Gebotszonenteilung: Bleibt Deutschland eine Stromgebotszone?
Ein Strompreis für ganz Deutschland. Klingt fair, verdeckt aber, dass Erzeugung und Verbrauch weit auseinanderliegen. Der Norden hat Wind, der Süden die Last, dazwischen fehlen Leitungen. Der europäische Bidding Zone Review wollte diese Spannung ins Preissystem holen und empfahl fünf Zonen. Die Bundesregierung hat abgelehnt. Erledigt ist die Frage damit nicht, sie verschiebt sich nur.
Deutschland bildet mit Luxemburg eine einzige Stromgebotszone, in der ein bundesweiter Börsenpreis gilt. Der europäische Bidding Zone Review prüfte 14 alternative Konfigurationen und empfahl am 28. April 2025 für Deutschland-Luxemburg eine Teilung in fünf Zonen, weil sie mit 251 bis 339 Millionen Euro pro Jahr den größten Effizienzgewinn zeigte. Die EU-Regulierungsagentur ACER hält den Nutzen sogar für rund 70 Prozent höher. Die Bundesregierung legte am 18. Dezember 2025 den Aktionsplan Gebotszone vor und entschied, die einheitliche Zone zu behalten. Statt Marktumbau setzt sie auf Netzausbau und besseres Engpassmanagement. Dessen Kosten lagen 2024 bei rund 2,78 Milliarden Euro. Das Kopernikus-Projekt Ariadne rechnet vor, dass regionale Preise Flexibilität dorthin lenken würden, wo sie dem Netz nutzt. Für Unternehmen bleibt die Standort- und Flexibilitätsfrage offen, auch ohne Teilung.
Warum die Entscheidung so schwer wiegt
An der Strombörse gilt in Deutschland ein einziger Großhandelspreis, für Kiel wie für München. Diese eine Gebotszone ist der Kern der Debatte. Sie verdeckt, dass der günstige Windstrom im Norden entsteht, die große Last aber im Süden liegt, und dass die Leitungen dazwischen den Transport oft nicht schaffen. Der Preis sagt dann nichts über die Knappheit vor Ort.
Genau das wollte der europäische Bidding Zone Review korrigieren. Ende 2025 hat die Bundesregierung entschieden, die Zone nicht zu teilen. Die Debatte ist damit aber nicht beendet, sie verlagert sich auf die Frage, ob die geplanten Alternativen reichen. Wer heute Anlagen plant oder Marktprozesse baut, muss diese offene Flanke einkalkulieren.
Drei Zahlen, ein Konflikt. Eine Zone heute, fünf empfohlen, und jedes Jahr Milliarden für Eingriffe, die genau das Nord-Süd-Gefälle ausgleichen, das ein einheitlicher Preis ignoriert. Das ist der Kern: Der Markt tut so, als wäre der Strom überall gleich verfügbar. Das Netz zeigt jeden Tag, dass er es nicht ist.
Der Bidding Zone Review und die fünf Zonen
Der Bidding Zone Review ist ein von der EU vorgeschriebener Prüfprozess, kein deutscher Alleingang. Die Übertragungsnetzbetreiber mussten prüfen, ob die bestehenden Zonen die Netzengpässe noch sinnvoll abbilden. Am 28. April 2025 legten sie ihre Studie vor, und das Ergebnis war für Deutschland eindeutig.
Fünf Zonen für Deutschland-Luxemburg, das war die Empfehlung mit dem stärksten Effizienzgewinn. ENTSO-E selbst wurde vorsichtig: Das Ergebnis folge der von ACER vorgegebenen Methodik und bilde nicht alle relevanten Aspekte ab. Die Regulierungsagentur ACER wiederum kritisierte die Annahmen als zu konservativ und beziffert den echten Nutzen rund 70 Prozent höher. Zwei europäische Institutionen, eine Studie, und schon dort keine Einigkeit.
Für die Fläche eines geteilten Marktes gilt dieselbe Logik wie im übrigen EU-Strommarktdesign: Der Preis soll dorthin zeigen, wo Strom knapp ist. Nur zieht die deutsche Debatte daraus einen anderen Schluss als Brüssel.
Warum die Bundesregierung bei einer Zone bleibt
Die Bundesregierung hat am 18. Dezember 2025 den Aktionsplan Gebotszone vorgelegt und an der einheitlichen Zone festgehalten. Ihr Kernargument ist der bundesweit einheitliche Preis: Er sichere Liquidität und verhindere, dass Verbraucher und Erzeuger je nach Region unterschiedlich zahlen oder verdienen.
Konkret nennt der Plan mehrere Sorgen. Eine Teilung würde Investitionsunsicherheit schaffen. Sie würde die Wirtschaftlichkeit einzelner Kraftwerke und Anlagen infrage stellen. Und die simulierten Wohlfahrtsgewinne für 2025 lägen, so das Ministerium, um ein Vielfaches unter den geschätzten Anpassungskosten. Dazu kommt ein industriepolitisches Argument in wirtschaftlich schwieriger Lage.
Statt eines Marktumbaus setzt der Aktionsplan auf drei Hebel: mehr Übertragungskapazität, optimiertes Engpassmanagement und eine bessere Koordination von Netz, Erzeugung, Verbrauch und Speichern. Die Wette dahinter ist, dass der Ausbau der großen Gleichstromtrassen die Engpässe kleiner macht, bevor eine Teilung ihren Nutzen entfalten könnte. Den Plan hat die Regierung der EU-Kommission vorgelegt, wie es die Strommarktrichtlinie verlangt. Ob Brüssel ihn akzeptiert, ist offen.
Die Gegenposition: Effizienz und Flexibilität
Fachleute und die EU-Ebene halten dagegen. Die Expertenkommission zum Monitoring der Energiewende nennt regional differenzierte Preise einen zentralen Effizienzhebel. Das Kopernikus-Projekt Ariadne hat im März 2026 nachgelegt und zeigt, was regionale Preise praktisch bewirken würden: Sie lenken Flexibilität dorthin, wo sie dem Netz hilft.
Die Rechnung ist konkret. Ein Batteriespeicher im Norden käme auf zwei volle Lade-Entlade-Zyklen am Tag statt 1,4, weil sich das Puffern von Überschuss lohnt. Elektrolyseure hätten einen Anreiz, sich im günstigeren Norden anzusiedeln, statt teuren Strom über weite Wege zu beziehen. Genau diese netzdienliche Verortung von Speichern beschreiben auch die Erfahrungen mit virtuellen Kraftwerken und Batteriespeichern. Das ist der eigentliche Streitpunkt: nicht der Preis heute, sondern wohin er die nächste Investition lenkt.
Ariadne selbst dämpft die Sorge vor Preissprüngen. Im Norden würden die Großhandelspreise durch den hohen Erneuerbaren-Anteil eher sinken, im Süden leicht steigen, im Schnitt blieben sie in etwa auf heutigem Niveau. Die These, ein regionaler Preis mache den Süden dauerhaft teuer, hält der Modellierung also nur begrenzt stand. Regionale Preissignale sind auch der Kern neuer Tarifmodelle für einen steuerbaren Strommarkt.
Was die Engpässe kosten
Wie groß das Nord-Süd-Problem ist, zeigt der Preis fürs Nichtstun. Weil Leitungen fehlen, müssen die Netzbetreiber täglich eingreifen: Windräder im Norden abregeln, Kraftwerke im Süden hochfahren. Dieses Engpassmanagement kostet Milliarden, und die Rechnung landet über die Netzentgelte bei den Verbrauchern.
Die Kosten sind 2024 gesunken, das stimmt. Aber sie sinken aus konjunkturellen Gründen, nicht weil das Grundproblem gelöst wäre. Rund 74 Prozent der Engpässe lagen im Übertragungsnetz, also genau dort, wo der Windstrom aus dem Norden nach Süden müsste. Ein regionaler Preis würde die Abregelung früher und marktbasiert auslösen, statt sie über teure Noteingriffe nachzuholen. Wie dieses Engpassmanagement heute funktioniert, zeigt der Umbau zu Redispatch 3.0.
Die Milliarden für das Engpassmanagement sind kein Randposten, sondern der Preis dafür, dass Markt und Netz auseinanderfallen. Sie fließen über die Netzentgelte in jede Stromrechnung. Die aktuelle Netzentgelt-Reform AgNeS verteilt genau diese Lasten neu.
Herausforderungen und Risiken
Eine Zonenteilung ist kein Selbstläufer, und auch das Festhalten an einer Zone hat einen Preis. Beide Wege tragen Risiken. Wer nur die Vorteile der einen Seite zählt, unterschätzt die Kosten der anderen.
| Weg | Die zentralen Risiken |
|---|---|
| Teilung in mehrere Zonen | regionale Preisunterschiede, hohe Anpassungskosten, lange Umsetzungszeit, Unsicherheit bei bestehenden Verträgen und Investitionen |
| Einheitliche Zone behalten | fortbestehende Engpasskosten, Kritik der EU-Kommission, Risiko, dass sich das Problem ohne echte Reformen vergrößert |
| Netzausbau als Ersatz | der Ausbau der großen Gleichstromtrassen verzögert sich und bleibt teuer, der versprochene Effekt tritt erst spät ein |
Manfred Weber von der Denkfabrik EPICO KlimaInnovation hält dem Aktionsplan vor, ihm fehlten substanzielle Reformen. Solange die ausblieben, drohe sich das Engpassproblem eher zu vergrößern. Das ist der wunde Punkt der deutschen Position: Sie verschiebt die Lösung auf einen Netzausbau, der selbst hinter dem Zeitplan liegt.
Der Aktionsplan ist kein Schlusspunkt, sondern eine Zwischenentscheidung. Die EU-Kommission bewertet ihn noch, und der nächste Bidding Zone Review kommt bestimmt. Eine spätere Kehrtwende bleibt möglich, und genau diese Unsicherheit ist für Investoren die eigentliche Last.
Was Unternehmen jetzt tun sollten
Warten auf die endgültige Klärung ist keine Option, denn auch ohne Teilung ändern sich die Preissignale. Der Aktionsplan baut das Engpassmanagement um, und regionale Unterschiede werden feiner. Wer heute plant, sollte den Standort mitdenken, nicht nur den Preis.
Fünf Schritte zur Vorbereitung
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Regionales Preisbild erfassen
Ordne die eigenen Standorte in das Nord-Süd-Gefälle aus Erzeugung, Last und Engpass ein. Kläre, welche Anlagen von regionalen Preisunterschieden profitieren würden und welche verlieren. Diese Karte ist die Grundlage für jede weitere Entscheidung.
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Flexibilität netzdienlich verorten
Plane Batterien, Elektrolyseure und steuerbare Lasten dort, wo sie das Netz entlasten. Im Norden bedeutet das, Überschuss zu puffern, im Süden, Knappheit zu überbrücken. Der Standort entscheidet über den Ertrag, sobald Preissignale regionaler werden.
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Markt- und IT-Prozesse ertüchtigen
Lege Handels-, Prognose- und Abrechnungssysteme so aus, dass sie ein feineres Engpassmanagement und mögliche regionale Preise verarbeiten. Systeme, die nur einen bundesweiten Preis kennen, sind bei einer späteren Reform schnell überfordert.
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Verträge auf Regionalrisiko prüfen
Sieh dir bestehende Liefer- und PPA-Verträge daraufhin an, wie sie auf regionale Preisunterschiede reagieren würden. Wo es passt, gehören Klauseln für den Fall einer späteren Reform hinein, damit ein Zonenschnitt keinen Vertrag entwertet.
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Regulatorik beobachten
Verfolge die EU-Bewertung des Aktionsplans und den Fortgang des nächsten Bidding Zone Review. Die Rechtslage kann sich ändern, und ein früher Hinweis darauf ist wertvoller als eine späte Reaktion unter Zeitdruck.
Am Ende zählt nicht, ob die Zone nächstes Jahr geteilt wird oder nicht. Es zählt, ob die eigenen Investitionen mit beiden Ausgängen zurechtkommen. Wer seine Standorte und Verträge widerstandsfähig gegen regionale Preise auslegt, ist auf jeden Fall vorbereitet. Aufwand? Ja. Aber er beginnt mit einer Karte, nicht mit einem Milliardenbudget.
Weiterführende Informationen
Häufig gestellte Fragen
Die Gebotszonenteilung meint die Aufteilung der heute einheitlichen deutsch-luxemburgischen Stromgebotszone in mehrere kleinere Zonen mit je eigenem Großhandelspreis. Statt eines bundesweiten Börsenpreises gäbe es regionale Preise, die anzeigen, wo Strom knapp und wo er reichlich ist. Der europäische Bidding Zone Review prüfte dafür 14 Konfigurationen und empfahl für Deutschland-Luxemburg fünf Zonen.
Die Bundesregierung hat am 18. Dezember 2025 den Aktionsplan Gebotszone vorgelegt und entschieden, die einheitliche Zone zu behalten. Statt eines Marktumbaus setzt sie auf mehr Übertragungskapazität, optimiertes Engpassmanagement und bessere Koordination von Netz, Erzeugung, Verbrauch und Speichern. Den Plan hat sie der EU-Kommission vorgelegt.
Die europäischen Übertragungsnetzbetreiber legten am 28. April 2025 eine Studie mit 14 Zonen-Konfigurationen vor. Für Deutschland-Luxemburg empfahlen sie eine Teilung in fünf Zonen, weil diese mit 251 bis 339 Millionen Euro pro Jahr den größten volkswirtschaftlichen Effizienzgewinn zeigte. ENTSO-E schränkte selbst ein, dass das Ergebnis der von ACER vorgegebenen Methodik folgt und nicht alle Aspekte abbildet.
Die Bundesregierung argumentiert, ein bundesweit einheitlicher Preis sichere hohe Liquidität und verhindere regionale Kostenunterschiede für Verbraucher und Erzeuger. Eine Teilung würde nach ihrer Einschätzung Investitionsunsicherheit schaffen und die Wirtschaftlichkeit einzelner Anlagen infrage stellen. Die simulierten Wohlfahrtsgewinne lägen zudem unter den geschätzten Anpassungskosten.
Die Kosten des Netzengpassmanagements lagen 2024 bei rund 2,78 Milliarden Euro, nach etwa 3,34 Milliarden Euro im Jahr 2023. Etwa 74 Prozent der zugrunde liegenden Engpässe lagen 2024 im Übertragungsnetz. Diese Kosten tragen die Verbraucher über die Netzentgelte. Sie zeigen das Nord-Süd-Problem: Windstrom entsteht im Norden, die große Last liegt im Süden, dazwischen fehlen Leitungen.
Auch ohne Zonenteilung ändern sich die Preissignale, weil der Aktionsplan das Engpassmanagement umbaut. Unternehmen sollten Standortentscheidungen für Batterien, Elektrolyseure und flexible Lasten am regionalen Netz- und Preisbild ausrichten, ihre IT- und Marktprozesse auf ein feineres Engpassmanagement vorbereiten und die EU-Bewertung des Aktionsplans sowie den nächsten Bidding Zone Review beobachten.