Voraussetzungen und Auswirkungen der möglichen Aufspaltung des deutschen Strommarktes in mehrere Strompreiszonen

Voraussetzungen und Auswirkungen der möglichen Aufspaltung des deutschen Strommarktes in mehrere Strompreiszonen Deutscher Bundestag Drucksache 21/8745 21. Wahlperiode 21.10.2026 Kleine Anfrage der Abgeordneten Enrico Komning, Leif-Erik Holm, Dr. Malte Kaufmann, Bernd Schattner, Raimond Scheirich, Christian Reck und der Fraktion der AfD Voraussetzungen und Auswirkungen der möglichen Aufspaltung des deutschen Strommarktes in mehrere Strompreiszonen Die heutige Ausgestaltung des deutschen Strommarktes ist eine Folge der Liberalisierung, die von der EU mit der EU-Richtlinie 96/92/EG angestoßen wurde. Die Richtlinie wurde in Deutschland 1998 im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) umgesetzt und sah die Entflechtung der vertikal-integrierten Verbundunternehmen (Erzeugung, Übertragung, Verteilung von Strom) vor. Seitdem wurde der Strommarkt durch diverse Energiepakete der EU kontinuierlich weiter umgestaltet (www.bpb.de/themen/wirtschaft/energiepolitik/577855/energie wirtschaftliche-strukturen-im-wandel/). Die einheitliche Strompreiszone ist in den 1990iger Jahren historisch gewachsen und wurde vom deutschen Gesetzgeber 2017 gesetzlich verankert, da „die Preisentwicklung zwischen den Regionen innerhalb Deutschlands weiter auseinanderzudriften droht[e]“ (www.beck- aktuell.de/heute-im-recht/rechtspolitik-gesetzgebung/bundesrat-stimmt-fuer-de utschlandweit-einheitliche-strompreise-2017-12-15). Im April 2025 haben die europäischen Übertragungsnetzbetreiber den „Bidding Zone Review“ (BZR-Bericht) vorgelegt (www.pv-magazine.de/2025/04/28/ent so-e-aufteilung-deutschlands-in-mehrere-stromgebotszonen-bringt-kostenvortei l-von-bis-zu-339-millionen-euro/). Für Frankreich, das flächenmäßig größer ist als Deutschland, kommt der Bericht zu dem Schluss, dass eine Aufgliederung der bisher einheitlichen Strompreiszone in mehrere Strompreiszonen gesamtwirtschaftlich schädlich sei. Für Deutschland kommt der Bericht hingegen zum Ergebnis, dass eine Aufspaltung vorteilhaft wäre. In der unionsrechtlich verankerten Untersuchung wird ein Modell anhand von 21 Kriterien, die vier Kategorien zugeordnet werden, eine davon die sogenannte „Energiewende“, mit bis zu fünf Preiszonen für Deutschland simuliert (EnergieKlima-Aktuell: EnK- Aktuell. – 4 (2025), 5). Die EU-Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden ACER drängt vehement auf eine solche Neugestaltung und geht von noch weitaus höheren Effizienzgewinnen aus als die Übertragungsnetzbetreiber selbst (https://acer.europa.eu/news/electricity-system-operators-bi dding-zone-study-significantly-underestimates-benefits-reshaping-europes-bidd ing-zones). Unterstützung erhält dieses Vorhaben unter anderem von BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN, die sich für das Ende des einheitlichen Großhandelspreises ausgesprochen haben, um regionale Preissignale zu setzen (www.handelsblatt.com/politik/deutschland/energiewende-wie-deutschland-de m-stromnetz-ausbau-in-europa-im-weg-steht/100238856.html). Die Partei folgt hiermit ihrem ehemaligen Bundesvorsitzenden bzw. dem ehemaligem Bundeswirtschaftsminister, Dr. Robert Habeck, der sich im Laufe seiner Amtszeit immer wieder für Änderungen am Strommarktdesign eingesetzt hat, darunter die Vorabfassung - w ird durch die lektorierte Version ersetzt. Abschaffung der Angebotskurve im Strommarkt bzw. des sogenannten „Merit- Order-Prinzips“ und die Aufteilung der einheitlichen Strompreiszone in Deutschland, um den Ausbau der Energie aus Wind und Sonne voranzutreiben (www.zeit.de/politik/deutschland/2022-08/strompreise-robert-habeck-reform-g as-uebergewinne; www.ffh.de/nachrichten/wirtschaft-aktuell/362291-hessen-w ehrt-sich-gegen-strompreiszonen-in-deutschland.html). Auch Denkfabriken, die die sogenannte Energiewende unterstützen, wie etwa „Agora Energiewende“ und Klima-Lobbyverbände wie die „Initiative klimaneutrales Deutschland“ und einzelne Ökonomen argumentieren für kleinere Strompreiszonen (www.tagessc hau.de/wirtschaft/energie/strompreiszonen-100.html; https://initiative-klimaneu tral.de/publikationen/strompreiszonen-eine-moegliche-reform/; www.ndr.de/na chrichten/info/Strompreise-Wuerde-der-Norden-von-neuen-Preiszonen-profitie ren,strompreiszonen100.html). Auf der Gegenseite stehen erhebliche wirtschafts- und industriepolitische Bedenken. Die Deutsche Industrie- und Handelskammer DIHK sowie die Landes- IHKs (insbesondere in Baden-Württemberg, Bayern, Rheinland-Pfalz und dem Saarland) warnen nachdrücklich, dass eine Teilung des Marktes die volkswirtschaftliche Stabilität gefährdet und gebotszonenübergreifende langfristige Lieferverträge (PPAs) erschweren würde (www.ihk.de/nordschwarzwald/innovatio nn/umweltschutz-umwelt-akademie/energie-und-klimaschutz/news-energie-res sourcen-klimaschutz/geteilte-strompreiszonen-belasten-wirtschaft-6548256; https://bw.ihk.de/bwihk-warnt-vor-gravierenden-folgen-einer-aufteilung-der-de utschen-stromge-botszone/; www.ihk-muenchen.de/ihk/Energie/240826_erhal t_der_deutschen_stromgebotszone.pdf). Die Folge wären massive Wettbewerbsnachteile und drastisch steigende Strompreise in den verbrauchsstarken Industriezentren im Süden und Westen Deutschlands (https://bw.ihk.de/bwihk- warnt-vor-gravierenden-folgen-einer-aufteilung-der-deutschen-stromge-botsz one/; www.ihk-rlp.de/themen/umwelt-und-energie/einheitliche- strompreiszonein-deutschland-6254868). Investoren in Energieinfrastrukturen teilen diese Einschätzung und ergänzen: Die Aufteilung der einheitlichen Strompreiszone sei aus akademischer Sicht interessant – aus ökonomischer und industriepolitischer Sicht sei sie es jedoch ganz bestimmt nicht (www.handelsblatt.com/politik/deut schland/energiewende-wie-deutschland-dem-stromnetz-ausbau-in-europa-im-w eg-steht/100238856.html). Die Folge wären zusätzliche Investitionsrisiken, weniger Liquidität auf dem Strommarkt und höhere Strompreise in industriestarken Regionen (ebd.). Auch die deutschen Übertragungsnetzbetreiber sowie der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sehen das Vorhaben kritisch (www.transnetbw.de/_Resources/Persistent/f/d/a/b/fdabf17d152 5ca66519b1a133b724a2b84affd73/250428%204U%CC%88NB%20Positionsp apier%20BZR_DE.pdf; www.bdew.de/presse/presseinformationen/bundesregie rung-muss-sich-fuer-einheitliche-stromgebotszone-einsetzen/). Eine Zonenaufteilung würde die Liquidität an den Terminmärkten schmälern und die Absicherungskosten erhöhen www.lobbyregister.bundestag.de/media/7c/a3/359089/Ste llungnahme-Gutachten-SG2409270151.pdf). Die Bundesregierung hat sich in der Vergangenheit und in ihren Absichtserklärungen grundsätzlich zum Erhalt der einheitlichen Gebotszone bekannt (www.h andelsblatt.com/politik/deutschland/energiewende-wie-deutschland-dem-strom netz-ausbau-in-europa-im-weg-steht/100238856.html; www.zeit.de/politik/deut schland/2026-07/strompreiszone-deutschland-aufspaltung-brandenburg-dietma r-woidke-gxe). Allerdings hatte sich auch die SPD im Rahmen der Verhandlungen zu einem Koalitionsvertrag mit der CDU/CSU für eine Überprüfung der einheitlichen Strompreiszone ausgesprochen (EnergieKlima-Aktuell: EnK- Aktuell. – 4 (2025), 5). Der entsprechende Prüfauftrag fehlt allerdings im Koalitionsvertrag, da man an der einheitlichen Stromgebotszone festhalten wolle (www.koalitionsvertrag2025.de/sites/www.koalitionsvertrag2025.de/files/ko av_2025.pdf, Zeile 997–998). Dementsprechend hat sich die Bundesregierung Vorabfassung - w ird durch die lektorierte Version ersetzt. entschieden, der Anpassungsempfehlung der EU- Energieregulierungsbehörden (ACER) nach Artikel 14 und 15 der EU-Elektrizitätsbinnenmarktverordnung nicht zu folgen und stattdessen den „Aktionsplan Gebotszone“ veröffentlicht (www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/202 5/12/20251215-erhalt-der-einheitlichen-stromgebotszone.html). Eine der Grundannahmen für die Vorteile einer Aufspaltung des Strommarktes in unterschiedliche Strompreiszonen ist das Setzen von Marktanreizen. So sollen sich die Stromverbraucher – den Preissignalen folgend –zu den neuen Stromproduzenten verlagern. Oder umgekehrt die Stromproduzenten einen finanziellen Vorteil haben, wenn sie sich in Strompreiszonen mit hohem Stromverbrauch ansiedeln. Hierdurch soll die Notwendigkeit von Abregelungen und Redispatch, und langfristig sogar des Netzausbaus reduziert werden. Es stellt sich den Fragestellern allerdings die Frage, ob die hierfür notwendige Flexibilität bei der Standortentscheidung bei den EEG-geförderten Energieerzeugern, insbesondere bei der Onshore-Windkraft und mehr noch bei der Offshore- Windkraft, überhaupt in nennenswertem Umfang gegeben ist. Auch Produktionsanlagen der energieintensiven Industrie werden zumeist auf Jahrzehnte hinaus geplant. Deutschland befindet sich angesichts der Energiepolitik hierbei seit fast 25 Jahren per Saldo im Prozess der Standortflucht (www.iwkoeln.de/studie n/hubertus-bardt-schrumpfender-kapitalstock-ene). Die IHKs in Baden- Württemberg, Bayern, Rheinland-Pfalz, Saarland, die Übertragungsnetzbetreiber Amprion und TransnetBW sowie der Wirtschaftsbeirat Bayern schreiben in ihrer Stellungnahme vom 26. August 2024 an den damaligen Bundesminister für Wirtschaft und Klimaschutz wörtlich: „Da die deutschen Strompreise bereits jetzt zu den höchsten weltweit gehören, wäre eine weitere Steigerung für die süd-/westdeutsche Wirtschaft und vor allem für die energieintensive Industrie ein weiterer Nackenschlag. Stromintensive Unternehmen würden ihre Investitionen nicht von Süd- nach Norddeutschland umleiten, sondern – wie Unternehmensbefragungen zeigen – sie zurückfahren unterlassen oder ins Ausland verlagern.“ (www.lobbyregister.bundestag.de/media/7c/a3/359089/Stellun gnahme-Gutachten-SG2409270151.pdf). Auch hier stellt sich also die Frage, ob Standortverlagerungen der Energieintensiven Industrie aus dem Süden und Westen Deutschlands in den Norden überhaupt realistisch sind. Der Aufteilung der Strompreiszone auffallend positiv gegenüberstehende Analysen, die sich eine beschleunigende Wirkung auf den Ausbau von PV- und Windenergieanlagen erhoffen, bestätigen diesen Kritikpunkt der Verbände und schätzen die Anreizwirkung auf energieintensive Industrien zur Verlagerung in Strompreiszonen mit hoher PV- und Windenergieanlagendichte als eher gering ein (www.ari adneprojekt.de/media/2024/01/Ariadne-Analyse_Angebotszonen_Januar202 4.pdf, S. 32). Hinzu kommt, dass sich in den vergangenen Jahren energieintensive Unternehmen (insbesondere Neuansiedlungen von Rechenzentren) durch Stromlieferverträge (Power Purchase Agreements – PPAs) mehr und mehr von den Preisen an den Strombörsen unabhängig machen (www.germandatacenters.com/en/data-ce nter-impact-report-germany-2024/; www.zfk.de/unternehmen/beschaffung/ ppapreise-ziehen-an-warum-speicher-in-deutschland-zum-werttreiber-werden). Entsprechend stellt sich den Fragestellern die Frage, wieviel Einfluss die Aufteilung des Strommarktes in Preiszonen auf die Standortentscheidungen zukünftiger Ansiedlungen von Großverbrauchern trotz dieser Entwicklung noch hätten. Wir fragen die Bundesregierung:  1. Sind nach Kenntnis der Bundesregierung seit Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes Vorabfassung - w ird durch die lektorierte Version ersetzt. a) die Anzahl der Stunden pro Jahr mit negativen Strompreisen, b) die Kosten für Redispatchmaßnahmen und c) der Netzausbaubedarf beziehungsweise die Kosten des Stromnetzausbaus im einzelnen Trend gestiegen, konstant geblieben oder gesunken?  2. Teilt die Bundesregierung die Einschätzung der Fragesteller, dass der Ausbau von Windenergie- und Photovoltaikanlagen Steigerungen bei den in Frage 1 genannten Kennziffern zur Folge hat (bitte einzeln für a, b und c beantworten)?  3. Aus welchen Gründen hat sich die Bundesregierung mit der Veröffentlichung des „Aktionsplans Gebotszone 2025“ (vgl. Vorbemerkung) gegen die Aufspaltung des deutschen Strommarktes in mehrere Gebotszonen entschieden, anstatt den Empfehlungen der Energieregulierungsbehörden ACER zu folgen (bitte erläutern)?  4. Folgen sowohl der „Aktionsplan Gebotszone 2025“ als auch Änderungen am Strommarktdesign wie die Empfehlungen der Energieregulierungsbehörde ACER zur Aufspaltung des deutschen Strommarktes in mehrere Gebotszonen nach Einschätzung der Bundesregierung aus der Notwendigkeit, den gestiegenen Anteil von Windenergie- und Photovoltaikanlagen in das deutsche Stromsystem zu integrieren?  5. Ist eine einheitliche Strompreiszone nach Einschätzung der Bundesregierung vorteilhafter für einen Strommarkt, der aus wenigen Hundert Stromproduzenten besteht, die regelbare Leistung erbringen, oder vorteilhafter für einen Strommarkt, der sich aus Millionen Stromproduzenten zusammensetzt, die keine regelbare Leistung erbringen (bitte erläutern)?  6. Wie viel Zeit würde die Änderung des Strommarktdesigns weg von einer einheitlichen deutsch-luxemburgischen Gebotszone hin zu einer Aufspaltung in mehrere Gebotszonen nach Kenntnis oder Schätzung der Bundesregierung in Anspruch nehmen?  7. Mit welchem einmaligen und jährlichen Erfüllungsaufwand für Bürger, Verwaltung und Wirtschaft rechnet die Bundesregierung durch die Aufspaltung des deutschen Strommarktes in mehrere Strompreiszonen (bitte aufschlüsseln, sofern möglich)?  8. Welchen Einfluss hätte eine Aufspaltung des deutschen Strommarktes in mehrere Strompreiszonen nach Einschätzung der Bundesregierung auf a) den Umfang der Abregelungen von EEG-geförderten Energieerzeugungsanlagen, b) die Notwendigkeit von Redispatch-Maßnahmen im deutschen Strommarkt, c) die Notwendigkeit des Ausbaus der Stromübertragungsnetze bzw. deren Kosten, d) die Notwendigkeit des Ausbaus der Stromverteilernetze bzw. deren Kosten, e) die Anzahl der Stunden mit negativen Strompreisen pro Jahr, f) die Großhandelsstrompreise in den nördlichen und östlichen Bundesländern, g) die Großhandelsstrompreise in den südlichen und westlichen Bundesländern, Vorabfassung - w ird durch die lektorierte Version ersetzt. h) die Endkundenstrompreise für die Industrie in den nördlichen und östlichen Bundesländern, i) die Endkundenstrompreise für Haushalte in den südlichen und westlichen Bundesländern, j) auf die Volatilität der Strompreise in den Strompreiszonen in den nördlichen und östlichen Bundesländern sowie in den südlichen und westlichen Bundesländern im Vergleich zur aktuell zu beobachtenden Volatilität in der einheitlichen Strompreiszone?  9. Rechnet die Bundesregierung bei einer Aufspaltung des Strommarktes mit einem sprunghaften Anstieg des staatlichen Zuschussbedarfs für das EEG- Konto, da sinkende Börsenstrompreise in einer hypothetischen „Nord- Zone“ die zu zahlende Marktprämie insbesondere für dortige Windkraftanlagen drastisch erhöhen würden, und wenn ja, inwiefern? 10. Welchen Einfluss hat eine hohe Volatilität der Strompreise nach Kenntnis oder Schätzung der Bundesregierung auf die Standortentscheidungen der energieintensiven Industrie (gegebenenfalls nach einzelnen Branchen aufgliedern)? 11. Welcher Anteil der energieintensiven Industrie bezieht nach Kenntnis der Bundesregierung seinen Elektroenergiebedarf teilweise, größtenteils oder vollständig über Power Purchase Agreements anstelle der Strombörsen? 12. Welcher Anteil der Rechenzentren bezieht nach Kenntnis der Bundesregierung seinen Elektroenergiebedarf teilweise, größtenteils oder vollständig über Power Purchase Agreements anstelle der Strombörsen? 13. Wie bewertet die Bundesregierung den Einfluss von Power Purchase Agreements (PPA) auf den deutschen Strommarkt? a) Haben PPA nach Kenntnis der Bundesregierung eine Auswirkung auf den notwendigen Ausbau der Stromnetze, und wenn ja, welche? b) Haben PPA nach Kenntnis der Bundesregierung eine Auswirkung auf die Höhe der Netzentgelte, und wenn ja, welche? c) Haben PPA nach Kenntnis der Bundesregierung eine Auswirkung auf den Umfang der notwendigen Redispatch-Maßnahmen, und wenn ja, welche? 14. In welchem Umfang gäbe es nach Einschätzung der Bundesregierung durch eine Aufspaltung des deutschen Strommarktes in mehrere Strompreiszonen Änderungen bei der Standortentscheidung von Investoren für a) Windenergieanlagen, b) Photovoltaikanlagen, c) Produktionsanlagen der energieintensiven Industrie, d) Rechenzentren? 15. Teilt die Bundesregierung die Einschätzung diverser Vertreter der Wirtschaft, dass energieintensive Industrien nach einer Aufspaltung des deutschen Strommarktes in mehrere Strompreiszonen, an den jeweiligen Standorten mit einem im Schnitt höheren Börsenstrompreis konfrontiert werden (vgl. Vorbemerkungen)? 16. Sieht die Bundesregierung Risiken durch eine Fragmentierung des deutschen Strommarktes für die Liquidität des Stromterminmarktes (Futures) sowie für den Abschluss langfristiger, gebotszonenübergreifender Stromlieferverträge (Power Purchase Agreements – PPAs), und wenn ja, welche sieht sie? Vorabfassung - w ird durch die lektorierte Version ersetzt. 17. Welche alternativen Instrumente zur Aufspaltung in Strompreiszonen (wie z. B. die Kraftwerksstrategie, optimierte Netzentgeltstrukturen oder das Prinzip „Nutzen statt Abregeln“) präferiert die Bundesregierung, um bestehende Defizite im Strommarkt bzw. Stromnetz anzugehen? 18. Aufgrund welcher Unterschiede kommen nach Kenntnis der Bundesregierung ENTSO‑E bzw. ACER beim flächenmäßig größeren Land Frankreich zu dem Schluss, dass eine Aufspaltung des Strommarktes in mehrere Stromgebotszonen dort im Gegensatz zu Deutschland ineffizient wäre (siehe Vorbemerkung)? Berlin, den 2. Oktober 2026 Dr. Alice Weidel, Tino Chrupalla und Fraktion Vorabfassung - w ird durch die lektorierte Version ersetzt. Vorabfassung - w ird durch die lektorierte Version ersetzt. Gesamtherstellung: H. Heenemann GmbH & Co. KG, Buch- und Offsetdruckerei, Bessemerstraße 83–91, 12103 Berlin, www.heenemann-druck.de Vertrieb: Bundesanzeiger Verlag GmbH, Postfach 10 05 34, 50445 Köln, Telefon (02 21) 97 66 83 40, Fax (02 21) 97 66 83 44, www.bundesanzeiger-verlag.de ISSN 0722-8333 Vorabfassung - w ird durch die lektorierte Version ersetzt.