vermeiden, indem man es eben zu dem Zeitpunkt, wo der Strom günstig ist, dass es in die Batterien hineinkommt und von den Batterien dann ausgespeichert wird, wenn es notwendig ist.

Und das zeigt vielleicht, dass man diese Transformation als System denken muss. Und dieses System, diese Systemtransformation ist hochkomplex.

Jede Systemtransformation ist hochkomplex, diese ist besonders komplex. Und deswegen ist es so wichtig, und wir haben das immer wieder gesagt, dass alle Maßnahmen synchronisiert sind.

Also dass man es nie singulär betrachtet, sondern dass man immer sagt: Es gibt Wechselwirkungen von allem, was wir im Stromsystem machen. Wir haben das Fundament, das ist die Netzinfrastruktur, aber alles darüber hat enorme Auswirkungen, und deswegen müssen wir es immer gesamthaft denken, und das ist sehr, sehr wichtig.

Und damit komme ich zum Ausblick. Wir haben einen Ergebnisausblick, eine Prognose für das EBITDA von 2,1 bis 2,4 Milliarden und eine Konzernergebnisprognose von 1 Milliarde bis 1,15 Milliarden.

Eine Ausschüttungsquote nehmen wir an wie auch in den letzten Jahren von zwischen 45% und 55% bezogen auf das bereinigte Konzernergebnis. Darunter habe ich Ihnen die Sensitivitäten aufgezeigt: die Veränderung von 1 Euro im Großhandelspreis eben für das Restjahr jetzt von etwas mehr als 2 Millionen Euro, aber Sie sehen eine hohe Sensitivität von fast 10 Millionen Euro für eine Veränderung von 1% im Hydrokoeffizienten, also bei der Erzeugung der Wasserkraft.

Eine ganz wichtige Botschaft ist die Entwicklung nicht nur von 2026, sondern die Entwicklung 2027. Und hier möchte ich auf einen wesentlichen Aspekt eingehen.

Ich habe vorhin gesagt, dass die Strompreisnormalisierung gebremst wurde durch den Iran-Konflikt. Wie meine ich das?

Der Iran-Konflikt hat dazu geführt, dass die Strompreise gestiegen sind, weil das Gas gestiegen ist. Das Gas hat immer noch einen ganz wesentlichen Einfluss auf die europäischen Strompreise, auch auf die deutschen und auf die österreichischen Strompreise.

Und durch den Iran-Konflikt sind die Gaspreise sehr stark gestiegen. Wir sind heute bei 60 Euro, wir waren schon unter 30 Euro.

Also das ist eine Verdoppelung, das ist ein massiv hoher Gaspreis. Aber auch eine interessante Entwicklung ist, dass sich die Terminpreise, also jene Preise für Gas im Jahr 2027, ebenfalls sehr stark bewegt haben, von ca.

33, 34 auf über 40. Und das bedeutet natürlich nicht nur, dass die Strompreise 2026 höher sein werden, sondern auch die Strompreise 2027.

Das ist eine positive Nachricht unter den vielen ja, eher negativen Nachrichten, die wir heute geben mussten, weil es bedeutet, dass die Strompreise im Jahr 2027 für uns, für Verbund, einiges höher sein werden als die Preise 2026. Das sieht man hier bei dem Mark-to-Market.

Das Mark-to-Market möchte ich kurz erklären: Das sind im Prinzip jene Strompreise, die wir bereits gehedgt haben, und das sind jene offenen Mengen, die wir noch nicht gehedgt haben, und die Strompreise, die wir derzeit im Markt sehen. Und damit haben wir eine Prognose gemacht, und diese Prognose wäre eben Mark-to-Market für die gesamte Strommenge von 105 Euro im Jahr 2027.

Und darunter sehen Sie die abgesicherten Mengen. Wir sind fast 90% abgesichert für das Jahr 2026.

Das ist gut, das gibt unserem Konzernergebnis Stabilität. Und wir sind aber bereits 35%, also mehr als ein Drittel, abgesichert für das Jahr 2027.

Ja, mit diesem Ausblick möchte ich mich bei Ihnen verabschieden. Vielen Dank und es war mir eine besondere Freude.

Ja, Grüß Gott, Roman Payer. Ich habe zwei Fragen.

Eine Frage ist relativ einfach beantwortet: Sie haben ungefähr 1 TWh weniger aus Wasserkraft erzeugt über 2025. Wie viel ist das ungefähr in Millionen Euro zu aktuellen Preisen?

Und die zweite Frage betrifft Kaprun. Da haben Sie angesprochen die Revitalisierung von Schaufelberg, aber nicht die aufgrund der technischen Schwierigkeiten bei der Inbetriebnahme voriges Jahr, wie es da weitergeht mit Limberg 2 quasi.

Ja. Also ich werde das vielleicht etwas umfassender beantworten.

Das, was ich gesagt habe, ist, dass im ersten Halbjahr hat uns das 370 Millionen gekostet. Es ist so, dass sie 1 1 Euro im Strompreis, das ist ein Faktor, das sind die 25 Millionen.

Und wenn wir weniger produzieren, ja, dann ist jede Megawattstunde, die wir weniger produzieren, ist natürlich dann mit dem Preis, den wir erzielen könnten, einfach zu multiplizieren. Also wenn Sie sagen, Sie nehmen an einen Preis von 100 Euro, ja, dann ist eine 1 MWh weniger, die wir produzieren, ist 100 Euro.

Und so ergeben sich dann in Kombination zwischen den Mengen und dem Preis ergibt sich eben das, was wir weniger an Ergebnis haben. Und das zeigt sich aber ganz genau in den Halbjahresergebnissen, also in dem EBITDA-Rückgang und natürlich auch in dem Ergebnisrückgang auf diesen Folien, die ich gezeigt habe.

Limberg 3 ist im Reparaturplan derzeit wie vorgesehen. Wäre die erste Maschine im August, dass sie wieder ans Netz geht, und die zweite gegen Ende des Jahres.

Also wie gesagt, die Reparatur durch den Hersteller vor Ort verläuft planmäßig und wir gehen davon aus, dass dieser Zeitplan, August und Dezember, auch halten wird. Das ist Limberg 3.

Limberg 1 ist der Trafo, der erneuert werden muss. Da gehen wir davon aus, dass das im ersten Quartal 2027 abgeschlossen ist.

Also die erste Frage, wie die Wasserführung in 2027 sein wird, können wir natürlich nicht prognostizieren. Wir gehen in der Planung immer von einem Regeljahr aus.

Was die Klimaforschung betrifft, das habe ich schon angesprochen, wir sind derzeit intensiv mit den Forschern dabei, aufgrund der Modelle längerfristige Prognosen zu machen. Wie gesagt, das neue Modell ÖKS26 wird jetzt verarbeitet, wo wir im Herbst erste Ausblicke möglicherweise bekommen werden.

Insgesamt geht man aus heutiger Sicht davon aus, dass sich in der gesamten Region das Wasserdargebot nicht verändern wird insgesamt, dass es unterjährige Verschiebungen geben wird. Das heißt, wenn es wärmer ist auch im Winter, dann wird der Winter wasserreicher sein, wird die Wasserführung im Winter im Vergleich zu dem, was wir bisher kannten, besser sein.

Das ist kein Nachteil, denn gerade der Winter ist immer ein Zeitraum, wo wir eine Stromlücke gesehen haben aufgrund der niedrigen Wasserführung, aber auch weil die Photovoltaik hier nicht liefert. Da musste Wind und thermische Kapazität einspringen und der Import.

Wir sehen, dass es auch zwischen den Jahren Schwankungen geben kann, wobei auch mehrere trockene Jahre stattfinden können. Das ist aber schwer prognostizierbar.

Also wie gesagt, die Klimamodelle, die wir uns derzeit anschauen, da bekommen wir neuere Erkenntnisse im Herbst. Was die geographische Diversifizierung betrifft, haben wir ja schon wesentliche Schritte gemacht.

Wir sind neben unseren Kernmärkten mit Erzeugungsanlagen in Spanien, in Italien, in Rumänien und in Albanien tätig. Das sind vor allem Windkraft- und Photovoltaikanlagen.

In Albanien ist es auch noch Wasserkraft, weil dort die entsprechenden Voraussetzungen, also Sonnenstunden, Windstunden, deutlich besser sind als in Österreich. Wir haben aber solche Anlagen auch in Deutschland.

Das heißt, wir nutzen auch im gesamten Portfolio diese Effekte auch unterschiedlicher Wetterzyklen, diesen Portfolioeffekt, diesen Ausgleich der Schwankungen zu erzielen. Die installierte Kapazität insgesamt haben wir in der Präsentation schon gezeigt, das sind derzeit 1.300 MW in Photovoltaik und Wind.

Da ist tatsächlich der Großteil nicht in Österreich. Vielleicht an dieser Stelle auch eine kritische Bemerkung: Es ist in Österreich am schwersten, Windkraftwerke zu bauen.

Wir würden sehr gern mehr davon investieren, scheitern aber immer wieder an Genehmigungen. Wir sehen, ein Umdenken stattfinden müssen.

Also es gibt, was Targets betrifft, keine konkreten Pläne, sondern wir machen es immer so, dass wir den gesamten Markt ständig beobachten, dass wir uns immer wieder Dinge anschauen, aber wir haben derzeit keine Targets konkret im Visier, sodass wir das hier und heute berichten könnten.

Eine Frage zu den Auslandsaktivitäten: Kann man sagen, wie viel die zum Ergebnis beitragen?

Also wir haben verschiedene Auslandsaktivitäten, aber vor allem natürlich bei den neuen Erneuerbaren. Und die neuen Erneuerbaren werden ca.

im Gesamtjahr einen Beitrag haben von 125 Millionen EBITDA.

EBITDA, okay. Und eine andere Frage zur aktuellen Versorgungssicherheit.

Da haben Sie ja aufgezählt, was dazu beiträgt, aber die Gaskraftwerke nicht erwähnt. Ist es nicht so, dass die stark laufen zurzeit?

Also derzeit laufen auch thermische Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von ungefähr 700 MW. Das ist auf der einen Seite nicht viel, also wir haben ungefähr 8.000 MW Last am Tag.

Auf der anderen Seite ist es trotzdem außergewöhnlich, weil im Sommer normalerweise das nicht passiert. Diesmal aber schon, das heißt, auch die Thermik liefert einen Beitrag zur Stromerzeugung derzeit.

Und eine dritte Frage: Mich wundert, dass der Strompreis so steigt, wo wir doch

Das wird vor allem durch die Photovoltaik ausgelöst. Und der Strompreis steigt insgesamt, weil eben zu den Zeitpunkten, wo wir Strom brauchen und wo die Photovoltaik nicht liefert beziehungsweise nicht dorthin geliefert werden kann, wo es gebraucht wird, das ist wieder unsere Infrastrukturdiskussion, sind wir natürlich abhängig von der Merit-Order und von den Gaspreisen.

Und diese Gaspreise bestimmen dann letztendlich wiederum den Strompreis. Und weil die Gaspreise eben durch den Iran-Krieg jetzt gestiegen sind, steigen auch die Strompreise.

Das gilt übrigens auch für Länder, wo noch mehr Photovoltaik ausgebaut ist als hier. Das könnte man dadurch vermeiden, indem man, und das wird in der Zukunft hoffentlich so sein, indem man sehr effiziente und effektive Batterien hat, die dann die Photovoltaik aufnehmen können, aber eben nicht nur die Last verschieben wenige Stunden, sondern die Last dann verschieben 8, 10, 12 Stunden.

Dann bekommen wir eben nicht diese berühmte Duck Curve, von der so viel diskutiert wird, sondern da bekommen wir ein regelmäßigeres Preisbild.

Können Sie daran anschließend noch was sagen zu den Speicherplänen, wie stark Sie die ausbauen wollen und in welchen Ländern Sie die Speicher ausbauen? Weil bisher war das ja vor allem in Deutschland, die Batteriespeicher vom Verbund.

Das können wir gemeinsam beantworten, weil sich der Michael auch sehr sehr intensiv diese Säule bei uns bemüht. Aber vielleicht nur zu den Zahlen: Wir haben in Operations 110 MW an Speichern, konkret in der Bauplanung sind ca.

500 MW und wir haben eine Pipeline an Batteriespeichern von über 1.000 MW.

Also wir haben in Deutschland schon sehr früh mit Batteriespeichern begonnen. Das waren ursprünglich Systemdienstleistungen, die wir damit erbracht haben.

Mittlerweile werden die Speicher marktlich bewirtschaftet. Wir haben, wie Peter schon erwähnt hat, aber Projekte in auch anderen Ländern.

Das sind vielfach Colocation-Projekte, das heißt eine Hybridisierung bestehender Windparks oder Solarparks, dort sozusagen die Anlagen auch zu optimieren. Und die Zahlen wurden schon gesagt.

Wie gesagt, bei den Batteriespeichern gibt es auch bei uns einen entsprechenden Track Record als zweite Technologie neben den Pumpspeichern.

Dankeschön. Ich habe zwei Fragen.

Das Problem so

verschiedene Ebenen bei der Frage, die durchaus relevant sind. Wenn ich Sie richtig verstanden habe, dann geht es den Rückkauf aufgrund der Trockenheit.

Also das, was wir bereits verkauft haben in den Terminmärkten und was wir dann sozusagen

Sie ersatzweise beschaffen, nehme ich an, ja.

Beschaffen, genau. Ja, das ist sehr relevant, weil wir haben eine Hedging-Strategie, die uns Flexibilität gibt, aber nicht zu viel Flexibilität, denn dann wäre es jetzt rein statistisch gesehen, wäre es unvernünftig, dass wir für Ausreißerjahre jedes Jahr vorbauen.

Das heißt, wir lassen uns eine Flexibilität von 80%, also 0,8-mal unserem Regelarbeitsvermögen. Und das bedeutet, dass wenn es dann noch trockener ist, dann müssen wir erst zurückkaufen.

Und das tun wir auch. Und zurückkaufen tun wir natürlich optimiert, aber im Großen und Ganzen zu den Marktpreisen, die wir dann haben.

Und das hat uns in den ersten sechs Monaten einiges gekostet. Das waren fast 200 Millionen Euro, diese Rückkäufe, weil wir eben das schlechteste Jahr seit 100 Jahren hatten.

Das war allerdings ein Ausreißer. Dennoch ist es so, dass die Hedging-Strategie langfristig optimiert ist und wir werden auch die Hedging-Strategie nicht ändern, sondern wir werden sicherlich bei der Systematik und bei der Methodik bleiben.

Die zweite Frage

unterjährige Anpassungen. Wenn wir sehen, dass wir in so eine extreme Situation steuern, dann sichern wir nicht mehr alle Mengen ab, wie es linear vorgesehen werden, sondern halten sie zurück, die Rückdeckung dann zu verkleinern.

Es wird immer gesagt, dass der Verbund eigentlich viel billiger produzieren kann, weil alle Wasserkraftwerke schon abgeschrieben sind. Das heißt, dieser Vorteil wird kleiner, wenn es weniger Wasser gibt?

Also zuerst muss man die Frage stellen: Ist das wirklich ein Vorteil? Denn das Geld, das Verbund verdient, das wird ja nicht irgendwo in eine Tasche gesteckt, sondern das wird ausbezahlt in Form von Steuern, in Form von Dividenden etc.

etc. Also das geht in den Kreislauf zurück an die Republik Österreich, an die Aktionäre.

Und das, was übrig bleibt, das wird für die Investitionen verwendet. Ja?

Aber Sie haben natürlich recht: Wann weniger erzeugt wird, wird weniger verdient.

Ist es. Der zweite Themenbereich wäre Wasserstoffstrategie, die eigentlich in Österreich schon länger irgendwie überfällig ist und der Verbund hat auch hier schon lange Anstrengungen gemacht, das ins Laufen zu bringen, Süd-Korridor oder so ähnlich.

Wieso hakt's da so und was ist das Problem dabei?

Also Wasserstoff ist ja Teil auch der Konzernstrategie, allerdings als eine längerfristige Option. Das heißt, was wir tun, ist: Wir entwickeln Projekte beziehungsweise dort, wo lokale Projekte auch gefördert werden, setzen wir sie dann auch.

Sonst sind sie derzeit wirtschaftlich nicht darstellbar. Was wir gesehen haben, aber nicht als österreichisches Phänomen, sondern eigentlich mindestens europäisch, dass der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft länger dauert als ursprünglich angenommen.

Das heißt, derzeit gibt es noch nicht die Zahlungsbereitschaft für grünen Wasserstoff in der Industrie für die Dekarbonisierung, sodass insgesamt sich auch diese gesamte Entwicklung verzögert. Es ist ja das bekannte Henne-Ei-Thema.

Das heißt, die Investoren, die in die Erzeugung von Wasserstoff investieren sollen, brauchen Abnehmer, die bereit sind, dafür zu bezahlen. Und dazwischen im Midstream brauchen wir Infrastrukturen, die den Wasserstoff dann transportieren.

Und dort kommt es derzeit zu Verzögerungen in den Projekten, weil sie derzeit noch nicht darstellbar sind. Das heißt, wir haben gesehen europaweit, aber auch weltweit, dass sich Projektkonsortien zurückziehen, dass Projekte abgesagt werden, dass Projekte auch entsprechend verschoben werden nach hinten.

Und auch für die Infrastrukturgesetz, dort soll einmal die Grundlagen gelegt werden für eine Regulatorik in der Gasinfrastruktur. Auch das haben wir noch nicht.

Und bevor das nicht am Tisch ist, wird eine Investition nicht möglich sein, weil das ja auch reguliertes Geschäft ist. Das heißt, wir sehen eine zeitliche Verzögerung.

Wir glauben aber trotz allem, dass Wasserstoff in der Zukunft eine Rolle spielen wird im Energiesystem in der Dekarbonisierung, aber wird möglicherweise später kommen.

Es gibt ein erfreulich großes Interesse an diesem Angebot, das wir seit dem Frühjahr im Markt haben. Genaue Zahlen möchte ich aus wettbewerblichen Gründen nicht nennen.

Ich hoffe, Sie verstehen das. Aber wir haben gesehen, dass der Österreich-Tarif gut angenommen wird im Markt.

Insgesamt haben wir im Segment Absatz eine erfreuliche Entwicklung auch, was die Ergebnisse betrifft. Und der dritte Teil war dann

Ja, also wir haben ungefähr in der Größenordnung von 2.500 MW, ist sozusagen die Importleistung insbesondere in den Nachtstunden bis in den Morgen hinein. Ich habe jetzt hier den gestrigen Tag.

Das heißt, das ist eigentlich ab so kurz vor Mitternacht bis ca. ja, 7:00, 8:00 Uhr in der Früh in etwa in dieser Größenordnung wird Strom importiert in Österreich, weil dort auch die Pumpspeicher nicht laufen.

Und vielleicht nur als Zusatz: Im zweiten Quartal haben wir ca. 3,5 TWh in Österreich importiert.

Ein Teil meiner Frage ist schon beantwortet zu den Speichern. Was noch offen wäre, ist die neue Tarifregelung für die Speicher.

Wird die dazu führen, dass Verbund auch in Österreich Speicherprojekte umsetzt, oder wird so sein, wie Kritiker sagen: Da wird kein einziger Batteriespeicher netzdienlich oder systemdienlichkeit erreichen?

Also es gibt ja noch keine Verordnung, sondern es gibt einmal einen Entwurf für die Grundverordnung, die die wesentlichen Grundregeln für die Tarifierung festlegen soll. Die wurde jetzt bis Ende Juli konsultiert.

Wir haben auch eine entsprechende Stellungnahme dazu abgegeben. Wir sehen dort sehr viele sinnvolle, positive Ansätze, gerade auch was Mittel- und Langfristspeicher betrifft und wie man sie tariflich behandeln will.

Also da gibt's aus unserer Sicht eine grundsätzliche positive Bewertung zur Grundverordnung. Die konkrete Ausgestaltung haben wir aber noch nicht, und von der wird im Wesentlichen abhängen, ob Investitionen in Pumpspeicher in der Zukunft tatsächlich wirtschaftlich darstellbar sind.

Sind sie das nicht, wird nicht investiert werden. Wenn aber der regulatorische Rahmen Investitionen in Speicher begünstigt, dann ist Verbund auch weiterhin an vorderster Stelle bereit, sehr viel zu investieren, gerade in die Pumpspeicher, weil wir sehen, und das zeigen gerade diese Tage, wie wichtig sie sind für die Versorgungssicherheit des Landes, gerade in jenen Stunden, wo beispielsweise die Photovoltaik nicht liefert.

Daher glauben wir, wäre es klug, eine Regulierung zu entwickeln, die Flexibilitäten, insbesondere Speicher, auch lang Zeit, Mittel- und Langfristspeicher, regulatorisch unterstützt.

Vielen Dank.