Strompreiszonen: Was eine Teilung Deutschlands für Solarpark und Batteriespeicher bedeutet

Wer 2025 die Nachrichten verfolgt hat, kennt die Schlagzeile: Die europäischen Übertragungsnetzbetreiber halten eine Aufteilung Deutschlands in fünf Strompreiszonen für ökonomisch sinnvoll, der Norden würde billiger, der Süden teurer. Für einen Anleger, der einen Solarpark in Schleswig-Holstein oder einen Batteriespeicher in Bayern hält oder gerade prüft, ist das keine abstrakte Debatte. Der Börsenpreis ist die eine Hälfte seines Erlöses, die Marktprämie die andere. Beide hängen daran, in welcher Zone die Anlage steht.

Dieser Beitrag ordnet das Verfahren mit Fundstellen ein, zeigt die Preisabstände aus den drei maßgeblichen Studien und rechnet für zwei Standorte durch, was ein Zonenpreis je nach Vermarktung ausmachen würde. Am Ende steht, welche regionalen Preissignale ohnehin kommen und was in Verträgen stehen sollte.

Was ist eine Strompreiszone und warum wird über die deutsche gestritten?

Eine Strompreiszone, im Gesetz Gebotszone, ist das größte Gebiet, in dem Marktteilnehmer Strom handeln können, ohne dass dafür Netzkapazität zugeteilt werden muss (Art. 2 Nr. 65 der Verordnung (EU) 2019/943, übernommen in § 3 Nr. 93 EnWG). Innerhalb der Zone gilt an der Börse ein Preis je Viertelstunde, egal ob der Strom in Kiel oder in München erzeugt wird. Das Netz wird dabei so behandelt, als könne es jede Kilowattstunde überallhin transportieren. Deutschland und Luxemburg bilden eine solche Zone; Österreich wurde zum 1. Oktober 2018 abgetrennt.

Der Streit entsteht, weil die Annahme nicht stimmt. Windstrom aus dem Norden kommt an Starkwindtagen nicht vollständig in die Verbrauchszentren im Süden und Westen. Der Markt stellt trotzdem einen bundesweiten Preis fest; die Übertragungsnetzbetreiber müssen hinterher eingreifen: Anlagen vor dem Engpass drosseln, Kraftwerke dahinter hochfahren. Diesen Redispatch samt Entschädigung erklärt Abregelung beim Solarpark: wann der Netzbetreiber zahlt und wann nicht. Mehrere Zonen würden den Engpass in den Preis holen: Wo Strom knapp ist, wäre er teurer, wo er im Überfluss da ist, billiger. Die Befürworter versprechen sich davon weniger Redispatch und bessere Standortentscheidungen für Speicher, Elektrolyseure und neue Anlagen. Die Gegner verweisen auf höhere Preise im Süden, dünnere Terminmärkte und die Kosten der Umstellung.

Wird Deutschland geteilt? Was seit April 2025 entschieden ist

Nein, nach heutigem Stand nicht. Die Entscheidung ist gefallen und liegt bei der Bundesregierung, nicht in Brüssel. Das Verfahren dahinter steht in der EU-Strombinnenmarktverordnung und lief in drei Schritten ab.

Der Bericht der europäischen Übertragungsnetzbetreiber vom 28. April 2025 hat 14 Zuschnitte durchgerechnet, darunter vier für Deutschland mit zwei, drei, vier und fünf Zonen. Der Fünf-Zonen-Schnitt mit einer eigenen Zone Schleswig-Holstein schneidet am besten ab: 339 Millionen Euro mehr ökonomische Effizienz im Zieljahr 2025, die Zwei-Zonen-Variante 264 Millionen. Dem stehen Umstellungskosten von 1,2 bis 2,4 Milliarden Euro gegenüber, je nach Zahl der Zonen. Der Bericht selbst nennt das eine Mindestlebensdauer von vier bis neun Jahren, bis sich die Teilung bezahlt gemacht hätte. ACER, die Agentur der europäischen Regulierungsbehörden, hält den Nutzen am 18. September 2025 für deutlich unterschätzt, 450 bis 540 Millionen Euro im Jahr, weil die Netzbetreiber ihre eigene Koordination im Engpassmanagement zu gut angesetzt hätten. Die Stellungnahme richtet sich an den Rat der EU, nicht an die Bundesregierung.

Die Bundesregierung hat am 15. Dezember 2025 die Entscheidung nach Art. 14 Abs. 7 der Verordnung getroffen und an der einheitlichen Zone festgehalten. Ihre Begründung: Der Bericht weise für Deutschland keinen strukturellen Engpass aus, betrachte nur das Jahr 2025, die simulierten Gewinne lägen um ein Vielfaches unter den Anpassungskosten und die ersten innerdeutschen Gleichstromleitungen kämen ohnehin (Ultranet 2026, A-Nord und SuedOstLink 2027, SuedLink 2028). Statt der Teilung legt sie einen Aktionsplan nach Art. 15 vor: Netzausbau, besseres Engpassmanagement und eine engere Abstimmung von Erzeugung, Verbrauch und Speichern mit dem Netz. Am 31. August 2026 bekräftigt sie im Bundestag, dass die Gründe weiter gelten und ihr keine neueren Erkenntnisse zu regionalen Preisen vorliegen.

Auf welchen Wegen könnte es trotzdem zur Teilung kommen?

Auf zwei. Erstens kann die Bundesregierung ihre Haltung ändern, etwa wenn ein Übertragungsnetzbetreiber meldet, dass er den Handel innerhalb der Zone nicht mehr ohne Kapazitätszuteilung abwickeln kann (§ 11 Abs. 2a Satz 1 EnWG verpflichtet ihn, das der Bundesnetzagentur unverzüglich anzuzeigen). Zweitens kann die EU-Kommission eingreifen, aber nur als letztes Mittel: Deutschland müsste die Vorgabe verfehlen, mindestens 70 Prozent der Übertragungskapazität an den Grenzen für den Handel freizugeben (Art. 16 Abs. 8), die betroffenen Mitgliedstaaten müssten sich dann binnen sechs Monaten nicht einigen und die Kommission müsste in weiteren sechs Monaten die Teilung beschließen statt des Erhalts (Art. 14 Abs. 8 und 9, Art. 15 Abs. 5). Die 70 Prozent gelten für Deutschland seit dem 31. Dezember 2025 ohne Übergang. Laut Aktionsplan haben die vier Übertragungsnetzbetreiber den linearen Anstiegspfad bis dahin in jedem Jahr eingehalten.

Fiele eine Entscheidung, bliebe Zeit. Die Trennung Österreichs ging auf einen ACER-Beschluss vom November 2016 zurück und wurde zum 1. Oktober 2018 wirksam, rund zwei Jahre später. Ein Kommissionsbeschluss muss den Zeitpunkt und Übergangsmaßnahmen festlegen (Art. 14 Abs. 10), die Bundesnetzagentur müsste ihn in Festlegungen umsetzen (§ 20 Abs. 3 Satz 2 Nr. 6 EnWG). Aus Marktsicht spricht alles für einen Jahreswechsel, damit Terminkontrakte nicht mitten im Jahr ihr Liefergebiet verlieren. Der nächste turnusmäßige Review der europäischen Zonen folgt im Drei-Jahres-Rhythmus. Realistisch ist eine geteilte Zone deshalb vor Ende des Jahrzehnts kaum; beschlossen hat sie derzeit niemand.

Wie groß wäre der Preisabstand zwischen Nord und Süd?

Im Jahresmittel klein, in einzelnen Stunden groß. Drei Studien haben das für Deutschland simuliert, mit unterschiedlichen Zieljahren und Zuschnitten; alle drei sind Modellergebnisse, keine Prognosen.

• ENTSO-E (Zieljahr 2025, zwei bis fünf Zonen): In den Nordzonen und in Dänemark sinkt der mittlere Preis um rund 4 Euro je Megawattstunde, im Süden sowie in Tschechien, Österreich und Luxemburg steigt er um bis zu 3 Euro. Die Preisschwankung in der Nordzone nimmt deutlich zu, weil dort der Wind den Preis setzt.
• Ariadne-Analyse der Hertie School und des Fraunhofer IEE (Zieljahr 2030, zwei bis vier Zonen): bis zu 11 Euro je Megawattstunde zwischen den Zonen, der Südwesten um 13 Prozent teurer, der Norden um 11 Prozent billiger als die Einheitszone. Für Photovoltaik liegt der Marktwert in der Vierteilung im Nordosten bis zu 25 Euro je Megawattstunde unter dem im Südwesten.
• Ariadne-Fallstudie des Fraunhofer IEE und ISI (Datenjahr 2024, drei, neun und 22 Zonen): Bei kleinteiligen Zonen liegen die Preise im Norden 20 bis 30 Prozent unter dem Einheitspreis, im Süden meist weniger als 10 Prozent darüber. Die Menge Erneuerbaren-Strom, die der Markt selbst abregelt, steigt von 0,4 auf bis zu 4,9 Terawattstunden.

Zwei Dinge fallen auf. Der Preis sinkt im Norden stärker, als er im Süden steigt, weil der Süden weiter aus dem Norden importiert und die teure Grenzkapazität nur in wenigen Stunden bindet. Und der Unterschied ist bei Solarstrom kleiner als bei Wind: Photovoltaik erzeugt in der Nähe des Verbrauchs und zu Zeiten, in denen beide Zonen ähnlich voll sind. Bei Wind an Land rechnet die Ariadne-Analyse mit 19 Euro je Megawattstunde Vorsprung für den Süden, bei Photovoltaik wird es erst in einer Vierteilung mit einer eigenen Nordost-Zone richtig teuer.

Was ändert sich für einen Solarpark mit Marktprämie?

Das hängt an einer einzigen Rechenregel, die heute niemand festgelegt hat. Die Marktprämie eines Solarparks ist der anzulegende Wert minus dem Marktwert Solar, dem erzeugungsgewichteten Börsenerlös aller deutschen Solaranlagen (Anlage 1 Nr. 3.1.2 EEG, für Anlagen ab 2023 als Jahresmarktwert nach Nr. 4). Wie dieser Marktwert entsteht, erklärt Marktwert Solar: Warum Solarstrom an der Börse immer weniger wert ist. Gäbe es zwei Zonen, gäbe es zwei Möglichkeiten: einen Marktwert je Zone oder weiterhin einen bundesweiten Wert über alle Zonen hinweg. Die Ariadne-Analyse von 2024 beschreibt beide, das EEG kennt die Frage noch nicht.

Mit einem zonalen Marktwert gleicht die Prämie den niedrigeren Nordpreis aus: Sinkt der Börsenerlös im Norden um 11 Euro, steigt die Prämie um 11 Euro, der Erlös je Kilowattstunde bleibt beim anzulegenden Wert. Mit einem bundesweiten Marktwert bleibt die Prämie gleich; der Nordpark trägt den Abschlag allein. Die Ariadne-Autoren empfehlen für Bestandsanlagen den zonalen Wert, damit das geänderte Marktdesign nicht nachträglich in laufende Wirtschaftlichkeitsrechnungen eingreift, für Neuanlagen dagegen den bundesweiten, damit die Standortlenkung erhalten bleibt. Was der Gesetzgeber täte, ist offen.

Wir haben das für zwei Standorte durchgerechnet: Kiel als Nordzone, München als Südzone, jeweils 1 Megawattpeak Süd-Ausrichtung mit dem PVGIS-Wetterjahr 2023 und den Stundenpreisen 2025, anzulegender Wert 4,79 Cent, keine Einspeisung in Stunden mit negativem Preis (§ 51 Abs. 1 EEG). Die Preisabstände der Studien liegen als fester Abschlag oder Aufschlag über jeder Stunde. Basiserlös 2025 je Megawattpeak: 48.900 Euro in Kiel, 62.100 Euro in München; den Unterschied im Ertrag und Capture-Preis je Standort erklärt Lohnt sich ein Solarpark in Norddeutschland? Standort, Ertrag und der Preis je Kilowattstunde.

Die linke Spalte ist der Fall, in dem die Prämie ihren Zweck erfüllt. Dass im Norden trotzdem ein kleines Minus bleibt, liegt an den Negativstunden: Mit einem um 11 Euro niedrigeren Preis rutschen in unserer Rechnung weitere 330 Erzeugungsstunden unter null, in denen der Park nach § 51 EEG nichts bekommt. In einer echten Nordzone mit mehr Wind wäre dieser Effekt eher größer als in unserer flachen Verschiebung. Die mittlere Spalte zeigt, was ein bundesweiter Referenzwert kosten würde: 2.800 bis 7.100 Euro je Megawattpeak und Jahr in den beiden realistischeren Szenarien, fast so viel wie ein Park ganz ohne Prämie verlöre.

Im Süden gilt das Spiegelbild mit einer Besonderheit: Die Marktprämie ist eine Einbahnstraße. Sie kann nicht negativ werden (Anlage 1 Nr. 3.1.2 Satz 2 EEG). 2025 lag der Jahresmarktwert Solar bei 4,508 Cent, die Prämie bei 4,79 Cent anzulegendem Wert also bei knapp 0,3 Cent. Steigt der Südpreis um 3 Euro je Megawattstunde, fällt die Prämie auf null; vom Preisvorteil bleiben nur 0,7 Prozent. Erst wenn der Zonenmarktwert den anzulegenden Wert deutlich übersteigt, kommt der Vorteil voll beim Park an; bei +11 Euro sind es 14 Prozent. Für einen älteren Park mit 5,9 Cent anzulegendem Wert sieht es anders aus: Im Norden kostet die Zweiteilung mit zonalem Wert 3,6 Prozent, im Süden bringt sie 2,7 Prozent, weil die höhere Prämie fast alles abfängt. Je höher der anzulegende Wert, desto gleichgültiger ist dem Park die Zone, solange der Referenzwert zonal berechnet wird.

Was ändert sich für PPA und Post-EEG-Erlöse?

Hier gibt es keinen Puffer. Wer seinen Strom über einen Stromabnahmevertrag oder nach Ablauf der EEG-Vergütung direkt am Markt verkauft, bekommt den Preis seiner Zone, in Kiel also 5 bis 14 Prozent weniger, in München 5 bis 18 Prozent mehr (rechte Spalte der Tabellen). Dazu kommen drei Punkte, die in keiner Tabelle stehen.

• Liefergebiet im Vertrag: Ein PPA nennt heute die Gebotszone Deutschland-Luxemburg als Lieferort und Preisreferenz. Steht der Park nach einer Teilung in einer anderen Zone als der Abnehmer, braucht der Vertrag eine Regel, wer den Preisunterschied und die Kosten der Grenzkapazität trägt. Fehlt sie, entscheidet die Auslegung. Die Klauseln, die dafür infrage kommen, ordnet PPA verstehen: Wie Stromabnahmeverträge die Erlöse eines Solarparks planbar machen ein.
• Terminmarkt: Absicherungen laufen über Terminkontrakte für die deutsche Zone. Nach einer Teilung wären die Kontrakte der kleineren Zonen dünner gehandelt, die Absicherung teurer. Das ist das zentrale Argument der Gegner und auch des Aktionsplans.
• Restlaufzeit: Ein Park, dessen EEG-Vergütung 2040 endet, hätte in einem Teilungsszenario Ende des Jahrzehnts noch zehn Jahre Prämie als Puffer. Ein Park aus dem Jahr 2012 stünde ab 2032 ohne Prämie in der Zone, in der er steht.

Gewinnt oder verliert ein Batteriespeicher?

Im Norden gewinnt er, im Süden verliert er leicht, jedenfalls in der Arbitrage. Ein Speicher verdient am Abstand zwischen billigen und teuren Stunden desselben Tages; die Mechanik und die aktuellen Spreads stehen in Direktvermarktung verstehen: Day-Ahead, Intraday und Regelenergie. In einer Nordzone, in der der Wind häufiger den Preis gegen null drückt und die Schwankung zunimmt, gibt es mehr dieser Abstände. Die Ariadne-Fallstudie 2024 beziffert das über die Vollzyklen: Ein Speicher in Niedersachsen fährt in der Einheitszone 1,39 Zyklen am Tag, in einer Neun- oder 22-Zonen-Welt 1,96. In Baden-Württemberg sinkt der Wert auf 1,29 bis 1,36, weil die Windüberschüsse des Nordens dort nicht mehr im Preis ankommen.

Als Überschlag: Der mittlere Tages-Spread 2025 lag nach unserer Rechnung aus den SMARD-Stundenpreisen bei 125 Euro je Megawattstunde. Bliebe er je Zyklus gleich, läge der Arbitrage-Erlös eines Nordspeichers bei Index 141 gegenüber 100 in der Einheitszone, der eines Südspeichers bei 93. Das ist ein grober Rahmen, kein Ergebnis: Ob der Spread je Zyklus in der Zone gleich bliebe, sagt keine der Studien. Regelleistung und Kapazitätsmarkt werden heute bundesweit beschafft; wie sie bei einer Teilung zugeschnitten würden, sagt keine der Studien. Wer einen Speicher plant, hat anders als ein Solarpark die Wahl des Standorts; genau diese Lenkung ist das erklärte Ziel der Befürworter.

Welche regionalen Preissignale kommen auch ohne Teilung?

Mehrere; sie treffen Erzeuger und Speicher früher als jede Zonenteilung. Die Bundesregierung sagt in ihrer Antwort vom 31. August 2026 ausdrücklich, dass regionale Signale über die Netzentgeltreform der Bundesnetzagentur kommen sollen, nicht über den Börsenpreis. Der Aktionsplan zählt auf:

• Einspeiseentgelte und dynamische Netzentgelte: Erzeuger über 30 Kilowatt sollen ab 2029 ein Entgelt je Kilowatt Einspeisekapazität zahlen, später mit zeitlich und regional unterschiedlichen Komponenten. Die Höhe und den Bestandsschutz erklärt Netzentgelte für Einspeiser ab 2029: Was das geplante Einspeiseentgelt einen Solarpark kostet und wer Bestandsschutz hat.
• Speicherentgelte: Die Bundesnetzagentur prüft, ob die Befreiung der Speicher von Netzentgelten bleibt oder durch Regeln ersetzt wird, die netzdienliches Verhalten belohnen und netzbelastendes bepreisen.
• Flexible Netzanschlussvereinbarungen nach § 17 Abs. 2b EnWG mit Eingriffsrecht des Netzbetreibers in den Fahrplan eines Großspeichers und die 70-Prozent-Regel für neue Solarparks aus dem Netzpaket; beides steht in Überbauung des Netzanschlusses: Was mehr Module als Anschlussleistung für Ertrag und Anleger bedeuten.
• Kapazitätslimitierte Netzgebiete und der geplante Redispatch-Vorbehalt: Wer in einem überlasteten Gebiet anschließt, soll bis zu zehn Jahre auf die Entschädigung für netzbedingte Abregelung verzichten. Die Details stehen in Abregelung beim Solarpark: wann der Netzbetreiber zahlt und wann nicht.
• Das Referenzertragsmodell für Wind an Land wird auf unwirtschaftliche Schwachwindstandorte geprüft; für Photovoltaik gibt es keine regionale Staffel.

Für die Projektprüfung heißt das: Die Frage „In welcher Zone steht der Park?“ ist die unwahrscheinlichere Variante der Frage „Was kostet der Netzanschluss an diesem Ort über zwanzig Jahre?“. Die zweite Frage hat heute schon Antworten.

Sollte ich deshalb lieber im Süden kaufen?

Nicht wegen der Zone. Ein Solarpark wird nach dem Preis je Kilowattstunde Jahresertrag gekauft; dieser Preis bildet Einstrahlung, Pacht und Netzanschluss am Ort schon ab. Eine Zonenteilung, die niemand beschlossen hat, die frühestens Jahre nach einer Entscheidung käme und deren Wirkung auf einen Park mit Marktprämie von einer noch ungeschriebenen Rechenregel abhängt, rechtfertigt keinen Aufschlag für Bayern und keinen Abschlag für Schleswig-Holstein. Sie rechtfertigt drei Dinge im Vertrag und in der Rechnung:

• Im Direktvermarktungsvertrag die Erlösformel so fassen, dass sie den Börsenpreis am Lieferort und den amtlichen Marktwert referenziert, nicht einen festen Index für „Deutschland“. So folgt der Vertrag einer Neuordnung automatisch.
• In einem PPA Lieferort, Preisreferenz und eine Anpassungsklausel für den Fall einer Gebotszonenänderung vereinbaren, einschließlich der Verteilung von Kapazitätskosten zwischen den Zonen.
• In der eigenen Renditerechnung den Erlös ohne Prämie als Sensitivität führen: Was bleibt, wenn der Park 2040 in einer Nordzone ohne Prämie steht? Was, wenn er in einer Südzone steht? Wer das nach den Tabellen oben durchspielt, sieht, dass die Spanne bei Solar kleiner ist als bei Wind, aber nicht null.

Welche Fragen sollten Sie dem Anbieter stellen?

• Auf welchen Marktwert und welchen Börsenpreis bezieht sich die Erlösformel im Direktvermarktungsvertrag? Was passiert bei einer Änderung der Gebotszone?
• Rechnet das Erlösgutachten nach Ende der EEG-Vergütung mit einem bundesweiten Preispfad oder mit einem regionalen Abschlag für den Standort?
• Steht der Park oder der Speicher in einem Netzgebiet, das der Netzbetreiber als kapazitätslimitiert ausweisen könnte? Wie hoch war dort der Redispatch der letzten zwei Jahre?
• Wie hoch ist die vereinbarte Einspeisekapazität am Netzanschluss? Ist sie statisch oder dynamisch begrenzt?
• Beim Speicher: Welche Annahme zu Zyklen und Spread steckt in der Erlösprognose? Wie verändert sich das Ergebnis bei 20 Prozent weniger Spread?

Ein Anbieter, der diese Fragen mit Fundstellen beantwortet statt mit „Das betrifft uns nicht“, hat das Thema auf dem Schirm. Was sonst einen seriösen Anbieter ausmacht, steht in Woran Sie einen seriösen Anbieter für Energie-Direktbeteiligungen erkennen.

Wie wir die Gebotszone im Projekt-Check berücksichtigen

Wir rechnen jedes Exposé mit unserem eigenen Modell nach; dort läuft die Zone als Sensitivität mit, nicht als Basisannahme: Wie viel Erlös fehlt nach Ende der Prämie, wenn der Standort in einer günstigeren Zone läge? Wir lesen den Direktvermarktungsvertrag auf die Erlösformel und das Erlösgutachten auf den Preispfad nach der EEG-Zeit. Beim Speicher prüfen wir, ob die Zyklenannahme zum Standort passt. Was sich im Verfahren ändert, pflegen wir in diesem Beitrag nach; die Antwort der Bundesregierung auf die Anfrage vom Oktober 2026 steht noch aus.

Renditezusagen geben wir dabei keine. Wir zeigen, welche Zahl auf welcher Annahme steht. Was einen Solarpark als Direktinvestment insgesamt ausmacht, ordnet In Solarparks investieren: Erlöse, Kosten und Steuerhebel im Überblick ein. Genau das prüfen wir mit Ihnen in einem unverbindlichen Erstgespräch, gern anhand eines konkreten Exposés.