ENERGIE · 1. Mai 2026
Der Tag, an dem Europa einen Cent vom Stromnotstand entfernt war
Heute, am 1. Mai 2026, lagen sechs Länder zwischen Frankfurt und Warschau gleichzeitig am regulatorischen Tiefpunkt des Strompreises. Hirth hatte das Szenario vor 18 Monaten beschrieben. Meyer hatte das Politikversagen längst seziert. Was am Feiertag passiert ist - und warum die nächsten 30 Tage über den Umgang mit der Energiewende entscheiden.
Es waren minus 499,99 Euro pro Megawattstunde. Ein Cent über dem absoluten Tiefpunkt, den der europäische Stromhandel überhaupt zulässt. Heute Mittag, am 1. Mai 2026, lag der Day-Ahead-Preis für Deutschland exakt einen Cent über dem regulatorischen Boden des Marktes. Und Deutschland war nicht allein. Frankreich lag bei minus 497,58 Euro, Belgien bei minus 498,76, die Niederlande bei minus 499,37, Polen bei minus 489,99, Österreich bei minus 497,58. Sechs Länder zwischen Atlantik und Weichsel, alle gleichzeitig einen Cent oder weniger vom regulatorischen Boden entfernt.
Im Intraday-Handel, der keine solche Deckelung kennt, fiel der Preis sogar auf minus 855 Euro pro Megawattstunde. Energieökonom Lion Hirth dokumentierte den Wert auf LinkedIn mit dem trockenen Kommentar „fasten your seatbelt". Wenige Stunden später schob er nach: „Tanz auf dem Vulkan. Für morgen Mittag hätte der Day-Ahead-Markt um ein Haar nicht geräumt. -500 €/MWh ist der Price Floor, wir waren bei -499,99, kein Witz."
Was harmlos klingt nach einem Computerproblem an einer Stromauktion, war in Wahrheit das knappste Beinahe-Ereignis, das das europäische Verbundnetz seit langer Zeit erlebt hat. Hätte das Stromangebot bei diesem Tiefpunkt die Nachfrage immer noch überstiegen, wäre die Day-Ahead-Auktion gescheitert. Die Übertragungsnetzbetreiber hätten Regelleistung aktivieren müssen, von der in Deutschland nur etwa drei Gigawatt vorgehalten werden. Hätte das nicht gereicht, wäre die Netzfrequenz im europäischen Verbundnetz angestiegen. Bei weiterer Eskalation hätten Kraftwerke automatisch abgeschaltet, ganze Verteilnetze hätten getrennt werden müssen.
Nichts davon ist passiert. Aber der Abstand war ein Cent.
Hirths Drehbuch von 2024
Wer wissen will, was heute fast geschehen wäre, muss nicht spekulieren. Lion Hirth hat das Szenario im September 2024 in seinem Paper „Achtung, Stromüberschuss! Warum ungeregelte Solarerzeugung zum Problem wird" minutiös beschrieben. Vor 18 Monaten. Hirth hatte damals analysiert, dass etwa 70 Prozent der installierten Photovoltaik-Leistung in Deutschland im Festvergütungs-Modell laufen. Das sind die kleineren Dachanlagen, die einen festen Cent-Betrag pro eingespeister Kilowattstunde bekommen, völlig unabhängig vom Marktpreis. Sie haben keinerlei finanziellen Anreiz, bei negativen Preisen abzuschalten.
Stand Sommer 2024 unterlagen rund 60 Gigawatt PV-Leistung diesem Festeinspeisetarif. Hirth rechnete vor: Bei einem jährlichen Solarzubau von 15 Gigawatt, einem Festtarif-Anteil von 70 Prozent und einem Gleichzeitigkeitsfaktor von 60 Prozent steigt die solare Einspeisespitze um sechs Gigawatt pro Jahr an.
Anderthalb Jahre später ist die Hochrechnung Realität. Auch die Heimspeicher, von denen Hirth wusste, dass sie das Problem nicht lösen würden, sind explosionsartig gewachsen. Tim Meyer beziffert den aktuellen Bestand auf 14 Gigawatt Leistung mit 21 Gigawattstunden Kapazität. Genug, um die Mittagsspitze zu glätten. Würden sie marktorientiert betrieben.
Werden sie aber nicht. Heimspeicher werden auf Eigenverbrauchs-Maximierung optimiert. Sie laden, sobald die PV-Anlage produziert. An sonnigen Tagen sind sie um zehn Uhr morgens voll. Wenn der Strompreis um 13 Uhr ins Bodenlose fällt, können sie nichts mehr aufnehmen. Hirth nannte das 2024 explizit als Strukturproblem. Geändert hat sich seither nichts.
Was Tim Meyer offenlegt
Tim Meyer, Energieexperte und Buchautor, hat heute auf LinkedIn die politische Versäumnisliste sortiert. Sein zentraler Befund: Das Solarspitzengesetz aus dem Februar 2025 enthält eine Wahloption, von der praktisch niemand weiß. Betreiber von Festvergütungs-Anlagen können wählen: 0,6 Cent mehr Vergütung pro Kilowattstunde, im Gegenzug Verzicht auf Vergütung in Stunden mit negativen Preisen. Wer zusätzlich aktiv abregelt, bekommt am Ende der 20-jährigen Förderdauer eine Verlängerung.
Klingt vernünftig. Würde funktionieren, wenn die Anlagenbetreiber davon wüssten. Tun sie aber nicht. Die Bundesregierung hat das Instrument verabschiedet und nie aktiv kommuniziert. Keine Direktansprache der fünf Millionen PV-Anlagenbetreiber, keine Informationskampagne, keine standardisierten Anschreiben über die Netzbetreiber. Das Werkzeug existiert auf dem Papier und liegt in der Schublade.
Meyer benennt die zweite Lücke: Die Nachrüstung von Smart Metern für Bestandsanlagen unter sieben Kilowatt ist im Solarspitzengesetz vorgesehen, aber erst bis 2029. Das sind drei Jahre, in denen jede Pfingstwoche und jeder Maifeiertag dasselbe Risiko produziert wie heute. Drei Jahre, in denen sich die installierte PV-Leistung weiter aufbaut, ohne dass die Steuerungsinfrastruktur Schritt hält. Meyer fasst zusammen: „Da geht mehr."
Das ist eine bemerkenswert höfliche Formulierung für einen strukturellen Politikausfall.
Die europäische Wahrheit
Bis hierher liest sich die Geschichte als deutsches Problem. Sie wird falsch erzählt, sobald man die Karte nicht mit anschaut. Heute Mittag sah die europäische Strompreis-Karte aus wie ein orangefarbener Block zwischen Atlantik und Weichsel. Skandinavien blieb verschont, Italien blieb verschont, Großbritannien blieb verschont. Aber das gesamte mitteleuropäische Verbundgebiet drückte gleichzeitig gegen den Price Floor.
Das verändert die Diagnose fundamental. Zwei Arten von Inflexibilität trafen aufeinander. Auf der einen Seite die deutsche Variante: ungeregelte Photovoltaik-Anlagen, mittags volle Heimspeicher, fehlende Smart Meter, ausgebremste Großbatterien. Lösbar mit Software, dynamischen Tarifen, beschleunigten Netzanschlüssen. Eine Frage von 24 bis 36 Monaten, wenn die Politik will.
Auf der anderen Seite die Frankreich-Polen-Variante: 35 Gigawatt französische Atomkraft, die durchläuft, weil Atomkraftwerke technisch nicht für tägliche Lastfolge gebaut sind. Etwa sechs Gigawatt polnische Kohle und zwei Gigawatt polnisches Gas, die ebenfalls weiterlaufen, obwohl genügend Erneuerbare zur Verfügung stünden, weil ein Wiederanfahren teurer wäre als der Verlust durch Negativpreise.
Diese 43 Gigawatt strukturell unflexibler Erzeugung in den Nachbarländern sind mehr als die maximale deutsche Solareinspeisespitze. Wer also heute behauptet, deutsche PV-Anlagen seien das Hauptproblem, blendet die fundamentale fossil-nukleare Inflexibilität jenseits der Grenzen aus. Der eigentliche Treiber der Negativpreise ist nicht die Überproduktion sauberer Energie. Es ist die Unterproduktion an Flexibilität.
Frankreich ist dabei der größte Brocken. 35 Gigawatt Atomkraft, die jeden Tag liefern, egal wie die Sonne scheint, egal wie der Wind weht. An sonnigen Mittagen wird dieser Atomstrom in die Nachbarländer exportiert und verstärkt dort die Negativpreis-Spirale. Würde Frankreich seine Atomflotte abbauen, wäre das Problem im europäischen Verbund deutlich kleiner. Würde Polen seine sechs Gigawatt Kohle und zwei Gigawatt Gas durch Speicher und steuerbare Lasten ersetzen, ebenfalls.
Genau diese strukturelle Inflexibilität ist es, die in Berlin gerade als Lösung präsentiert wird. Wirtschaftsministerin Katherina Reiche plant das Kraftwerkssicherheitsgesetz mit milliardenschwerer Förderung neuer Gaskraftwerke. Stimmen aus CDU und BSW liebäugeln offen mit einer deutschen Atom-Renaissance. Wer heute auf die Karte schaut, sieht: Genau dieses Modell verschärft das Negativpreis-Problem, statt es zu lösen. Frankreich lebt es vor.
Warum die Interkonnektoren das Problem nicht heute Mittag retten
Die EU-Kommission hat im November 2023 ihren „Grids Action Plan" vorgelegt. 584 Milliarden Euro sollen bis 2030 in europäische Stromnetze fließen, ein erheblicher Teil davon in grenzüberschreitende Verbindungen. Die Übertragungskapazität zwischen den Mitgliedstaaten soll sich verdoppeln. Die Liste der Projekte ist konkret. Spanien-Frankreich über die Pyrenäen, Italien-Tunesien (ELMED), Deutschland-Norwegen über NordLink hinaus, Sizilien-Festland, Griechenland-Zypern-Israel über den EuroAsia Interconnector.
Wenn das alles gebaut wäre, würde sich die heutige Logik komplett drehen. Sizilianischer Solarstrom verdrängt mittags polnische Kohle. Norwegischer Wasserkraft-Speicher gleicht abends die Solarspitze in Mitteleuropa aus. Spanischer Wind und Solar liefern überschüssige Energie nach Frankreich, wo dann Atomkraftwerke heruntergefahren werden müssten.
Mit ausgebauten Netzen würde Erneuerbarer Strom Kohle und Atom systematisch verdrängen. Heute passiert das Gegenteil. Weil die Leitungen fehlen, müssen alle Erzeugungsformen gemeinsam in den Negativpreis gedrückt werden. Der Stromüberschuss bleibt regional gefangen. Wer sich gegen Hochspannungstrassen wehrt, blockiert nicht nur die deutsche Energiewende, sondern die europäische Verdrängungsdynamik gegen fossile und nukleare Erzeugung.
Aber: Bis 2030 ist viel zu spät. Pfingsten kommt in vier Wochen. Christi Himmelfahrt ist in zwei Wochen. Jeder sonnige Sommertag wird ähnliche Situationen produzieren. Die Interkonnektor-Strategie ist richtig und unverzichtbar, aber sie wirkt nicht in den nächsten 30 Tagen. Was wir kurzfristig brauchen, sind die schnellen Hebel auf der nationalen Ebene.
Die 30-Tage-Liste
Was technisch verfügbar wäre und politisch sofort entschieden werden könnte:
Erstens: Smart-Meter-Notrollout. Deutschland liegt beim Smart-Meter-Ausbau bei 5,5 Prozent. Frankreich, Italien und Skandinavien liegen über 90 Prozent. Die im Solarspitzengesetz vorgesehene Nachrüstung bis 2029 ist drei Jahre zu spät. Die Bundesnetzagentur müsste die Frist auf 2027 vorziehen und die Verteilnetzbetreiber zu standardisierten Pauschalverträgen mit wettbewerblichen Messstellenbetreibern verpflichten.
Anbieter wie Octopus Energy, 1Komma5° oder Tibber haben die Kapazität, den Rollout massiv zu beschleunigen. Sie werden durch zähe Genehmigungsprozesse und Konkurrenzdenken der grundzuständigen Betreiber gebremst.
Zweitens: Aktive Kommunikation der Solarspitzengesetz-Wahloption. Die Bundesregierung muss die fünf Millionen Festvergütungs-Anlagenbetreiber direkt anschreiben und ihnen die 0,6-Cent-plus-Verzicht-Option erklären. Standardisierte Briefe, online ausfüllbare Formulare, Frist von sechs Wochen. Wenn das nicht reicht, eine Info-Pflicht für Direktvermarkter und Stadtwerke. Das ist eine Verwaltungsaufgabe, kein Gesetzesvorhaben. Sie kann morgen beginnen.
Drittens: Beschleunigte Anschlussgenehmigungen für Großbatterien. Hirth wies bereits 2024 darauf hin: 2024 wurden lediglich 0,3 Gigawatt Speicherleistung neu installiert, obwohl Investoren bereit standen. Die Verteilnetzbetreiber bremsen, weil sie Anschlüsse nur zögerlich gewähren. Die Bundesnetzagentur müsste eine Stichtags-Regelung einführen: Anschlussbegehren für Batteriespeicher müssen innerhalb von acht Wochen bearbeitet werden, sonst gelten sie als genehmigt. Bewährtes Modell aus dem Telekommunikationsrecht.
Viertens: Verpflichtende Steuerbarkeit für alle Neuanlagen. Heimspeicher und Wallboxen, die ab Sommer 2026 installiert werden, müssen Marktsignale verarbeiten können. Technisch ist das Standard. Was fehlt, ist die regulatorische Verpflichtung und ein einheitliches Schnittstellen-Protokoll. Beides Sache der Bundesnetzagentur.
Fünftens: Sofortige Flexibilisierung der Biogasanlagen. Etwa 9 Gigawatt Biogasleistung werden in Deutschland heute weitgehend wie eine Grundlast gefahren, obwohl sie technisch flexibel einsetzbar wären. Hier müsste das EEG kurzfristig so umgestaltet werden, dass Biogasanlagen einen Aufschlag bekommen, wenn sie ihre Erzeugung in die Abendstunden verschieben. Das entlastet die Mittagsspitze und füllt die Lücken am frühen Abend.
Das sind die Maßnahmen, die zwischen jetzt und Pfingsten umsetzbar wären, wenn die politische Priorität gesetzt würde. Keine davon ist neu. Alle stehen seit Jahren auf den Listen der Branchenverbände, der Wissenschaft, der Marktakteure. Was fehlt, ist nicht die Technik. Was fehlt, ist die Dringlichkeitswahrnehmung in Berlin.
Was die Bundesnetzagentur stattdessen tut
Während sechs Länder am Price Floor stehen und Hirth „Tanz auf dem Vulkan" twittert, arbeitet BNetzA-Präsident Klaus Müller an etwas anderem. Zwei Tage vor dem Beinahe-Ereignis veröffentlichte er im Handelsblatt einen Gastkommentar unter dem Titel „In der Netzkostenverteilung ist mehr Fairness geboten". Müller schlägt darin vor, im Rahmen der neuen Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) auch Speicherbetreiber und Einspeiser an den Netzentgelten zu beteiligen. Prosumer, also Haushalte mit eigener PV-Anlage, sollen über einen höheren Grundpreis stärker belastet werden.
Müller benennt das Problem dabei korrekt: „Es gibt im System heute keine Anreize, die flexibles Verhalten belohnen, eher im Gegenteil." Sein Lösungsweg: dynamische Netzentgelte, Baukostenzuschüsse für Netzanschlüsse, faire Beteiligung aller Akteure an den 600 Milliarden Euro Netzausbaukosten bis 2045.
Das alles ist langfristig richtig. Akut ist es ein Problem. Müller plant, ausgerechnet die Akteure mit zusätzlichen Kosten zu belasten, die das Negativpreis-Problem heute lösen helfen würden: Speicherbetreiber, die mit Großbatterien einspringen könnten, wenn ihre Anschlüsse genehmigt würden.
Einspeiser, die mehr Flexibilität bringen würden, wenn die Smart Meter da wären. Prosumer, die als willige Pioniere der Energiewende in Anlagen investiert haben, die das Land heute dringend braucht. Müllers Satz „Wir brauchen noch viel mehr davon" über Speicher steht im Widerspruch zur Gesamttendenz seines Gastkommentars, der Speicher mit neuen Hürden konfrontiert.
Vom 1. Mai 2026 selbst, vom Beinahe-Ereignis, von der Frage, was zu tun wäre: kein Wort. Keine Pressemitteilung der BNetzA, keine LinkedIn-Einordnung, keine Live-Schaltung. Während Wissenschaftler und Unternehmer auf öffentlichen Plattformen warnen, schweigt die zuständige Bundesbehörde an einem der historisch dramatischsten Tage des deutschen Stromsystems.
Stratmanns Befund: 851 Netzbetreiber an der Belastungsgrenze
Klaus Stratmann hat im Handelsblatt am 30. April eine Recherche veröffentlicht, die erklärt, warum auch die Verteilnetzbetreiber heute schweigen. Deutschland hat 851 Stromverteilnetzbetreiber, überwiegend kommunale Stadtwerke. Ingbert Liebing, Hauptgeschäftsführer des Verbands kommunaler Unternehmen (VKU), räumt ein, dass das Transformationstempo Netzbetreiber an ihre Grenzen bringe, „unabhängig von ihrer Größe". Eine BET-Studie im Auftrag des VKU stellt fest, dass insbesondere kleinere und mittlere Netzbetreiber über begrenzte Ressourcen und eingeschränkte Möglichkeiten zur internen Spezialisierung verfügen.
Im Klartext: Viele dieser 851 Netzbetreiber haben weder die Smart-Meter-Infrastruktur noch die digitalen Systeme noch das Personal, um an einem Tag wie dem 1. Mai 2026 steuernd einzugreifen. Der Digitalisierungsrückstand ist strukturell. Der VKU bietet Konsolidierung als Lösung an, McKinsey rechnet 15 Prozent Kostensenkungspotenzial vor. Das mag mittelfristig stimmen. Akut ist es kein Plan.
Hier zeigt sich die Tiefe des deutschen Problems. Selbst wenn die Bundesnetzagentur morgen die Smart-Meter-Frist auf 2027 vorzöge, fehlte den meisten Verteilnetzbetreibern die Kapazität, das umzusetzen. Was fehlt, ist nicht nur Technik. Was fehlt, ist eine handlungsfähige institutionelle Struktur auf der untersten Ebene des Stromsystems.
Die Erzählungs-Schlacht
Was nach diesem 1. Mai entscheidend wird, ist nicht die technische, sondern die politische Verarbeitung. Drei Erzählungen konkurrieren bereits.
Die erste Erzählung kommt aus dem Lager der fossilen Beharrung: Die Solarwelle ist außer Kontrolle, Deutschland produziert mehr Strom, als es vertragen kann, der Zubau muss gebremst werden. Diese Erzählung wird in BILD, WELT, NIUS und in Teilen der CDU vorgetragen. Sie blendet aus, dass die ungeregelte Solarerzeugung nur ein Teil des Problems ist und dass die Lösung Flexibilisierung heißt, nicht Verlangsamung. Wer den Solarzubau bremst, lässt die Negativpreis-Stunden trotzdem auftreten, weil 60 Gigawatt ungesteuerte Bestandsleistung bereits installiert sind. Die Bremsung ändert nichts am Heute. Sie verhindert nur, dass das Morgen besser wird.
Die zweite Erzählung kommt aus der Atom-Renaissance: Wir brauchen wieder Grundlastkraftwerke, die durchlaufen, dann gibt es keine Negativpreise mehr. Diese Erzählung wird in CDU, FDP-Resten und BSW gepflegt. Sie ist faktenbefreit. Frankreich macht heute live vor, wie Atomkraft das Negativpreis-Problem verschärft. 35 Gigawatt unflexible Atomerzeugung sind keine Lösung, sondern Teil der Diagnose.
Die dritte Erzählung kommt aus Wissenschaft, progressiver Industrie und Teilen der Branche: Das Problem ist lösbar, die Werkzeuge liegen auf dem Tisch, was fehlt, ist politisches Tempo. Diese Erzählung wird von Hirth, Meyer, Schröder, Kemfert, Hirschl, von Anbietern dynamischer Tarife, von Speicher-Investoren und von Teilen der Energiegenossenschafts-Bewegung getragen. Sie hat die besseren Argumente und die schlechtere mediale Verbreitung.
Welche dieser drei Erzählungen sich nach diesem 1. Mai durchsetzt, wird darüber entscheiden, ob Deutschland 2026 in eine produktive Krise eintritt oder in eine regressive Phase rutscht. Die erste Erzählung führt zu Solarbremse und damit zu höheren Strompreisen in vier bis fünf Jahren, weil dann Erzeugungskapazität fehlt. Die zweite Erzählung führt zu Milliardenfehlinvestitionen in Atomkraftwerke, die in 15 Jahren ans Netz gingen, in einer Welt, in der Speicher und Flexibilisierung längst die billigeren Lösungen liefern. Die dritte Erzählung führt zu einem stabileren, billigeren, klimafreundlicheren Stromsystem - wenn sie es schafft, die institutionelle Trägheit zu überwinden.
Was Sie jetzt tun können
Wer das System heute entlasten will, hat konkrete Hebel. Sie wirken einzeln klein, kollektiv aber massiv.
Verschieben Sie Stromverbrauch in die Mittagsstunden zwischen 11 und 15 Uhr. Laden Sie das Elektroauto, lassen Sie Waschmaschine und Geschirrspüler laufen, heizen Sie den Warmwasserspeicher auf. Wenn Sie eine PV-Anlage ohne Speicher betreiben und keinen dynamischen Tarif haben: Schalten Sie die Einspeisung an Tagen wie diesem ab, wenn Ihr Wechselrichter das erlaubt, und verbrauchen Sie den Strom selbst.
Mittelfristig: Wechseln Sie zu einem dynamischen Stromtarif. Octopus, Tibber, Rabot Charge, 1Komma5°, aWattar und Ostrom haben jeweils eigene Profile bei Marge und App-Qualität. Wer einen Smart Meter braucht, sollte einen wettbewerblichen Messstellenbetreiber wählen, nicht den grundzuständigen Netzbetreiber. Anbieter wie Octopus oder 1Komma5° übernehmen den Einbau im Paket mit dem Tarif, oft schneller und kundenfreundlicher.
Wer einen Heimspeicher hat, sollte prüfen, ob er marktorientiert betrieben werden kann. Moderne Energiemanagementsysteme können den Speicher gezielt für Mittags-Negativpreis-Stunden freihalten und den Strom in den teuren Abendstunden einsetzen. Das verschiebt Ihren Beitrag zur Systemstabilität ohne Komfortverlust.
Wer noch keinen Speicher hat: Ein Heimspeicher rentiert sich heute auch ohne PV-Anlage. Bei Spreizungen von 87 Cent pro Kilowattstunde innerhalb eines einzigen Tages, wie wir sie heute gesehen haben, lohnt sich der Einkauf in der Mittagszeit und der Eigenverbrauch am Abend wirtschaftlich. Vor zwei Jahren wäre dieses Geschäftsmodell undenkbar gewesen.
Pfingsten kommt
Der 1. Mai 2026 wird kein Einzelereignis bleiben. Christi Himmelfahrt am 14. Mai, Pfingsten am 24. und 25. Mai, jedes sonnige Wochenende im Sommer wird ähnliche Situationen produzieren. Bei jedem dieser Ereignisse rückt die solare Einspeisespitze um sechs Gigawatt näher an den nicht mehr räumbaren Markt heran. Hirth sah das schon 2024 voraus. Inzwischen ist die Wahrscheinlichkeit eines tatsächlich gescheiterten Day-Ahead-Marktes nicht mehr theoretisch.
Wenn dieser Tag kommt, wird die Politik unter Druck reagieren müssen. Ohne vorbereitete Strategie wird die Reaktion sein, was politisch immer am einfachsten ist: bremsen statt umbauen. Solarzubau drosseln, Festvergütung kürzen, Verantwortung auf die Prosumer abwälzen. Das ist die Falle, vor der Hirth 2024 gewarnt hat. „Sollte eine solche Situation auftreten, steht zu befürchten, dass die Politik den Solarzubau kurzerhand abwürgt", schrieb er damals. Es ist exakt das Szenario, in das Deutschland heute hineinläuft.
Die Aufgabe der nächsten 30 Tage ist es, eine andere Reaktion vorzubereiten. Nicht bremsen, sondern flexibilisieren. Nicht den Prosumern die Schuld geben, sondern den verschleppten Smart-Meter-Rollout, die ausgebremsten Großbatterien, die ungenutzten Wahloptionen, die institutionelle Trägheit der 851 Verteilnetzbetreiber, das Zögern der BNetzA bei der Krisenkommunikation.
Heute war die Mahnung. Was Deutschland aus dem 1. Mai 2026 macht, wird die Energiewende der nächsten fünf Jahre prägen.
