TradingUpdate

Ein aktueller „Policy Brief“ in Zusammenarbeit des Ecologic Institute, Clingendael und NUPI betont noch einmal unmissverständlich: Europa hat seine Gasversorgung nicht diversifiziert, sondern lediglich den Lieferanten gewechselt. 59 Prozent der europäischen LNG-Importe stammen mittlerweile aus den USA, die EU-Bezüge stiegen damit 2025 um 61 Prozent gegenüber dem Vorjahr und liegen fast fünfmal höher als 2019. Die strukturelle Abhängigkeit von russischem Pipeline-Gas wurde nahtlos durch eine neue Verwundbarkeit ersetzt. Die Autoren verweisen dabei ausdrücklich auf das Risiko politischer Instrumentalisierung: Was früher als undenkbar galt, sei unter den aktuellen geopolitischen Rahmenbedingungen nicht mehr ausgeschlossen.

Auch bereits vor den aktuellen Diskussionen um Grönland waren die geopolitischen Konsequenzen bereits spürbar. Im September 2025 erklärte US-Energieminister Chris Wright gegenüber der Financial Times, dass die EU-Klimagesetzgebung „eine große Gefahr für das Handelsabkommen zwischen der EU und den USA“ darstelle und forderte massive Änderungen an CBAM, der Methanverordnung und der „Corporate Sustainability Due Diligence Directive“ (CSDDD). Die US-Außenpolitik verfolgt zunehmend protektionistische und interessengeleitete Ziele, wobei Energieexporte auch als politisches Druckmittel eingesetzt werden. Der Forderungen zu den EU-Richtlinien schloss sich im Übrigen auch katarische Energieminister Saad Sherida Al-Kaabi an.

Kritisiert wird zudem eine „selektive“ Auslegung des Begriffs Diversifizierung in Brüssel: Die neue Gesetzgebung zur Beendigung von Öl‑ und Gasimporten aus Russland definiert Diversifizierung im Kern als „ohne Russland“, nicht als Risikostreuung über mehrere Lieferanten und Routen. Norwegen werde formal wie ein externer Lieferant behandelt, sei aber faktisch Teil des europäischen Binnenmarkts

Im Ergebnis fordern die Autoren, dass die EU künftig alle Importanteile systematisch überwachen und ein breiteres Verständnis von Diversifizierung entwickeln sollte, um Risiken zu minimieren. Langfristig ist der Ausbau heimischer erneuerbarer Energien der Schlüssel zu strategischer Autonomie, während kurzfristig eine klare Linie in der Klimapolitik notwendig ist, um Investitionssicherheit zu gewährleisten.

Unsere Einschätzung: Die massive LNG-Abhängigkeit bindet Europa stärker an das volatile Weltgeschehen und erhöht die Anfälligkeit für globale Preisschocks. Vor diesem Hintergrund sollte auch die heimische Energieproduktion wieder an strategischer Bedeutung gewinnen, sowohl bei Gas als auch bei Kernkraft. Das deutsch-niederländische Borkum-Projekt, rumänische Schwarzmeer-Felder wie Neptun Deep oder zypriotische Mittelmeer-Vorkommen könnten ab 2027 substanzielle Beiträge leisten. Jede zusätzliche inländische Quelle reduziert die Verwundbarkeit gegenüber externen Schocks und politischer Instrumentalisierung. Die Frage nach den Kosten oder anderen Gegenargumenten bei heimischer Förderung oder Kernkraft relativiert sich schnell, wenn man sie gegen das Risiko extremer Preisvolatilität und Versorgungsunterbrechungen abwägt. Europa steht damit vor einer Grundsatzentscheidung und sollte sich auch an anderen Ländern orientieren. China demonstriert diese Pragmatik mit dem parallelen Ausbau von Kohle und Erneuerbaren. Japan nimmt das weltgrößte Kernkraftwerk Kashiwazaki-Kariwa nach 15 Jahren Stillstand wieder in Betrieb, aus denselben Gründen, die für Europa relevant sein sollten: Energiesicherheit und Reduzierung der Abhängigkeit von Importen fossiler Brennstoffe. Auch Indien forciert den Kernenergieausbau, um seinen rasant steigenden Energiebedarf zu decken.

Die Day-Ahead-Auktion für Donnerstag, den 22. Januar, ergab 105,28 Euro/MWh Baseload. Der Baseloadpreis ist damit günstiger als der Preis für Mittwoch von 117,00 Euro/MWh. Die Preise reichen von rund 92 bis 148,00 Euro/MWh, bei etwa 915 GWh Gesamtvolumen. Die Windeinspeisung fällt am Donnerstag mit rund 21 GW deutlich höher aus als die Mittwochseinspeiung (15 GW). Die Temperaturprognose für Donnerstag ist mit minus 1,8 Grad Celsius zudem milder als die für Mittwoch prognostizierte Temperatur bei 0,2 Grad Celsius.

In der CoT-Berichtswoche zum 16. Januar legte der EUA-Dez-26-Future um 2,7 Prozent zu. Der CoT-Report zeigt jedoch, dass diese Aufwärtsbewegung nicht von den Investmentfonds getragen wurde. Nach der sehr dynamischen Positionierung in der Vorwoche agierten die Finanzinvestoren deutlich vorsichtiger und reduzierten sowohl Long- als auch Short-Positionen. Der Preisanstieg dürfte damit vor allem aus dem physischen Markt heraus erfolgt sein.

Die Netto-Long-Position der Investmentfonds lag zum Stichtag bei 126,0 Mio. EUA. Gegenüber der Vorwoche entspricht das lediglich einem Zuwachs von 0,3 Prozent oder 0,4 Mio. EUA. Nach dem kräftigen Aufbau in der ersten vollen Handelswoche des Jahres kommt die Positionierung damit nahezu zum Stillstand. Das spekulative Momentum hat spürbar nachgelassen.

Auf der Long-Seite zeigt ein leichter Rückgang. Die Long-Positionen sanken um 0,5 Prozent auf 152,3 Mio. EUA. Nach dem stärkeren Aufbau zu Jahresbeginn kamen neue Long-Engagements kaum noch hinzu. Etwas deutlicher war die Bewegung auf der Short-Seite. Die Short-Positionen gingen um 4,3 Prozent auf 26,3 Mio. EUA zurück, Absicherungen gegen fallende Preise wurden aufgelöst. Der stärkere Short-Abbau gegenüber dem Long-Abbau ließ die Netto-Position leicht ansteigen.

Fazit

Die Investmentfonds zeigten in der Berichtswoche eine klare Zurückhaltung. Trotz steigender Preise fehlte es an neuem spekulativem Kaufdruck. Der Anstieg des Futures dürfte daher überwiegend von Marktteilnehmern mit physischem Bedarf getragen worden sein. Dieses Bild hat sich zu Beginn der aktuellen Woche spürbar gedreht, am Montag und Dienstag kam es zu einem kräftigen Ausverkauf. Ob dieser bereits abgeschlossen ist, werden erst die kommenden CoT-Daten zeigen.Die normalerweise starken Hände im Markt (Investmentfonds) sind nun aufgrund ihrer rekordhohen Netto-Long-Position aber zur zittrigen Hand geworden. Der „Long-Squeeze“ könnte noch nicht abgeschlossen sein, weitere Abverkäufe erscheinen denkbar. Ein Anstieg auf die 100-Euro-Marke erscheint unter diesen Vorzeichen vorerst unwahrscheinlicher.

Der TTF-Gasmarkt zeigte in der Berichtswoche eine außergewöhnlich starke Bewegung. Der Februar-Future legte um 32 Prozent zu. Parallel dazu kam es bei den Investmentfonds zu einer markanten Neupositionierung. Die spekulativen Akteure haben ihre zuvor noch bestehende Netto-Short-Ausrichtung vollständig aufgegeben und sind geschlossen auf die Netto-Long-Seite gewechselt.

Die Netto-Position der Investmentfonds drehte von minus 55,1 TWh in der Vorwoche auf plus 57,7 TWh. Das entspricht einer Veränderung um 112,8 TWh innerhalb nur einer Berichtswoche. Die Finanzakteure haben damit nicht nur ihre Short-Positionen geschlossen, sondern setzen auch erstmals seit Mitte November wieder stärker auf steigende Preise.

Auf der Long-Seite bauten die Fonds ihre Engagements massiv aus. Die Long-Bestände stiegen von 505,0 TWh auf 561,3 TWh. Das entspricht einem Zuwachs von 56,3 TWh beziehungsweise 11,2 Prozent. Gleichzeitig kam es auf der Short-Seite zu einem nahezu spiegelbildlichen Abbau. Die Short-Positionen sanken von 560,1 TWh auf 503,6 TWh. Das entspricht einem Rückgang um 56,5 TWh oder 10,1 Prozent. Das Zusammenspiel aus Short-Covering und gleichzeitigem Long-Aufbau erklärt die Wucht der Kursbewegung in der Berichtswoche sehr gut.

Fazit

Die Investmentfonds haben ihre Positionierung am TTF Gasmarkt neu ausgerichtet. Der Übergang von einer Netto-Short- in eine Netto-Long-Position vollzog sich innerhalb nur einer Woche und markiert eine klare Beschleunigung des bereits zuvor erkennbaren Trends. Kurzfristig spricht diese Konstellation für ein weiterhin erhöhtes Aufwärtsrisiko. Gleichzeitig bleibt die Abhängigkeit von weiterem Nachrichtenfluss bestehen. Sollten an den nun erreichten charttechnischen Widerstandsmarken Anschlusskäufe ausbleiben, ist auch mit ersten Gewinnmitnahmen zu rechnen. Die Volatilität bleibt hoch. Geopolitische Entwicklungen werden die Preisbildung weiterhin maßgeblich beeinflussen.

In einer Pressemitteilung hat der Verband der Speicherbetreiber INES sich zur aktuellen Lage der Gasversorgung in Deutschland geäußert. Der bisher milde Winter 2025/26 hat die Gasmangellage entschärft, führt aber dennoch zu historisch niedrigen Speicherfüllständen. Das Risiko von Unterdeckungen bei extremer Kälte bleibt bestehen, würde sich laut INES aber primär in Form steigender Preise äußern. Die unzureichende Speicherbefüllung vor Winterbeginn gilt weiterhin als zentrales strukturelles Problem, das auf fehlende staatliche Eingriffe und verzerrte Marktanreize zurückgeführt wird. INES kritisiert die aktuellen Rahmenbedingungen als unzureichend und fordert eine Weiterentwicklung auf nationaler und europäischer Ebene. Der Koalitionsvertrag der neuen Bundesregierung kündigt entsprechende Maßnahmen zur besseren Befüllung der Speicher an.

Die Abbildung unten stammt aus der INES-Präsentation (externer Link). Es handelt sich um Modellrechnungen ohne Anspruch auf Abbildung der Realität; alle Angaben ohne Gewähr.

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Die Day-Ahead-Auktion für Mittwoch, den 21. Januar, ergab 117,00 Euro/MWh Baseload. Der Baseloadpreis ist damit günstiger als der gestrige Preis von 156,17 Euro/MWh. Die Preise reichen von rund 98 bis 199,50 Euro/MWh, bei etwa 918 GWh Gesamtvolumen. Die Windeinspeisung fällt am morgigen Mittwoch mit rund 14 GW deutlich höher aus als die heutige Einspeisung (7,8 GW). Die Temperaturprognose für Morgen ist mit 0,3 Grad Celsius milder als die für heute prognostizierte Temperatur bei minus 0,6 Grad Celsius.

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Aufgrund ungewöhnlich niedriger Speicherstände wird die norwegische Stromproduktion aus Wasserkraft – vor allem in den südlichen Regionen NO1, NO2 und NO5 – voraussichtlich im Jahr 2026 deutlich sinken, was die Stromexporte erheblich reduziert. Die Spotpreise in der Preiszone NO2 lagen im Januar mit durchschnittlich rund 101 Euro pro Megawattstunde nur noch leicht unter dem deutschen Niveau, und Analysten erwarten laut Montel für Februar ähnliche Werte, bevor sie im März auf etwa 85 bis 90 Euro und im zweiten Quartal auf 65 bis 70 Euro fallen. Die bisher übliche Preisdifferenz zwischen Norwegen und Deutschland dürfte damit weiter schrumpfen. Zusätzlich könnten durch hohe Solareinspeisung in Deutschland vermehrt Importe nach Norwegen erfolgen, insbesondere zur Mittagszeit.

Zum Hintergrund:

Für die Analyse der norwegischen Wasserkraft und ihrer Marktwirkung ist eine zonenspezifische Betrachtung der Gebotszonen (NO1–NO5) essenziell. Schwerpunktmäßig stehen dabei NO2 (Südwestnorwegen) und NO3 (Mittelnorwegen) im Fokus.

NO2 ist die marktrelevanteste Zone: Hier konzentrieren sich große, gut regelbare Speicherkraftwerke mit hoher installierter Leistung. Gleichzeitig ist NO2 über mehrere Interkonnektoren eng mit Kontinentaleuropa und Großbritannien verbunden. Entsprechend stark ist der Zusammenhang zwischen Reservoirfüllstand, Wasserwerten, Exportflüssen und Preisbildung – sowohl national als auch im europäischen Kontext. Für kurzfristige Marktanalysen und Preisprognosen ist NO2 daher die primäre Referenzzone.

NO3 weist den größten Anteil am gesamten Speicherenergieinhalt Norwegens auf. Die dortigen, überwiegend hoch gelegenen Speicher sind zentral für die saisonale Optimierung der Wasserbewirtschaftung und prägen die langfristige hydrologische Lage des Systems. Trotz geringerer direkter Exportanbindung ist NO3 für mittel- und langfristige Wasserwertmodelle von hoher Bedeutung.

NO1 ergänzt die Analyse als Übergangszone mit gemischter Struktur aus Laufwasser- und Speicherkraft und enger Kopplung an Schweden, während NO4 und NO5 zwar substanzielle Wasserkraftkapazitäten besitzen, aufgrund begrenzter Netz- und Marktkopplung jedoch meist eine untergeordnete Rolle für die europäische Preisbildung spielen.

In der Praxis gilt daher: NO2 für preis- und exportgetriebene Fragestellungen, NO3 für die Bewertung der strukturellen Wasserverfügbarkeit und langfristigen Systemlage, ergänzt um NO1 für regionale Balanceeffekte.

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Die heutige EUA-Auktion an der EEX ist bearish zu bewerten. Die 2,7 Mio. EUAs der EU Common Auction Platform wurden zu 84,58 Euro/t CO2 verauktioniert. Damit lag der Auktionspreis 0,09 Euro unter dem Spotmarktpreis zum selben Zeitpunkt (11 Uhr). Im bisherigen Jahresverlauf betrug das Delta zum Spotmarkt in allen Auktionen um Durchschnitt 0,10 Euro, in den EU-Auktionen waren es durchschnittlich 0,03 Euro. Die Cover Ratio blieb mit 1,67 stabil auf dem Niveau des Vortages (Jahresdurchschnitt bisher 1,66). Die Auktion sendet damit zwar ein schwaches Signal und passt sich damit dem Markt-Sentiment an, dass aktuell von Gewinnmitnahmen geprägt ist. Allerdings waren mit 120 zugelassenen Bietern so viele Bieter aktiv wie zuletzt im Januar 2025. Offenbar wurde das gesunkene Preisniveau als Kaufgelegenheit wahrgenommen.

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Die neuen LNG-Daten aus China liefern erneut ein widersprüchliches Bild. Laut chinesischer Zollbehörde (GACC) fielen die LNG-Importe 2025 um 10,6 Prozent auf 68,43 Mio. Tonnen und damit auf den niedrigsten Stand seit drei Jahren. Gleichzeitig gingen die gesamten Erdgasimporte inklusive Pipelinegas um 2,8 Prozent auf 127,87 Mio. Tonnen zurück. Auffällig ist jedoch der Monatswert für Dezember. Hier meldet der Zoll ein kräftiges Plus von 19,9 Prozent zum Vorjahr auf 8,48 Mio. Tonnen. Damit zeigt sich erneut eine deutliche Diskrepanz zwischen offizieller Statistik und den Schiffsverfolgungsdaten von Kpler. Letztere weisen für Dezember lediglich einen Anstieg um 3,0 Prozent auf 7,7 Mio. Tonnen aus. Bereits im November 2025 lagen die Zolldaten bei 6,94 Mio. Tonnen (plus 12,8 Prozent YoY), während Kpler lediglich rund 5,97 Mio. Tonnen meldet (minus 13,9 Prozent YoY). Damit ist nicht nur die Höhe, sondern auch die Richtung der Veränderung strittig.

(Update) Laut aktueller Meldung von Kpler basiert diese Abweichung insbesondere auf die LNG-Lieferungen von Russland nach China. So wurden im November aus Russland laut Zoll 1,62 Mio. Tonnen LNG importiert (Kpler: 0,84 Mio. Tonnen). Im Dezember meldete der Zoll 1,91 Mio. Tonnen (Kpler: 0,87 Mio. Tonnen). Vermutet wird, dass es sich hierbei um Auswirkungen der "Schattenflotte" handelt, darunter Ladungen aus der sanktionierten Anlage Arctic LNG 2. Diese werden möglicherweise nicht von AIS und Satellitenbildern erfasst. Derartig starke Abweichungen treten bei anderen Ländern nicht auf.

(Mehr Details in unserem DailyReport)

Der europäische Emissionshandel wird auch in 2026 maßgeblich durch die Politik beeinflusst werden. Neben der geplanten Überprüfung des EU-ETS in der zweiten Jahreshälfte können auch bereits bestehende Maßnahmen noch für Preiseffekte sorgen. Denn die jüngste Preisentwicklung der EUAs hat auch direkte Auswirkungen auf den Finanzierungsplan des REPowerEU-Pakets.

Als Reaktion auf die Verwerfungen an den Energiemärkten durch den russischen Einmarsch in die Ukraine hat die EU im Mai 2022 REPowerEU verabschiedet, um schneller aus den fossilen Energieträgern auszusteigen. Die Finanzierung von REPowerEU erfolgt zu einem Teil über den Verkauf zusätzlicher EU‑ETS‑Zertifikate, die aus dem regulären Auktionsanteil der Mitgliedstaaten und Teilen des Innovationsfonds in den Aufbau- und Resilienzfonds (RRF) umgeleitet werden.

Das Finanzierungsziel liegt bei 20 Mrd. Euro. Davon wurden bislang rund 14,3 Mrd. Euro bis Ende 2025 eingenommen, womit nur noch gut 5,7 Mrd. Euro bis zum Ziel fehlen. Angesichts der Preisrally der EUAs ergibt sich daraus ein klar bullishes Szenario., da möglicherweise ein deutlich geringeres Volumen als die im Kalender ausgewiesenen 93,3 Mio. EUAs in 2026 benötigt werden, um das Finanzierungsziel zu erreichen. Auf Basis möglicher Szenarien um den bisherigen durchschnittlichen Versteigerungspreis in 2026 (88,14 Euro/t CO2) genügen bereits gut zwei Drittel der geplanten Menge, sodass rund 25–30 Mio. EUAs gar nicht mehr versteigert werden müssten. Der Preis, bei dem die EU das volle geplante Volumen von 93,3 Mio. EUAs versteigern müsste, liegt dagegen bei nur 61,09 Euro/t CO2. Das bedeutet: Selbst bei erheblichem Preisrückgang bleibt eine vorzeitige Beendigung der REPowerEU Versteigerungen sehr wahrscheinlich. Im Basisszenario (aktueller Durchschnittspreis) kommen rund 29 Mio. EUAs weniger auf den Markt, was eine ungefähre Reduzierung von 2,2 Prozent des normalen jährlichen ETS‑Angebots entspricht. Diese potenzielle Angebotsverknappung fällt in eine Phase, in der die reguläre ETS-Kappung ohnehin für ein strukturell engeres Marktumfeld sorgt. Ein volles Versteigerungsvolumen wäre angesichts eines dafür erforderlichen Preisrückgangs auf fast 60 Euro/t CO2 deutlich unwahrscheinlicher. In diesem Fall existiert zwar ein (sehr unwahrscheinliches) bearishes Szenario, in dem bei Preisen unterhalb von 60 Euro/t CO2 zusätzliche Zertifikate versteigert werden müssten, um das Finanzierungsziel zu erreichen, doch die aktuelle Marktlage spricht gegen dieses Szenario.

Der Ausblick auf die Gas-Nachfrage bleibt der zentrale Treiber der überwiegend bullischen Marktstimmung für die aktuelle Woche. Maßgeblich hierfür sind Temperaturprognosen, die sowohl in Nordostasien als auch in Nordwesteuropa unter den saisonalen Durchschnittswerten liegen. Für den weiteren Verlauf bis Ende Januar und in den Februar hinein deuten die Prognosen eine deutlichere Abkühlung an. Während die bevorstehende Kälte kurzfristig zusätzliche Kaufimpulse auslösen dürfte, wird eine anhaltend unterdurchschnittliche Temperaturlage im späteren Februar voraussichtlich schrittweise in die Preise eingepreist, sobald die Prognosesicherheit steigt.

Neben wetterbedingten Faktoren bleibt die geopolitische Lage ein wesentlicher Unsicherheitsfaktor. Insbesondere die Entwicklungen im Iran werden aufmerksam beobachtet, da eine Eskalation Risiken für den Transport von LNG durch die Straße von Hormus birgt. Zusätzlich haben sich die Spannungen rund um Grönland verschärft, nachdem die USA europäischen Staaten mit Strafzöllen gedroht haben, falls diese Washingtons Bestrebungen zur Übernahme des Gebiets nicht unterstützen.

Während ein Handelskrieg aus wirtschaftlicher Sicht bearish für die Energiepreise wäre, reißen die geopolitischen Sorgen, die mit einem Aufbau von Risikoprämien einhergehen, nicht ab. Dass die USA LNG als “Waffe” gegen Europa zum Einsatz bringt, kann ebenfalls nicht ganz ausgeschlossen werden. In der Folge dürfte die Volatilität in dieser Woche hoch bleiben. Hedging nach starken Kursrücksetzern könnte eine denkbare Vorgehensweise sein, da die bullishen Markttreiber am Gasmarkt zur Zeit überwiegen. 

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Die Day-Ahead-Auktion für Dienstag, den 20. Januar, ergab 156,17 Euro/MWh Baseload. Die Preise reichen von 105 Euro/MWh in den sonnigen Mittagsstunden bis zu 358,90 Euro/MWh um 17 Uhr. Es ergibt sich aufgrund der hohen PV-Leistung von rund 28 GW im Peak eine zweihöckrige Tagesstruktur, um 8 Uhr morgens beträgt die erste Spitze des Tages 327,10 Euro/MWh. Die Windeinspeisung fällt am morgigen Dienstag mit 7,3 GW deutlich geringer aus als die heutige Einspeisung (13,1 GW). Die Temperaturprognose für Morgen ist mit 0,7 Grad Celsius milder als die für heute prognostizierte Temperatur bei 1,1 Grad Celsius.

Die heutige EUA-Auktion an der EEX ist leicht bullish zu bewerten. Die 2,7 Mio. EUAs der EU Common Auction Platform wurden zu 87,34 Euro/t CO2 verauktioniert. Damit lag der Auktionspreis 0,07 Euro über dem Spotmarktpreis zum selben Zeitpunkt (11 Uhr). Im bisherigen Jahresverlauf betrug das Delta zum Spotmarkt in allen Auktionen um Durchschnitt 0,13 Euro, in den EU-Auktionen waren es durchschnittlich 0,05 Euro. Auch die Cover Ratio fiel mit 1,67 etwas höher aus als in den bisherigen EU-Auktionen (Jahresdurchschnitt bisher 1,65). Die Auktion sendet damit insgesamt ein unterstützendes Signal für den EUA-Markt.

Zu Beginn der KW 4 zeigen die Temperaturmodellläufe zwar einen etwas milderen Verlauf für die nächste Woche als noch am Freitag, insbesondere im Zeitraum 26. bis 28.1. Jedoch reicht die heutige Prognose bis zum 31.1. und zeigt weiter abfallende Temperaturen bis zum Ende des Prognosezeitraums. Demnach fällt die zweite Januarhälfte unterdurchschnittlich kalt aus. Das gibt im Übrigen auch für große Teile Asiens.

Beim Strom Cal 27 Base kam es zuletzt zu einem starken Vola-Anstieg. Trotz dieser dynamischen Kursveränderungen orientierte sich der Markt dabei an charttechnisch relevanten Marken. So übersprang der Jahres-Future am Freitag intraday das Verlaufshoch aus November 2025 bei 87,5 Euro/MWh und markierte ein Hoch bei 88,4 Euro/MWh. Der Tages- und Wochenschlusskurs lag aber punktgenau bei 87,5 Euro/MWh.

Auch die kräftige Abwärtskorrektur am heutigen Montagvormittag orientierte sich an der Charttechnik. Der Abverkauf stoppte im bisherigen Tagestief auf dem Support bei rund 84 Euro/MWh.