💬 Diskussion

Aufteilung der deutschen Strompreiszone

Getrennte Preiszonen sollen Strom dort billiger machen, wo viel erneuerbare Erzeugung steht. Über den Zuschnitt entscheiden Bund und EU, und der Bund hat die Frage im Dezember 2025 gegen eine Teilung entschieden.

Bund und EU (Forderung der Landespartei) Vorschlag einer Landespartei, über den Bund und EU entscheiden: Der Zuschnitt der Gebotszonen richtet sich nach Artikel 14 und 15 der Strombinnenmarktverordnung, und Adressat ist dort durchgängig der Mitgliedstaat. Bewertet ist deshalb die Bundesmaßnahme in ihrem vollen Umfang, nicht der auf Sachsen-Anhalt entfallende Anteil. Der Maßstab dieser Seite ist entsprechend größer als bei Landesmaßnahmen derselben Wahl. Ein Landtag kann den Vorschlag nicht beschließen. Er kann nur im Bundesrat dafür werben.

KI-Bewertung · noch ohne menschliche Prüfung

Diese Auswertung hat ein KI-Modell erstellt und belegt; ein menschlicher Prüfdurchgang steht noch aus. Zahlen und Einordnung können sich dabei noch ändern. Das Prüfprotokoll steht am Fuß der Seite. Wie geprüft wird →

BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN Sachsen-Anhalt wollen die Strompreise senken, unter anderem durch „eine Strompreiszonenaufteilung Deutschland“ [1]. Das Programm nennt sie neben einer Verringerung der Stromsteuer und regionalen sowie dynamischen Netzentgelten. Die Spitzenkandidatin konkretisierte am 4. August 2026 eine gemeinsame Zone aus Sachsen-Anhalt, Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern und Niedersachsen [3]. Einen Zeitpunkt und einen genauen Zuschnitt nennt das Programm nicht. Bewertet wird die Wahlperiode 2026 bis 2031. Die beiden anderen Stellschrauben sind eigene Maßnahmen und hier nicht mitbewertet.

Bilanz

Ausgeglichen · 0,58
Pro 32 · 58 % Contra 24 · 42 %
Größenklasse: klein Maßstab dieser Bewertung: Normalised Impact — einheitslos, auf dieses Thema kalibriert. Zum Vergleich: 1 Punkt entspricht hier rund 20 Mio. € pro Jahr. Wie wir bewerten →

Pro-Argumente

Contra-Argumente

6 Argumente bewertet · Scoring v1.3 Δ absolut +8

Argumente — Pro

3 Argumente

Niedrigere Strompreise im Norden und Osten

19von 100

In Sachsen-Anhalt liegt die Stromerzeugung weit über dem eigenen Verbrauch; 2023 gingen 6.108 Millionen Kilowattstunden in andere Gebiete [23]. In einer eigenen Zone fiele der Börsenpreis dort. Die Rechnungen nennen für den Norden rund 4 Euro je Megawattstunde weniger [9].

Wert 5 · Strom- und NetzkostenImpact 7Plausibilität 5,5
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Wert

Betroffen sind die Stromkosten von Haushalten und Betrieben, also ein Geldstrom ohne besonderes Gut dahinter. Weil die Empfänger in Ländern mit unterdurchschnittlichem Einkommen sitzen, ist der Betrag mit einem Verteilungsgewicht angesetzt. Der Wert ist der Normalmaßstab des Schemas.

Impact

Die Preiswirkung ist mehrfach gerechnet. Die Netzbetreiber finden für die nördlichen Zonen einen Rückgang von rund 4 Euro je Megawattstunde [9]. Eine Rechnung mit 22 Regionen kommt auf bis zu 33 Euro in der Spitze und rund 6 Euro im bundesweiten Mittel [13]. Eine Modellierung von 2026 nennt für den Norden 20 bis 30 Prozent unter dem Einheitspreis [14]. Die deutsche Stromerzeugung lag 2025 bei 437,6 Terawattstunden [22]. Setzt man rund 45 Prozent davon in der nördlichen und östlichen Zone an und 4 Euro je Megawattstunde, ergibt das rund 850 Millionen Euro im Jahr bei voller Wirkung. Mit dem Wirksamkeitsanteil von 15 Prozent bleiben rund 128 Millionen Euro. Empfänger sind Haushalte und Betriebe in Ländern mit unterdurchschnittlichem Einkommen, weshalb der Betrag mit einem Verteilungsgewicht von 1,1 angesetzt ist. Dieser Posten ist die eine Seite eines Übertrags. Die andere Seite steht im Argument zu den Preisen im Süden.

Plausibilität

Dass die Preise im Norden fallen, finden alle geprüften Rechnungen [9][13][14]. Die Höhe schwankt erheblich, weil sie am Zuschnitt hängt: Je feiner die Zonen, desto größer der Unterschied. Der Vorschlag nennt keinen Zuschnitt [1]; die Spitzenkandidatin nannte am 4. August 2026 vier Länder [3]. Zwei Punkte drücken zusätzlich. Erstens ist ein Teil des versprochenen Vorteils bereits eingetreten. Die Netzentgelte in Sachsen-Anhalt liegen mit 8,5 Cent je Kilowattstunde rund 9 Prozent unter dem Bundesdurchschnitt und fielen gegenüber 2025 um 15 Prozent [24]. Zweitens erhält die Mitteldeutsche Netzgesellschaft aus dem bundesweiten Ausgleich für Netze mit viel erneuerbarer Erzeugung 291,9 Millionen Euro und ist damit drittgrößte Begünstigte [25].

evidence_basis: Konvergierende Studien · P-ceiling 7

Weniger Engpasskosten im Stromnetz

9,9von 100

Das Engpassmanagement kostete 2025 3.071 Millionen Euro [21]. Preiszonen zeigen an, wo Strom knapp ist, und verringern den Bedarf, Kraftwerke gegen den Markt zu verschieben. Vier unabhängige Rechnungen finden einen positiven Nettoeffekt [9][10][13][18].

Wert 6 · Wohlstand & ProduktionImpact 3Plausibilität 5,5
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Wert

Betroffen ist die Wirksamkeit des Stromsystems, also die Frage, ob Erzeugung und Verbrauch am richtigen Ort zusammenfinden. Unnötig verschobene Kraftwerksleistung verbrennt Brennstoff ohne Gegenwert und lässt Windräder stillstehen. Diese Systemwirkung reicht über die einzelne Stromrechnung hinaus. Der Wert ist mittel.

Impact

Vier unabhängige Rechnungen kommen zum selben Vorzeichen. Die Netzbetreiber selbst beziffern den Wohlfahrtsgewinn auf 251 bis 339 Millionen Euro im Jahr und die Einsparung beim Engpassmanagement auf rund die Hälfte [9]. Die europäische Regulierungsagentur hält das für zu niedrig und rechnet mit 450 bis 540 Millionen Euro [10]. Angesetzt ist der Mittelwert beider Rechnungen, 400 Millionen Euro im Jahr bei voller Wirkung. Entscheidend ist der zweite Schritt. Der Bund hat die Zone am 15. Dezember 2025 gerade erhalten [8], und der zugehörige Aktionsplan läuft vier Jahre [6]. Der nächste Entscheidungspunkt liegt damit gegen Ende der Wahlperiode, die Umsetzung danach. Angesetzt ist deshalb ein Wirksamkeitsanteil von 15 Prozent für den Bewertungshorizont.

Plausibilität

Die Richtung ist gut belegt, die Größe strittig. Vier unabhängige Rechnungen finden einen positiven Nettoeffekt: die Netzbetreiber selbst [9], die europäische Regulierungsagentur [10], eine Untersuchung mit 22 Regionen [13] und eine Modellierung der Forschungsstelle der Kommission [18]. Zwischen der niedrigsten und der höchsten Schätzung liegt der Faktor zwei. Die vier deutschen Netzbetreiber halten dagegen, die Gewinne entsprächen weniger als einem Prozent der Systemkosten, und die Eingangsdaten stammten aus 2019 [11]. Der größte Abschlag hier betrifft aber den Zeitpunkt. Der Bund hat gerade anders entschieden [8], und ein Land hat im Verfahren keine Rolle [5][7].

evidence_basis: Konvergierende Studien · P-ceiling 7

Anreiz für Speicher, Elektrolyse und Ansiedlung vor Ort

2,7von 100

Ein niedrigerer Preis dort, wo der Strom entsteht, lohnt Speicher, Elektrolyse und stromintensive Produktion vor Ort. In der Rechnung steigen die Volllaststunden der Elektrolyse unter 20 Euro je Megawattstunde von rund 1.900 auf rund 3.700 [14]. Sachsen-Anhalt lieferte 2023 rund 40 Prozent seiner Erzeugung über den eigenen Verbrauch hinaus in andere Gebiete [23].

Wert 6 · Wohlstand & ProduktionImpact 1,1Plausibilität 4
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Wert

Betroffen sind die Standortwahl stromintensiver Anlagen und der Bedarf an neuen Leitungen. Wo Speicher und Elektrolyse entstehen, entscheidet über Wertschöpfung und über die Kosten des Netzausbaus für Jahrzehnte. Diese Systemwirkung reicht über den einzelnen Betrieb hinaus. Der Wert ist mittel.

Impact

Die Mechanik ist gerechnet. Bei feineren Zonen steigen die Batteriezyklen im Norden von 1,39 auf 1,95 am Tag, und die Volllaststunden der Elektrolyse unter 20 Euro je Megawattstunde verdoppeln sich nahezu [14]. Die Forschungsstelle der Kommission rechnet zusätzlich mit 56 Milliarden Euro geringerem Netzausbaubedarf bis 2040 [18]. Dieser Wert steht hier nicht im Zentralwert, weil er auf knotenscharfen Preisen beruht. Das ist eine viel feinere Auflösung als eine Teilung in wenige Zonen. Angesetzt sind vorsichtige 150 Millionen Euro im Jahr bei voller Wirkung, mit dem Wirksamkeitsanteil von 15 Prozent also rund 23 Millionen Euro. Das obere Bandende trägt den Netzausbaueffekt anteilig.

Plausibilität

Die Modellrechnungen sind belastbar, die Übertragung auf tatsächliches Verhalten ist es weniger. Dass Speicher und Elektrolyse auf Preisunterschiede reagieren, folgt aus ihrer Betriebsweise und ist gerechnet [14]. Ob sich Unternehmen wegen eines Unterschieds von rund 4 Euro je Megawattstunde ansiedeln, ist offen. Die Netzentgelte unterscheiden sich zwischen Bayern und Schleswig-Holstein schon heute um knapp 3 Cent je Kilowattstunde, also um ein Vielfaches der diskutierten Zonendifferenz [17]. Eine erkennbare Verlagerung ist daraus nicht gefolgt. Für eine Beschleunigung des Netzausbaus durch Preissignale finden die Autoren eines Länderquerschnitts ausdrücklich keine Belege [19].

evidence_basis: Studie · P-ceiling 7

Argumente — Contra

3 Argumente

Höhere Strompreise im Süden

18von 100

Was der Norden spart, zahlt der Süden. Ein Gutachten für Baden-Württemberg rechnet mit rund 10 Euro je Megawattstunde mehr im Jahr 2025 und 6 Euro im Jahr 2030 [15]. Für Bayern nennen die Studien 2,9 bis 5 Euro [16].

Wert 5 · Strom- und NetzkostenImpact 6,4Plausibilität 5,5
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Wert

Betroffen sind die Stromkosten von Haushalten und Betrieben im Süden, also derselbe Geldstrom wie auf der Gegenseite. Ein Verteilungszuschlag ist hier nicht angesetzt, weil die Zahler im Mittel über dem Bundeseinkommen liegen. Der Wert ist der Normalmaßstab des Schemas.

Impact

Dies ist die zweite Seite desselben Übertrags, dessen erste Seite das Preisargument für den Norden bucht. Das Mengengerüst ist identisch: rund 850 Millionen Euro im Jahr bei voller Wirkung, mit dem Wirksamkeitsanteil von 15 Prozent also rund 128 Millionen Euro. Die Preisaufschläge der Studien stützen die Größenordnung, für Bayern 2,9 bis 5 Euro je Megawattstunde [16] und für Baden-Württemberg 6 Euro im Jahr 2030 [15]. Zahler sind Haushalte und Betriebe im Süden, und hier ist kein Verteilungszuschlag angesetzt. Deshalb fällt der Betrag kleiner aus als auf der Empfängerseite. Die Differenz ist die Verteilungswirkung der Teilung.

Plausibilität

Der Posten folgt zwingend aus dem Preisargument für den Norden und trägt dieselbe Sicherheit, weil beide Seiten dasselbe Mengengerüst verwenden. Beide Seiten des Übertrags stehen in voller Höhe in der Bilanz; was der Norden spart und der Süden zahlt, wird erst in der Gesamtbilanz gegeneinander gestellt. Zur Höhe gibt es zwei gegenläufige Hinweise. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft schätzt die Mehrkosten allein für die energieintensive Industrie auf 1 bis 1,5 Milliarden Euro im Jahr [20], also mehr als hier für den gesamten Süden angesetzt ist. Dagegen liegt der Aufschlag in Bayern nach den Beiträgen im ifo Schnelldienst 2030 bei 0,3 bis 0,5 Cent je Kilowattstunde, rund ein Prozent des Haushaltspreises [17]. Der Zentralwert folgt den Modellrechnungen, die Verbandsschätzung liegt am oberen Bandende.

evidence_basis: Konvergierende Studien · P-ceiling 7

Mehr abgeregelter Ökostrom und schwächere Erlöse im Norden

3von 100

Der Vorschlag wirkt hier gegen sein eigenes Ziel. Bei niedrigeren Preisen im Norden wird ein Teil der Erzeugung unwirtschaftlich, und neue Anlagen erwirtschaften geringere Marktwerte. In der Rechnung mit 22 Zonen steigt die marktlich bedingte Abregelung von 0,4 auf 4,9 Terawattstunden [14].

Wert 6 · Erneuerbare ErzeugungImpact 1,1Plausibilität 4,5
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Wert

Betroffen ist erzeugter Ökostrom, der nicht ins Netz gelangt, und die Erlösbasis neuer Anlagen. Nicht erzeugte erneuerbare Kilowattstunden müssen anderswo ersetzt werden, meist aus fossilen Quellen. Die Klimawirkung ist hier nicht gesondert gebucht, um Doppelzählung zu vermeiden. Der Wert ist mittel.

Impact

In der Rechnung mit 22 Zonen steigt die marktlich bedingte Abregelung erneuerbarer Anlagen von 0,4 auf 4,9 Terawattstunden [14]. Diese Zahl gilt für eine sehr feine Auflösung. Bei einer Teilung in wenige Zonen ist ein Bruchteil anzusetzen, hier rund 1,5 Terawattstunden. Bewertet mit rund 60 Euro je Megawattstunde ergibt das rund 90 Millionen Euro. Zum Vergleich: 2025 wurden 9,379 Terawattstunden aus Netzgründen abgeregelt und entschädigt [21]. Hinzu kommen geringere Marktwerte für neue Anlagen; der Chemieverband nennt einen Marktwertverfall der Windkraft von 20 Prozent bis 2027 und einen Ertragsrückgang von 3,4 Milliarden Euro [20]. Angesetzt sind zusammen 150 Millionen Euro im Jahr bei voller Wirkung, mit dem Wirksamkeitsanteil von 15 Prozent also rund 23 Millionen Euro.

Plausibilität

Die Abregelungszahl stammt aus einer sauberen Modellrechnung, gilt aber für 22 Zonen und damit für eine Auflösung, die niemand fordert [14]. Die Übertragung auf wenige Zonen ist ein Abschlag nach Augenmaß. Beim Marktwert widersprechen sich die Quellen. Der Chemieverband nennt 20 Prozent Verfall und 3,4 Milliarden Euro Ertragsrückgang [20], hat aber ein eigenes Interesse an der einheitlichen Zone. Gegenläufig wirkt, dass niedrigere Preise im Norden gerade die Flexibilität anreizen, die die Abregelung verringert. Dieser Strom steht im dritten Pro-Argument. Für Sachsen-Anhalt steht dabei viel auf dem Spiel: 2025 kamen 59 neue Windräder, mehr als 23.000 Solaranlagen und 88 Solarparks hinzu [4].

evidence_basis: Studie · P-ceiling 7

Weniger Liquidität und teurere Absicherung

2,7von 100

Der deutsche Terminmarkt ist der liquideste Europas, weil eine einzige Zone alle Geschäfte bündelt. Mehrere kleinere Zonen verteilen den Handel. Nach der Teilung im Norden Italiens brach das Handelsvolumen in der abgetrennten Zone um rund 80 Prozent ein [19].

Wert 6 · Wohlstand & ProduktionImpact 1,5Plausibilität 3
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Wert

Betroffen ist die Funktionsfähigkeit des Strommarktes, also die Möglichkeit, sich über Jahre gegen Preisrisiken abzusichern. Ein dünner Terminmarkt verteuert jede Investition in Erzeugung und jeden langfristigen Liefervertrag. Diese Systemwirkung reicht über einzelne Geschäfte hinaus. Der Wert ist mittel.

Impact

Hier gibt es fast nichts zu rechnen, und das ist der Kern des Problems. Die Studie, die eigens für diese Frage beauftragt wurde, nimmt ausdrücklich keine Bezifferung vor [12]. Liquidität lasse sich nur mittelbar beurteilen, weil die Simulationsdaten keine realen Handelsvolumina enthalten. Auch die Netzbetreiber [11] und der Chemieverband [20] tragen den Punkt ohne Zahlen vor. Der einzige empirische Anhaltspunkt kommt aus Italien [19]. Angesetzt sind 200 Millionen Euro im Jahr bei voller Wirkung, mit dem Wirksamkeitsanteil von 15 Prozent also 30 Millionen Euro. Der Wert ist gesetzt.

Plausibilität

Das Argument wird von allen Gegnern der Teilung vorgetragen und von keinem beziffert. Die eigens beauftragte Untersuchung verzichtet ausdrücklich auf eine monetäre Bewertung [12]. Die Netzbetreiber warnen vor einem Rückgang der Liquidität an den Terminmärkten, nennen aber weder Handelsvolumina noch Aufschläge [11]. Der Chemieverband führt die Größe der einheitlichen Zone als Garant liquider Märkte an, ebenfalls ohne Zahlen [20]. Der italienische Fall stützt die Richtung deutlich, ist aber ein einzelner Präzedenzfall in einem kleineren Markt [19]. Dass Beteiligte mit einem Interesse an der einheitlichen Zone diesen Punkt betonen und zugleich nicht rechnen, ist ein Hinweis auf seine Belastbarkeit. Deshalb die niedrigste Sicherheit dieser Bewertung.

evidence_basis: Plausibilität · P-ceiling 5

Summary

Der Vorschlag steht auf einer besseren Sachgrundlage als auf einer Zuständigkeitsgrundlage. Vier unabhängige Rechnungen finden einen positiven Nettoeffekt einer Zonenteilung. Die Übertragungsnetzbetreiber selbst kommen auf 251 bis 339 Millionen Euro Wohlfahrtsgewinn im Jahr und eine Halbierung der Kosten des Engpassmanagements [9]. Die europäische Regulierungsagentur hält das für zu niedrig und rechnet mit 450 bis 540 Millionen [10]. Eine Untersuchung mit 22 Regionen findet in 18 davon niedrigere Preise und bundesweit eine Entlastung von rund 6 Euro je Megawattstunde [13]. Die Forschungsstelle der Kommission rechnet mit 56 Milliarden Euro geringerem Netzausbaubedarf bis 2040 [18]. Sachsen-Anhalt stünde dabei auf der Gewinnerseite, denn das Land lieferte 2023 rund 6,1 Milliarden Kilowattstunden in andere Gebiete [23]. Drei Befunde arbeiten dagegen. Der erste ist die Zuständigkeit. Über den Zuschnitt der Gebotszonen entscheidet nach Artikel 14 und 15 der Strombinnenmarktverordnung der Mitgliedstaat [5][6], und die Regulierung liegt bei der Bundesnetzagentur [7]. Ein Landtag kann das nicht beschließen. Der zweite Befund ist der Zeitpunkt. Am 15. Dezember 2025 hat das Bundeswirtschaftsministerium entschieden, die einheitliche Zone zu erhalten, und stattdessen einen Aktionsplan über vier Jahre vorgelegt [8][6]. Der nächste Entscheidungspunkt liegt damit am Ende der Wahlperiode. Der dritte Befund betrifft das Versprechen selbst. Ein Teil davon ist bereits eingetreten: Die Netzentgelte in Sachsen-Anhalt liegen mit 8,5 Cent je Kilowattstunde rund 9 Prozent unter dem Bundesdurchschnitt und fielen gegenüber 2025 um 15 Prozent [24]. Getragen wird das vom Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzkosten [26] und vom bundesweiten Ausgleich für Netze mit viel erneuerbarer Erzeugung, aus dem die Mitteldeutsche Netzgesellschaft 291,9 Millionen Euro erhält [25]. Bemerkenswert ist schließlich, wie die Gegenseite argumentiert. Ihr stärkster Einwand, der Verlust an Marktliquidität, wird von Netzbetreibern, Händlern und Industrieverbänden vorgetragen und von keinem beziffert; die eigens dafür beauftragte Untersuchung verzichtet ausdrücklich auf eine Bewertung in Geld [11][12][20].

Ausblick — Wirkung über die Zeit

Ausgeglichen · 0,58
heute Δ +8,0 F1 — mit Preiszone teilen F0 — Baseline ohne Maßnahme +3 Jahre +5 Jahre Normalised Impact → F0 konstant als Referenz · F1 über/unter F0 = positive/negative Nettowirkung · Δ = Nettoscore Band = Erwartungsbereich — reicht es unter F0, ist auch eine negative Wirkung plausibel Kurvenform und Höhe illustrativ · y-Achse bewusst ohne Skala

Quellen

  1. BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN Sachsen-Anhalt: Programm zur Landtagswahl 2026, S. 17. Die Strompreise sollen sinken durch eine Verringerung der Stromsteuer auf das europarechtlich zulässige Minimum, „eine Strompreiszonenaufteilung Deutschland sowie regionale und dynamische Netzentgelte, sogenannte modale Preise“. Ein Zeitpunkt, ein Zonenzuschnitt und ein Weg der Durchsetzung werden nicht genannt. gruene-lsa.de
  2. BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN Sachsen-Anhalt: Kurzwahlprogramm zur Landtagswahl 2026, Kapitel „Erneuerbare Energien ausbauen“: Wind- und Solarkraft ausbauen, Wasserstoffindustrie stärken, Naturschutz und Energiewende kombinieren, Netz- und Speicherausbau voranbringen, Solarpflicht auf Neubauten, Balkonkraftwerke sozial fördern. Die Zonenaufteilung kommt in der Kurzfassung nicht vor. gruene-lsa.de
  3. Wetterauer Zeitung: Spitzenkandidatin Susan Sziborra-Seidlitz konkretisiert am 4.8.2026 den Vorschlag: regionale Strompreiszonen nach Erzeugungsort, mit einem Zusammenschluss von Sachsen-Anhalt, Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern und Niedersachsen zu einer gemeinsamen Zone. Zitat: „Regionen oder Länder, die auf erneuerbare Energie bauen, können sich über niedrigere Strompreise freuen“. wetterauer-zeitung.de
  4. Berliner Zeitung: Bericht vom 5.8.2026 zum Vorschlag: Widerstand des Übertragungsnetzbetreibers 50Hertz, des Versorgers EnviaM und des Bundeswirtschaftsministeriums. Für Sachsen-Anhalt 2025 genannt: 59 neue Windräder, mehr als 23.000 neue Solaranlagen und 88 neue Solarparks. berliner-zeitung.de
  5. Verordnung (EU) 2019/943, Artikel 14: Verfahren zur Überprüfung der Gebotszonen. Absatz 7: Der Mitgliedstaat mit festgestelltem strukturellem Engpass entscheidet binnen sechs Monaten nach Erhalt des Berichts, entweder Aktionspläne nach Artikel 15 aufzustellen oder den Zuschnitt zu überprüfen und zu ändern. Absatz 8: Die betroffenen Mitgliedstaaten treffen binnen sechs Monaten eine einstimmige Entscheidung. Adressat ist durchgängig der Mitgliedstaat, nicht eine Region. legislation.gov.uk
  6. Verordnung (EU) 2019/943, Artikel 15: Aktionspläne. Der Mitgliedstaat entwickelt den Plan mit seiner Regulierungsbehörde und beseitigt die strukturellen Engpässe binnen vier Jahren. Sechs Monate vor Ablauf entscheidet er, ob er den verbleibenden Engpass durch eine Änderung des Zonenzuschnitts oder durch selbst finanzierte Abhilfemaßnahmen angeht. Scheitert die einstimmige Entscheidung, entscheidet die Kommission als letztes Mittel. legislation.gov.uk
  7. § 54 Energiewirtschaftsgesetz: Allgemeine Zuständigkeit. Die Bundesnetzagentur ist zuständig, soweit keine besondere Zuweisung besteht, und trifft bundesweit einheitliche Festlegungen. Landesregulierungsbehörden sind nur für Netzbetreiber mit weniger als 100.000 angeschlossenen Kunden zuständig, und die Zuständigkeit entfällt, wenn ein Netz über das Gebiet eines Landes hinausreicht. dejure.org
  8. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Pressemitteilung vom 15.12.2025 „Erhalt der einheitlichen Stromgebotszone“: Deutschland behält seine Gebotszone und legt stattdessen einen Aktionsplan nach Artikel 15 vor. Begründung unter anderem, eine Neukonfiguration würde „die Investitionsunsicherheit in der Energiewirtschaft deutlich erhöhen“. Der Koalitionsvertrag von 2025 hält fest: „Eine einheitliche Stromgebotszone wird beibehalten“. bundeswirtschaftsministerium.de
  9. ENTSO-E: Bidding Zone Review of the 2025 Target Year, April 2025. Für Deutschland und Luxemburg wurden vier Aufteilungen geprüft. Wohlfahrtsgewinn gegenüber dem Ist-Zustand: fünf Zonen 339 Mio Euro, vier Zonen 312 Mio Euro, zwei Zonen 264 Mio Euro, drei Zonen 251 Mio Euro im Jahr. Die Einsparung beim Engpassmanagement beträgt rund 50 Prozent. In den nördlichen Zonen sinken die Preise um rund 4 Euro je Megawattstunde, in den südlichen steigen sie. Amortisationsdauer vier bis neun Jahre. eepublicdownloads.blob.core.windows.net
  10. ACER, Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden: Stellungnahme vom 18.9.2025: Die Studie der Netzbetreiber unterschätze den Nutzen erheblich. ACER beziffert den Vorteil der Konfigurationen, die Deutschland und Luxemburg teilen, auf 450 bis 540 Mio Euro im Jahr, rund 70 Prozent über der Rechnung der Netzbetreiber. Begründung: Der Koordinierungsgrad der mitteleuropäischen Netzbetreiber beim Engpassmanagement sei zu hoch angesetzt worden. acer.europa.eu
  11. 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW: Gemeinsames Positionspapier vom 28.4.2025: Die Effizienzgewinne entsprächen weniger als einem Prozent der simulierten Systemkosten für 2025, die Eingangsdaten stammten aus 2019, und eine Teilung würde die Liquidität an den Terminmärkten verringern. Die Ergebnisse seien „derzeit nicht geeignet als Grundlage für eine Rekonfiguration“. transnetbw.de
  12. ENTSO-E und Compass Lexecon: Annex 4 zum Bidding Zone Review, April 2025: Studie zur Wirkung von Zonenänderungen auf Liquidität und Transaktionskosten. Eine monetäre Bezifferung wird ausdrücklich nicht vorgenommen; Liquidität lasse sich nur mittelbar über Marktcharakteristika beurteilen, weil die Simulationsdaten keine realen Handelsvolumina enthalten. eepublicdownloads.blob.core.windows.net
  13. Agora Energiewende und Fraunhofer IEE: Untersuchung vom 25.4.2025 mit einem Modell aus 22 Regionen, gerechnet für das Jahr 2023: In 18 der 22 Regionen sinken die Preise, in der Spitze um 33 Euro je Megawattstunde; in vier Regionen steigen sie um weniger als 2 Euro. Bundesweit ergibt sich eine durchschnittliche Entlastung von rund 6 Euro je Megawattstunde. Die Kosten des Engpassmanagements stiegen von 1,3 Mrd Euro im Jahr 2019 auf 3,2 Mrd Euro im Jahr 2023. agora-energiewende.de
  14. Ariadne und Fraunhofer, Analyse März 2026: Gebotszonenteilung im Strommarkt, Fallstudie für 2024 mit drei, neun und 22 Zonen: Im Norden liegen die Preise 20 bis 30 Prozent unter dem Wert der einheitlichen Zone, im Süden meist weniger als 10 Prozent darüber. Die marktlich bedingte Abregelung erneuerbarer Anlagen steigt von 0,4 auf 4,9 Terawattstunden. Batteriespeicher im Norden kommen von 1,39 auf 1,95 Zyklen am Tag, die Volllaststunden der Elektrolyse unter 20 Euro je Megawattstunde steigen von rund 1.900 auf rund 3.700. ariadneprojekt.de
  15. Frontier Economics für das Land Baden-Württemberg: Gutachten vom 24.9.2024 zu den Folgen einer Trennung der einheitlichen Gebotszone: Die Südzone läge 2025 rund 10 Euro je Megawattstunde und 2030 rund 6 Euro je Megawattstunde über dem heutigen Preis. Empfehlung des Gutachtens: schnellerer Netzausbau statt Teilung. plattform-h2bw.de
  16. Neon Neue Energieökonomik (Eicke, Hirth) im Auftrag von enercity: Literatursynthese 2026 zu regionalen Großhandelspreisen: Für Bayern nennen die Studien einen Anstieg von 2,9 bis 5 Euro je Megawattstunde. Die gegenläufige Wirkung aus niedrigeren Netzentgelten und Engpassrenten beziffert die Synthese auf rund 6 Euro je Megawattstunde, bezogen auf den gesamten deutschen Verbrauch. neon.energy
  17. ifo Schnelldienst 3/2025 (Grimm, Ockenfels, Hirth u. a.): Beiträge zur Strommarktdebatte vom 13.3.2025: Für Bayern wird 2030 ein Anstieg von 0,3 bis 0,5 Cent je Kilowattstunde erwartet, rund ein Prozent des Haushaltspreises. Die bestehende Differenz der Netzentgelte zwischen Bayern und Schleswig-Holstein liegt bei knapp 3 Cent je Kilowattstunde und übersteigt die diskutierten Zonendifferenzen um ein Vielfaches. Der Präsident der Bundesnetzagentur plädiert für Netzausbau statt Teilung. ifo.de
  18. Gemeinsame Forschungsstelle der Europäischen Kommission (Thomassen, Fuhrmanek): Locational Price Signals in Europe, 2025: Bei standortabhängigen Preisen profitieren 62 bis 90 Prozent der untersuchten geografischen Zellen; weniger als 1,2 Prozent tragen Mehrkosten von über 5 Euro je Megawattstunde. Der Netzausbaubedarf sinkt bis 2040 um 56 Mrd Euro, die Systemkosten um 26 bis 61 Mrd Euro im Jahr. Die Auflösung ist knotenscharf und damit deutlich feiner als eine Teilung in wenige Zonen. publications.jrc.ec.europa.eu
  19. Energy Policy Research Group Cambridge und SDA Bocconi (Pollitt, Moretto Terribile), Working Paper 2515: Länderquerschnitt vom Juni 2025: Das europäische Engpassmanagement kostete 2023 4,2 Mrd Euro, 14,5 Prozent mehr als im Vorjahr. In Norwegen beträgt die mittlere absolute Stundendifferenz zwischen den Zonen rund 9 Euro je Megawattstunde. In Italien nähern sich die Zonenpreise über die Zeit an; nach der Teilung im Norden brach das Handelsvolumen in der abgetrennten Zone um rund 80 Prozent ein. Für eine Beschleunigung des Netzausbaus durch Preissignale finden die Autoren keine Belege. jbs.cam.ac.uk
  20. Verband der Chemischen Industrie: Diskussionspapier zur Gebotszonenteilung, Stand 7.6.2024: Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft schätzt die Mehrkosten für die energieintensive Industrie auf 1 bis 1,5 Mrd Euro im Jahr. Genannt werden außerdem ein Marktwertverfall der Windkraft von 20 Prozent bis 2027 und ein deutschlandweiter Ertragsrückgang von 3,4 Mrd Euro. Eine einheitliche Zone garantiere aufgrund ihrer Größe liquide Spot- und Terminmärkte. vci.de
  21. Bundesnetzagentur, SMARD: Auswertung vom 30.3.2026 zum Netzengpassmanagement 2025: Gesamtkosten 3.071 Mio Euro nach 2.954 Mio Euro im Jahr 2024. Davon Redispatch mit konventionellen Kraftwerken 1.176 Mio Euro, Reservekraftwerke 1.359 Mio Euro, Entschädigungen für abgeregelte erneuerbare Anlagen rund 433 Mio Euro. Maßnahmenvolumen 30,319 Terawattstunden, davon 9,379 Terawattstunden abgeregelter Ökostrom. smard.de
  22. Bundesnetzagentur: Daten zum Strommarkt 2025: Stromerzeugung 437,6 Terawattstunden, Anteil erneuerbarer Energien 58,8 Prozent, durchschnittlicher Großhandelspreis 89,32 Euro je Megawattstunde. bundesnetzagentur.de
  23. Statistisches Landesamt Sachsen-Anhalt: Strombilanz seit 1990: Bruttostromerzeugung 2023 24.919 Mio kWh, Lieferungen in andere Gebiete 6.108 Mio kWh, Endenergieverbrauch Strom 15.472 Mio kWh. Für 2022 lauten die Werte 24.843, 4.962 und 16.586 Mio kWh. Der Anteil erneuerbarer Energien an der Bruttostromerzeugung lag 2022 bei 60,1 Prozent. statistik.sachsen-anhalt.de
  24. strom-report: Netzentgelte 2026: Sachsen-Anhalt liegt bei 8,5 Cent je Kilowattstunde, der Bundesdurchschnitt bei 9,3 Cent, also rund 9 Prozent darüber. Gegenüber 2025 sind die Netzentgelte in Sachsen-Anhalt um 15 Prozent gefallen. Bundesweit sanken sie um durchschnittlich 17,6 Prozent, auf Übertragungsnetzebene um 57 Prozent. strom-report.com
  25. Bundesnetzagentur: Verteilung von Mehrkosten aus der Integration erneuerbarer Anlagen, Festlegung BK8-24-001-A vom 28.8.2024, wirksam seit 1.1.2025: 2026 wälzen 238 Netzbetreiber 2,725 Mrd Euro bundesweit um. Größte Begünstigte sind Bayernwerk Netz mit 624,6 Mio Euro, E.DIS Netz mit 295,6 Mio Euro und die Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mit 291,9 Mio Euro. Letztere versorgt den Süden und Osten Sachsen-Anhalts. bundesnetzagentur.de
  26. Bundesregierung: Niedrigere Netzentgelte für 2026: Das Gesetz für den Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzkosten trat am 12.12.2025 in Kraft, Volumen 6,5 Mrd Euro. Für einen Haushalt mit 3.500 Kilowattstunden Jahresverbrauch kann die Entlastung rechnerisch etwa 100 Euro betragen. bundesregierung.de
Zuletzt geprüft von Claude Fable 5 · 24. August 2026 · 2× KI, noch nicht menschlich geprüft
  1. 24. August 2026KI-PrüfungClaude Fable 5Record aktualisiert

    Prüfung gegen das Skill-Regelwerk (Prüfraster A1–H2): 1 Korrektur(en) angewendet (G1); r unverändert. 5 Punkt(e) offen für das menschliche Review.

  2. 23. August 2026KI-PrüfungClaude (Anthropic)Erstbewertung

    Import aus dem Wahl-Workspace (archiv/wahlen-2026-source-2026-08/evaluations/gruene-lsa-strompreiszone.json); Bewertung unverändert übernommen, Review-Status in der Quelle: draft.

Bewertungen entstehen KI-gestützt und werden turnusmäßig auf neue Entwicklungen geprüft; menschliche Durchgänge sind eigens ausgewiesen. Wie wir prüfen →

Score-Einschätzung abgeben

Argument
Aktueller Score: –
Value – Impact – Plausibilität –
deutlich
niedrigeretwas
niedrigerpasstetwas
höherdeutlich
höher
passt so

↔ Regler bewegen — die Begründungen passen sich deiner Einschätzung an:

Community-Ergebnis
Häufigste Begründungen