Heating oil/Diesel $4.16/gal
08.03.2026 23:55
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Heating oil/Diesel $4.16/gal
Crude oil prices skyrocket in Asia: $ 108 for WTI
$ 108 Brent
»In October 2025, sales of electric heavy-duty trucks in China surged 144% year-over-year, with penetration reaching as high as 29%.
→ Cheap electricity eats up diesel
news.futunn.com/en/post/6549...
Long-term stability for perovskite solar cells: a big step forward
»This has even boosted efficiency to almost 27%. ... After 1,200 hours of continuous operation under standard illumination, no decrease in efficiency was observed.
doi.org/10.1038/s415...
www.helmholtz-berlin.de/pubbin/news_...
# – Name – Wert 1 – Gebotszone Schweden 2 – 4,36 EUR/MWh 2 – Gebotszone Schweden 2 – 4,47 EUR/MWh 3 – Gebotszone Schweden 1 – 4,79 EUR/MWh 4 – Gebotszone Schweden 1 – 4,89 EUR/MWh 5 – Deutschland – 6,52 EUR/MWh 6 – Luxemburg – 6,52 EUR/MWh 7 – Finnland – 6,63 EUR/MWh 8 – Finnland – 6,72 EUR/MWh 9 – Gebotszone Schweden 3 – 9,39 EUR/MWh 10 – Gebotszone Schweden 3 – 9,49 EUR/MWh 11 – Gebotszone Schweden 4 – 10,76 EUR/MWh 12 – Gebotszone Schweden 4 – 11,12 EUR/MWh 13 – Gebotszone Dänemark 2 – 11,22 EUR/MWh 14 – Gebotszone Dänemark 2 – 11,67 EUR/MWh 15 – Gebotszone Dänemark 1 – 12,29 EUR/MWh 16 – Gebotszone Dänemark 1 – 12,39 EUR/MWh 17 – Belgien – 14,32 EUR/MWh 18 – Frankreich – 16,06 EUR/MWh 19 – Niederlande – 16,08 EUR/MWh 20 – Niederlande – 17,08 EUR/MWh 21 – Belgien – 17,62 EUR/MWh 22 – Gebotszone Norwegen 2 – 19,00 EUR/MWh 23 – Frankreich – 19,43 EUR/MWh 24 – Gebotszone Norwegen 2 – 19,61 EUR/MWh 25 – Gebotszone Norwegen 1 – 22,25 EUR/MWh 26 – Gebotszone Norwegen 1 – 22,65 EUR/MWh 27 – Estland – 44,63 EUR/MWh 28 – Litauen – 44,63 EUR/MWh 29 – Lettland – 44,63 EUR/MWh 30 – Estland – 48,53 EUR/MWh 31 – Litauen – 48,53 EUR/MWh 32 – Lettland – 48,53 EUR/MWh 33 – Portugal – 50,86 EUR/MWh 34 – Portugal – 51,11 EUR/MWh 35 – Polen – 53,32 EUR/MWh 36 – Slowakei – 54,41 EUR/MWh 37 – Polen – 58,03 EUR/MWh 38 – Tschechien – 63,25 EUR/MWh 39 – Slowakei – 63,30 EUR/MWh 40 – Slowenien – 65,54 EUR/MWh 41 – Griechenland – 66,79 EUR/MWh 42 – Kroatien – 67,37 EUR/MWh 43 – Griechenland – 68,92 EUR/MWh 44 – Slowenien – 70,92 EUR/MWh 45 – Kroatien – 71,93 EUR/MWh 46 – Bulgarien – 73,63 EUR/MWh 47 – Ungarn – 73,98 EUR/MWh 48 – Rumänien – 74,55 EUR/MWh 49 – Schweiz – 75,19 EUR/MWh 50 – Rumänien – 75,71 EUR/MWh 51 – Tschechien – 75,86 EUR/MWh 52 – Ungarn – 76,72 EUR/MWh 53 – Bulgarien – 77,02 EUR/MWh 54 – Serbien – 80,69 EUR/MWh 55 – Serbien – 80,69 EUR/MWh 56 – Österreich – 84,40 EUR/MWh 57 – Österreich – 84,98 EUR/MWh Datumsauswahl Intervall Tag Tageswerte 26.10.2025
Seit der Umstellung auf 15 Min-Tarife funktioniert der Stromhandel für Österreich nicht mehr richtig. (VIP?)
Heute am Nationalfeiertag zahlen wir mit 84,4€/MWh den höchsten Strompreis Europas, trotz hohen Windertrags. In Deutschland lag der Preis bei 6,5€/MWh
energy-charts.info/charts/price...
Warum nicht Kohlekraftwerke auf Schadholz/Brennholz als Reserver für Dunkelflauten umstellen? Der Aufwand dafür wäre überschaubar. Gleichzeitig sollte Haushalt-Holzöfen auf Wärmepumpen umgestellt werden.
Einfache Lösungen sind oft die besten.
Für den Fall, dass Holz als Reserve die Brennholzpreise nach oben drückt, wäre eine Umstellung der Haushahlt-Holzöfen auf Wärmepumpen anzusteben. Das reduziert die Feinstaubbelastung.
Der CAPEX für die H₂ infrastruktur ist enorm, für kaum 2% des Jahres-Strombedrafs der in Dunkelflauten anfällt?
Warum nicht Holz (Schadholz) als Resevere für Dunkelflauten? Die Umrüstung von Kohlekraftwerke auf Holz ist relativ billig und das Lagern von Schadholz über Jahre ist auch kein Problem.
Öl nirgendwo. Es ist nicht in den Raffinerien, wurde nicht exportiert und auch nicht eingelagert.
* die Elektrifizierung in China geht nun auch bei Schwer-LKW: BEV: 22%, LNG 24%, Diesel 52% Marktanteil.
* OPEC will offenbar Marktanteile auf Kosten von Fraking-Staaten (USA, Ven, Arg,..) steigern
Es läuft einiges recht unplausibel.
* Der Aufbau der Lage findet fast nur in China statt, fast 1 mbd knapp 10% des Verbrauchs geht dort angeblich seit Monaten(!) in die Lager.
* die US EIA veröffentlicht grobe Widersprüche, behauptet die US-Produktion sei um 1/2 mbd gestiegen, nur findet sich das
Ja, und die Gaspreise sind auch um minus 20% "gestiegen
Aber höhere Gaspreise sind immer eine gute Ausrede. Und dass sie bei der Fernwärme einen Baupreisindex zur Indexanpassung wählten ist auch schlau, wächst der doch deutlich schneller als der VPI
Batterien bei PV kommen auf wenige Volllaststunden/a.
Batterien zu PV-Anlagen zu zwingen, aber kein eigenständiges BESS-Geschäft zu ermöglichen ist volkswirtschaftliche Verschwendung von Ressourcen. Batterien stehen ungenutzt in der Gegen, während Wind weht...
Anmerkung der ElWG-Vorschlag der VP sah diese 175€/kW vor.
Netzanschluss-Gebühr, Leistungs und Arbeitsabhängige-Netzentgelte sowie Stromabgabe sind auch derzeit schon fällig.
Damit ist BESS als Geschäftsmodell unmöglich.
Im Fall des VP-Vorschlags kann die Netzanschluss-Gebühr dann auf bis zu 175€/KW ansteigen (~Verdreifachung gegen Status quo)
Selbst wenn Batterien rechtliche genehmigt würden, Netzanschlussgebühr, sowie Leistung und Arbeits-abhängige Netzentgelte sowie die Stromabgaben machen das Geschäftsmodell Batterie unmöglich.
Befreit von Netzentgelten und Stromabgaben wäre die Einkommenssteuern eine gute staatliche Einnahmequelle.
1C 6MWh/6MW BESS-Container werden in China für 272000€ verladen. Laut ElWG-Vorschlag sollte die Anschußgebühr 175€/kW, also 1,05mio€ kosten. Dazu kommt Stromsteuer + kWh-abhängige Netzentgelte sowie kW abhängige Grundgebühr.
Vollkommen unmöglich, dass ein Privatunternehmen Batterien will.
Das Interview von OMV-CEO Stern, in dem er sagte, dass der Preis für Pipeline-Gas immer so hoch sein wird wie LNG, weil die GAZPROM auf den LNG-dominierten Spotmarktpreisen besteht, hat bei einigen Industrie-Vorständen die Augen weit geöffnet. Billiges Erdgas wird es nie mehr geben.
Und es ist nicht das grüne Gewissen sonder purer ökonomischer Eigennutz: es gibt keine billiger Energiequellen.
Die Elektrifizierung der Wirtschaft geht schnell voran. Der Dieselanteil bei Schwer-LKW ist auf <50% gefallen, der BEV-Anteil auf >25% gestiegen. (~ 1/4 LNG-LKW)
China hat in den 12 Monaten bis August 2025
420GW PV und 104GW Wind ans Netz angeschlossen. Bei 1250 Volllaststunden bei PV und 2300 bei Wind ergibt das eine jährliche Stromerzeugung von gut 750TWh.
Der Zubau an Wind und PV in China ist größer als die fossile Stromerzeugung der EU (~700TWh)
Feature request: please add a -archive option to the CLI and a duck_archive() metafunction
If -archive is selected or duck_archive() is executed, the DB file should be supplemented with a program binary that allows the DB file itself to read its own data and can be used for all times on all OS
Die aktuelle Woche sieht merkwürdig aus:
Schwellbetrieb im Ausmaß von 1GW würde die Ökologie stark betreffen, dazu hoher Gasverbrauch.
Wenn Redispatch durchgeführt würde, generierten EVU und Netzbetreiber höhere Umsätze, während Verbraucher doppelt zur Kassa gebeten würden
Wenn an einem Tag die Prognosen für den Börsenhandel von realen Wetter/Verbrauch abweichen, wodurch Redispatch auch gelöst wird, ist das in Ordnung. Wenn das viele Tage in Serie passiert, dann hat ev ein EVU mit dem Netzbetreiber in der Kantine verhandelt.
Wenn dam so war, dann ist das sehr kritisch zu sehen. Redispatch-Entschädigungen sind viel höher als der Börsepreis. Damit hat man negative Preise vermieden, und damit den Durchschnittsstrompreis hochgetrieben. Die Kosten den Netzggebührenzahler (Endkunden) umgehängt, die nun doppelt zahlen.
Die Strombörse ist schon erstaunlich effizient. Ausgesprochen hilfreich sind auch die hervorragenden Wettermodelle und Stromverbrauchsstatisiken.
Redispatch ist erst dann notwendig, wenn die Börse nicht funktionierte (zB wegen schlechter Wettervorhersage, oder unvorhergesehen Ausfall eines Großverbrauchers), oder wegen starker regionaler Verzerrung zwischen Angebot und Nachfrage. Redispatch ist so etwas wie die Feinabstimmung zum Börsehandel
Wasserkraft (zB Verbund) verkauft einen Großteil über Future-Märkte, meist zu 7/24 kontrakten. Beim Käufer kann das temporär zu übervollen Orderbücher führen, die dann an der Spotbörse zu negativen Preis werden. Nun kann die Verbund diesen Strom zurückkaufen. Das ist aber noch kein Redispatch
In dem Fall muss der Netzbetreiber ein Kraftwerk in Tirol dafür bezahlen, das es fix verkauften Strom nicht produziert und bei einem Kraftwerk in Wien offmarket teuren Strom zukaufen, den es zum Börsepreis nicht produziert hätte.
Dank guter Wetterstatistik wird bei uns nur wenig Redispatch geordert
Das ist nur ein Zeichen, dass die Spot-Börse sehr gut funktioniert. Redispatch ist notwendig, wenn die Börse nicht perfekt handelt, zB sehr viel Kraftwerksleistung in Tirol geordert wurde, aber der Verbrauch vor allem an der Grenze zu Ungarn entsteht, der Strom aber nicht durch die Leitung kann.
