Die Debatte über die künftige Struktur des deutschen Strommarkts gewinnt wieder an politischem Gewicht. Schleswig-Holstein und Hamburg setzen sich dafür ein, regionale Gebotszonen zumindest ernsthaft zu prüfen. In Schleswig-Holstein beriet der Landtag Ende August einen gemeinsamen Antrag aller Fraktionen zur Reform der deutsch-luxemburgischen Stromgebotszone. In Hamburg brachten SPD und Grüne Anfang September eine Initiative auf den Weg, die ebenfalls verschiedene Zuschnitte untersuchen lassen soll.
Die Aufteilung der deutschen Strompreiszone ist damit erneut Gegenstand eines Konflikts zwischen norddeutschen Interessen und dem bisherigen Kurs der Bundesregierung. Befürworter versprechen sich stärker regionale Preissignale, weniger Netzengpässe und bessere Bedingungen für flexible Stromverbraucher. Der Bund hält dagegen weiter an der einheitlichen deutsch-luxemburgischen Gebotszone fest und verweist auf Marktliquidität, Investitionssicherheit und den Netzausbau.
In Schleswig-Holstein wurde das Thema am 27. August im Landtag beraten. Grundlage war ein fraktionsübergreifender Antrag zur Reform der bestehenden Gebotszone. Der politische Ansatz richtet sich nicht nur auf eine mögliche Teilung innerhalb Deutschlands. Im Norden wird auch ein Modell diskutiert, das Schleswig-Holstein und Hamburg mit der westdänischen Gebotszone DK1 verbinden würde.
Dieses Konzept trägt den Namen NordicTwinSeaZone. Es wurde im Juni von der IHK Schleswig-Holstein vorgestellt. Eine Kurzstudie des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik IEE untersuchte dazu ein Szenario für 2030. Die Modellrechnungen kamen zu dem Ergebnis, dass eine gemeinsame Zone aus Schleswig-Holstein, Hamburg und Westdänemark Abregelungen erneuerbarer Energien verringern und stärkere Anreize für flexible Verbraucher wie Elektrolyseure setzen könnte. Die Untersuchung wurde von der Gesellschaft für Energie und Klimaschutz Schleswig-Holstein in Auftrag gegeben. Sie ist eine Szenarienanalyse und keine Prognose über tatsächlich eintretende Strompreise.
Auch in Hamburg haben die Regierungsfraktionen die Frage aufgegriffen. SPD und Grüne wollen prüfen lassen, welche Folgen mehrere regionale Gebotszonen und insbesondere eine norddeutsch-dänische Zone für Strompreise, Versorgungssicherheit, erneuerbare Energien und die Wirtschaft hätten. Eine solche Neuordnung können die Länder jedoch nicht selbst beschließen.
Eine Gebotszone ist ein geografisches Marktgebiet, in dem Stromhandel ohne gesonderte Vergabe von Übertragungskapazität innerhalb der Zone möglich ist. Deutschland und Luxemburg bilden derzeit eine gemeinsame Gebotszone. Für den börslichen Großhandel bedeutet das, dass innerhalb dieses Marktgebiets grundsätzlich ein einheitlicher zonaler Strompreis entsteht.
Das heißt allerdings nicht, dass Haushalte in ganz Deutschland denselben Endkundenpreis zahlen. Stromtarife enthalten neben den Beschaffungskosten unter anderem Netzentgelte, Steuern und weitere Preisbestandteile. Diese können regional unterschiedlich ausfallen.
Das Kernproblem der heutigen Zone liegt in der Differenz zwischen Markt und Physik. An der Strombörse kann Energie innerhalb der Zone gehandelt werden, als stünde ausreichend Transportkapazität zur Verfügung. Das reale Übertragungsnetz hat jedoch Engpässe. Wenn Strom aus einer Region mit hoher Erzeugung nicht in ausreichendem Umfang in Verbrauchszentren transportiert werden kann, müssen die Netzbetreiber nach dem Marktergebnis eingreifen. Dabei wird Erzeugung auf der einen Seite des Engpasses reduziert und auf der anderen Seite erhöht. Dieser Vorgang wird als Redispatch bezeichnet.
Bei mehreren Gebotszonen würden Engpässe stärker bereits im Strommarkt berücksichtigt. Zwischen den Zonen wäre die verfügbare Übertragungskapazität begrenzt. Reicht sie nicht aus, könnten sich unterschiedliche Großhandelspreise bilden.
Die Diskussion hat eine europäische Vorgeschichte. Der Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E veröffentlichte im April 2025 seine Untersuchung möglicher neuer Gebotszonenzuschnitte. Dabei wurden 14 Alternativen in Mittel- und Nordeuropa anhand eines von ACER festgelegten Verfahrens untersucht.
Für die geprüften Varianten einer Teilung der deutsch-luxemburgischen Zone ergaben die Simulationen eine höhere wirtschaftliche Effizienz als beim damaligen Status quo. Der modellierte Vorteil lag je nach Variante bei 251 bis 339 Millionen Euro im Zieljahr 2025. Unter den untersuchten deutschen Varianten schnitt eine Aufteilung in fünf Gebotszonen bei diesem Kriterium am besten ab.
Die europäische Regulierungsagentur ACER bewertete die Untersuchung im September 2025 und kam zu dem Schluss, dass die Vorteile einer Neuordnung in der Studie der Netzbetreiber eher unterschätzt worden seien. Für bestimmte Kombinationen mit einer Aufteilung der deutsch-luxemburgischen Zone bezifferte ACER den möglichen Effizienzgewinn auf 450 bis 540 Millionen Euro pro Jahr. Zugleich stellte die Behörde ausdrücklich klar, dass ihre Stellungnahme keine Empfehlung an die Mitgliedstaaten für eine konkrete Entscheidung darstellt.
Eine Landesregierung oder ein Landesparlament kann die deutsche Gebotszone nicht eigenständig verändern. Das Verfahren richtet sich nach der EU-Elektrizitätsbinnenmarktverordnung. Wenn strukturelle Netzengpässe festgestellt werden, kann ein Mitgliedstaat in Zusammenarbeit mit den Übertragungsnetzbetreibern entweder einen Aktionsplan zur Verringerung der Engpässe verfolgen oder seine Gebotszonenkonfiguration überprüfen und ändern.
Deutschland entschied sich 2025 für den Erhalt der einheitlichen deutsch-luxemburgischen Zone und übermittelte der Europäischen Kommission einen aktualisierten Aktionsplan. Damit setzt die Bundesregierung offiziell weiter auf Netzausbau, eine bessere Nutzung der Übertragungsnetze und Maßnahmen im Engpassmanagement.
Soll eine Gebotszone über Staatsgrenzen hinweg neu zugeschnitten werden, müssen die betroffenen Mitgliedstaaten eingebunden werden. Entscheiden sich die maßgeblichen Staaten für eine Änderung, müssen sie nach den EU-Regeln zu einer gemeinsamen Entscheidung kommen. Gelingt keine Einigung, kann die Europäische Kommission nach Konsultation von ACER als letztes Mittel über Änderung oder Beibehaltung der Konfiguration entscheiden.
Für Schleswig-Holstein und Hamburg bedeutet das: Sie können politischen Druck aufbauen, Studien anstoßen und auf Bundes- und EU-Ebene für eine andere Marktordnung werben. Die rechtliche Entscheidung fällt jedoch nicht auf Landesebene.
Die zentrale Erwartung der Befürworter lautet, dass Regionen mit viel erneuerbarer Stromerzeugung häufiger niedrigere Großhandelspreise sehen könnten. Das könnte vor allem in windreichen Stunden im Norden gelten, wenn das Angebot hoch und die Transportkapazität Richtung Süden begrenzt ist. Umgekehrt könnten Regionen mit hoher Nachfrage und geringerer lokaler Erzeugung in Engpasssituationen höhere Großhandelspreise erleben.
Daraus lässt sich jedoch nicht unmittelbar ableiten, wie sich die Jahresrechnung eines Haushalts verändern würde. Energieversorger beschaffen Strom teilweise langfristig und sichern Preise über Terminmärkte ab. Zudem machen Netzentgelte, Steuern und andere Bestandteile einen erheblichen Teil des Endkundenpreises aus. Ein niedrigerer Börsenpreis in einer nördlichen Zone würde deshalb nicht automatisch in gleicher Höhe und sofort bei Haushalten ankommen. Ebenso wäre ein höherer zonaler Großhandelspreis nicht mit einem identischen Aufschlag auf den Endkundentarif gleichzusetzen.
Hinzu kommt, dass eine Neuordnung auch die Kosten des Netzbetriebs beeinflussen könnte. Wenn Marktpreise Engpässe besser abbilden, könnten bestimmte Redispatch-Eingriffe entfallen. Wie groß dieser Effekt wäre und wie er über Netzentgelte oder andere Mechanismen bei Verbrauchern ankäme, hängt vom konkreten Zuschnitt und von der weiteren Regulierung ab.
Für die Industrie wäre eine Teilung besonders relevant, weil große Stromverbraucher stärker auf Großhandelspreise und langfristige Absicherung reagieren. Ein niedrigeres Preisniveau in einer windreichen nördlichen Zone könnte energieintensive Produktion, Speicher, Rechenzentren oder Elektrolyseure attraktiver machen. Genau darauf zielen viele Befürworter im Norden: Neue Nachfrage soll dort entstehen, wo große Mengen erneuerbarer Energie verfügbar sind.
Die Kehrseite wären mögliche regionale Preisunterschiede. Unternehmen in Gebieten mit höherem zonalem Preis könnten mit steigenden Beschaffungskosten konfrontiert werden. Die Bundesregierung warnt außerdem davor, dass kleinere Marktgebiete die Liquidität im Stromhandel verringern und die Absicherung künftiger Stromlieferungen erschweren könnten. Auch der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft bekräftigte Anfang September seine Forderung, die einheitliche deutsche Gebotszone beizubehalten.
Damit stehen zwei energiepolitische Ansätze gegeneinander. Die norddeutschen Initiativen wollen die regionale Verfügbarkeit von Strom stärker im Preis sichtbar machen und damit Verbrauch, Speicher und Erzeugung räumlich besser zusammenführen. Die Bundesregierung setzt auf den Erhalt eines großen gemeinsamen Marktgebiets und darauf, bestehende Netzengpässe durch Infrastruktur und Engpassmanagement zu verringern.
Eine konkrete Entscheidung über eine neue deutsche Gebotszonenstruktur liegt derzeit nicht vor. Die Debatte hat sich im Spätsommer 2026 jedoch von einer vor allem technischen Frage wieder zu einem offenen politischen Konflikt zwischen Ländern, Bund und Teilen der Energiewirtschaft entwickelt.
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