Eine Gebotszone ist die Fläche, auf der der Strommarkt rechnet, als gäbe es kein Netz. Der Preis ist überall derselbe, die Erzeugung wird nach Grenzkosten geordnet, und ob der Strom dort auch fließen kann, prüft hinterher der Netzbetreiber. Kann er es nicht, kauft er Erzeugung vor dem Engpass herunter und dahinter herauf. Das ist Redispatch, und 2025 hat es zusammen mit den übrigen Engpassmaßnahmen vorläufig 3,071 Milliarden Euro gekostet. Teilt man die Zone, steht der Engpass im Preis, und die Korrektur hinterher wird kleiner. Die europäischen Übertragungsnetzbetreiber haben das für vier Zuschnitte Deutschlands durchgerechnet, und das Ergebnis fällt in der Richtung so aus, wie es die Theorie verlangt: In allen vier sinkt die Marktwohlfahrt, weil der Markt weniger tauschen darf, und in allen vier sinken die Redispatchkosten um ungefähr die Hälfte. Beim besten Zuschnitt, fünf Zonen, stehen minus 274 Millionen Euro Marktwohlfahrt gegen minus 613 Millionen Euro Redispatchkosten, und die Differenz von 339 Millionen Euro im Jahr ist nach eigener Angabe der Netzbetreiber weniger als ein Prozent der simulierten Systemkosten Zentraleuropas. Dagegen stehen Umbaukosten von einmalig 1,269 bis 2,378 Milliarden Euro, woraus dieselbe Tabelle eine Amortisationszeit von 4,1 bis 8,4 Jahren ableitet; die Rechnung ist für die deutschen Zuschnitte mit dem genannten Zinssatz von 4 Prozent auf die erste Dezimalstelle reproduzierbar, für die niederländische Variante nicht. Die Bundesregierung hat im Dezember 2025 entschieden, nicht zu teilen, und begründet das damit, die Gewinne seien gegenüber den Anpassungskosten um ein Vielfaches geringer. Das vergleicht einen Jahresstrom mit einem Bestand. Der härtere Einwand steht woanders: Die Simulation unterstellt für ganz Zentraleuropa Redispatchkosten von nur rund 1,2 Milliarden Euro im Jahr, während das Engpassmanagement allein in Deutschland 2025 vorläufig 3,071 Milliarden Euro gekostet hat, und sie rechnet mit Eingangsdaten von 2019. Und während über die Zonengrenze gestritten wird, wandert der Engpass dorthin, wo keine Zonengrenze ihn erreicht: Im zweiten Quartal 2026 lag erstmals ein größerer Teil der Erneuerbaren-Redispatchmenge an Ursachen im Verteilernetz als im Übertragungsnetz, 52 gegen 48 Prozent.
| Konfiguration gegenüber einer Zone | Marktwohlfahrt | Konsumentenrente | Produzentenrente | Engpassrente | Redispatchkosten | Wohlfahrt netto |
|---|---|---|---|---|---|---|
| DE5, fünf deutsche Zonen | −274 | +1.128 | −2.566 | +1.165 | −613 | +339 |
| DE4, vier deutsche Zonen | −291 | +1.159 | −2.361 | +912 | −603 | +312 |
| DE2, zwei deutsche Zonen | −344 | +1.072 | −2.312 | +897 | −607 | +264 |
| DE3, drei deutsche Zonen | −390 | +1.017 | −2.445 | +1.038 | −641 | +251 |
| NL2, Niederlande geteilt | +14 | +228 | −272 | +59 | +5 | +9 |
| FR3, Frankreich geteilt | −42 | +541 | −620 | +37 | −33 | −9 |
| IT2, Italien geteilt | −214 | +1.132 | −1.394 | +48 | −154 | −60 |
Die Meldung des Bundestags vom 22. Oktober 2026 ist drei Sätze lang. Die AfD-Fraktion will von der Bundesregierung wissen, was die Gründe für eine mögliche Aufspaltung des deutschen Strommarktes in mehrere Strompreiszonen wären und welche Folgen das für Bürger, Verwaltung und Wirtschaft hätte. Die Drucksache 21/8745 dahinter enthält achtzehn Fragen, unterzeichnet am 2. Oktober 2026. Eine Antwort der Bundesregierung liegt noch nicht vor, und ohne Antwort ist eine Kleine Anfrage kein Beleg für irgendetwas außer dafür, dass gefragt wurde.
Was die Anfrage dagegen liefert, ist eine brauchbare Wegbeschreibung zu den Dokumenten, in denen die Zahlen stehen. Sie nennt den Bericht der europäischen Übertragungsnetzbetreiber vom April 2025, sie nennt den Aktionsplan Gebotszone der Bundesregierung vom Dezember 2025, und sie stellt in Frage 18 genau die Frage, die man an diesem Material stellen muss: Warum kommt dieselbe Untersuchung für Frankreich, das flächenmäßig größer ist, zum umgekehrten Ergebnis? Dieser Bericht beantwortet sie in Abschnitt 06, aus der Tabelle des Berichts selbst.
Der Vorgang hat eine europäische Rechtsgrundlage. Artikel 14 der Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt verpflichtet den Verband der Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E, den Zuschnitt der Gebotszonen zu überprüfen. Dieser Bericht, der Bidding Zone Review, ist am 28. April 2025 erschienen und umfasst 146 Seiten. Artikel 14 Absatz 7 schreibt vor, dass ein Mitgliedstaat mit ausgewiesenen strukturellen Netzengpässen binnen sechs Monaten nach Erhalt entscheiden muss, ob er diese Engpässe durch einen neuen Zuschnitt seiner Gebotszonen adressiert oder durch die Festlegung eines Aktionsplans Gebotszone. Deutschland hat sich am 15. Dezember 2025 für den Aktionsplan entschieden, also für das Beibehalten einer Zone. Das Dokument dazu hat 24 Seiten und trägt den Titel „Aktionsplan Gebotszone, gemäß Art. 15 Verordnung EU 2019/943".
Damit liegt der Streit nicht an derselben Stelle, an der ihn die Anfrage vermutet. Die Entscheidung ist getroffen, und sie ist gegen die Teilung ausgefallen. Was offen bleibt, ist, ob die Begründung trägt. Die Bundesregierung stützt sie auf eine Rechnung, und diese Rechnung steht in dem Bericht, den sie dabei zurückweist.
Ein Hinweis zur Einordnung des Gegenstands: Es gibt kein rein nationales Verfahren für eine Gebotszonenteilung. Finden die betroffenen Mitgliedstaaten keine einstimmige Entscheidung, liegt die Zuständigkeit bei der Europäischen Kommission. Dass die Bundesregierung einen Aktionsplan vorgelegt hat, ist deshalb keine abschließende Entscheidung über den Zuschnitt, sondern die Wahl der Alternative, die Artikel 14 Absatz 7 ausdrücklich erlaubt. Der Aktionsplan selbst nennt diese Vorschrift wörtlich und beschreibt die beiden Wege als gleichwertige Optionen des Verfahrens.
Eine Gebotszone ist nicht ein Gebiet, in dem derselbe Preis gilt, sondern ein Gebiet, innerhalb dessen der Markt den Transport als unbegrenzt behandelt. In der Literatur heißt diese Annahme Kupferplatte. Der Day-Ahead-Markt sammelt Angebote und Nachfragen der ganzen Zone, räumt zu einem einzigen Preis und ordnet die Kraftwerke allein nach ihren Grenzkosten, von den billigsten nach oben, bis die Nachfrage gedeckt ist. Die Zuordnung, die dabei herauskommt, ist handelsoptimal in dem engen Sinn, dass bei gegebenen Grenzkosten keine billigere Deckung der Nachfrage existiert. Ob die Leitungen die Flüsse tragen, die aus dieser Zuordnung folgen, geht in die Rechnung nicht ein.
Der Vorgang gehört damit in eine bekannte Klasse: Ein Markt bildet einen Preis unter Auslassung einer Nebenbedingung. Die Nebenbedingung ist aber physikalisch, sie verschwindet nicht dadurch, dass niemand sie bepreist. Also muss sie nachträglich erzwungen werden, und das geschieht als Mengeneingriff. Der Übertragungsnetzbetreiber weist Erzeuger vor dem Engpass an, weniger einzuspeisen, und Erzeuger hinter dem Engpass, mehr einzuspeisen. Beide bekommen Geld: die eine Seite Entschädigung für nicht verkauften Strom, die andere Vergütung für Erzeugung, die der Markt nicht abgerufen hätte und die deshalb teurer ist als der Marktpreis. Die Differenz ist der ökonomische Preis dafür, dass der Markt eine Restriktion nicht kannte.
Die Teilung der Zone macht aus dieser Nebenbedingung einen Preis. Zwei Zonen, zwischen denen die Übertragungskapazität knapp wird, räumen zu verschiedenen Preisen; die Differenz ist die Engpassrente und fällt dem Netzbetreiber zu, der die Kapazität zur Verfügung stellt. Der Markt reagiert von selbst: Erzeugung in der Überschusszone bekommt weniger, Erzeugung in der Mangelzone mehr, Verbrauch umgekehrt. Niemand muss angewiesen werden. Das ist die ältere und in der Theorie sauberere Lösung des Problems, und in ihrer radikalsten Form, der knotenscharfen Bepreisung, ist sie der Lehrbuchfall der optimalen Preisbildung bei Netzrestriktionen.
Aus diesem Rahmen folgen Vorhersagen, und zwar bevor man eine einzige Zahl ansieht. Die erste: Eine Teilung senkt die Marktwohlfahrt des Day-Ahead-Handels. Der Markt darf weniger tauschen als vorher, denn die Zonengrenze begrenzt den Austausch auch in Stunden, in denen die Leitung frei wäre. Ein kleinerer Tauschraum kann nicht mehr Handelsgewinn erzeugen als ein größerer. Genauer gesagt lautet die Vorhersage: Die Marktwohlfahrt sinkt oder bleibt gleich, und zwar praktisch gleich dann, wenn der Schnitt so klein ausfällt, dass er den Handel kaum berührt.
Die zweite: Dieselbe Teilung senkt die Korrekturkosten, weil der Dispatch von vornherein netzverträglicher ausfällt. Welches Vorzeichen die Summe aus beidem hat, ist damit keine theoretische Frage mehr, sondern eine Größenfrage. Sie entscheidet sich an der Höhe der Redispatchkosten im Ausgangszustand, und die Simulation setzt sie mit rund 1,2 Milliarden Euro im Jahr an, wie Abschnitt 03 herleitet. Wo kaum korrigiert werden muss, kann die Teilung nur verlieren, weil sie den Handel beschneidet und nichts einspart. Wo viel korrigiert werden muss, kann sie gewinnen.
Die dritte, in der politischen Debatte meist fehlende Vorhersage: Eine Zonengrenze preist nur Engpässe, die sie schneidet. Ein Engpass, der vollständig innerhalb einer Zone liegt, bleibt unsichtbar, und zwar unabhängig davon, wie viele Zonen man bildet. Für Engpässe im Verteilernetz, also unterhalb der Höchstspannungsebene, gilt das praktisch immer, denn eine Gebotszonengrenze verläuft zwischen Knoten des Übertragungsnetzes. Der Anteil des Problems, den eine Teilung überhaupt erreichen kann, ist also nicht fest. Er ändert sich, wenn sich die Ursachen der Engpässe verschieben, und Abschnitt 09 zeigt, dass genau das gerade passiert. Beziffern lässt sich dieser Anteil nur als Anteil an der Redispatchmenge, nicht an den Kosten: Eine Aufteilung der 3,071 Milliarden Euro nach Netzebene veröffentlicht die Bundesnetzagentur nicht, diese Größe bleibt für diesen Bericht offen.
Streicht man alle Zahlen, bleibt davon dies übrig: Eine Gebotszonenteilung tauscht Handelsgewinn gegen Korrekturkosten, das Vorzeichen der Differenz hängt am Niveau der Korrekturkosten, und der Hebel wird schwächer, je mehr Engpässe unterhalb der Übertragungsnetzebene entstehen.
Der Bericht der Übertragungsnetzbetreiber prüft für Zentraleuropa zehn Zuschnitte gegen den heutigen Zustand: vier Teilungen Deutschlands und Luxemburgs in zwei, drei, vier und fünf Zonen, drei Kombinationen davon mit einer Teilung der Niederlande, dazu die Niederlande allein, Frankreich in drei Zonen und Italien in zwei. Die Vorgaben dafür stammen nicht von den Netzbetreibern selbst, sondern aus der Entscheidung 11/2022 der europäischen Regulierungsagentur ACER; die Methodik liegt als ACER-Entscheidung 29/2020 fest und schreibt 22 Bewertungskriterien vor. Simuliert wird das Zieljahr 2025, gemittelt über drei Wetterjahre.
Die erste Vorhersage trifft in neun von zehn Fällen zu. In allen vier Teilungen Deutschlands sinkt die Marktwohlfahrt: um 274 Millionen Euro bei fünf Zonen, 291 bei vier, 344 bei zwei, 390 bei drei. Auch die drei Kombinationen mit den Niederlanden liegen negativ, zwischen minus 243 und minus 331 Millionen Euro, und ebenso Frankreich mit minus 42 und Italien mit minus 214. Die einzige Ausnahme ist die Teilung der Niederlande allein mit plus 14 Millionen Euro. Das ist der Fall, für den die Vorhersage „sinkt oder bleibt gleich" gilt: Der Eingriff ist so klein, dass der Bericht ihn bei den meisten Kriterien als unverändert einstuft, und ein Plus von 14 Millionen Euro ist klein gegen die Systemkosten dieser Simulation. Deren Höhe nennt der Bericht nicht, aber er gibt an, 339 Millionen Euro seien weniger als ein Prozent davon; daraus folgen mindestens 34 Milliarden Euro, eigene Ableitung aus der Prozentangabe.
Die zweite Vorhersage trifft für die deutschen Zuschnitte zu, und zwar in einer Größenordnung, die den Fall erst interessant macht. Die zusätzlichen Kosten für Redispatch sinken bei fünf Zonen um 613 Millionen Euro, bei vier um 603, bei zwei um 607, bei drei um 641. Die Netzbetreiber beschreiben das Verhältnis selbst: Für alle deutsch-luxemburgischen Teilungen werde der Rückgang der Marktwohlfahrt durch Einsparungen beim Redispatch von etwa 50 Prozent gegenüber dem Ausgangszustand ausgeglichen. Außerhalb Deutschlands gilt das nicht. Bei der niederländischen Teilung steigen die Korrekturkosten sogar um 5 Millionen Euro, und für Frankreich und Italien nennt der Bericht keine entsprechende Quote.
Aus der Angabe „etwa 50 Prozent" lässt sich das Kostenniveau des Ausgangszustands abschätzen. Für fünf Zonen ergibt 613 geteilt durch 0,5 den Wert 1.226 Millionen Euro, für die vier deutschen Zuschnitte zusammen eine Spanne von 1.206 bis 1.282 Millionen Euro. Das ist eine eigene Ableitung aus einer gerundeten Prozentangabe, kein Wert aus der Tabelle; im Bericht erscheint das absolute Niveau nur als Balkendiagramm auf Seite 54. Belastbar ist daran die Größenordnung, nicht die dritte Stelle, weshalb im Folgenden von rund 1,2 Milliarden Euro die Rede ist. Abschnitt 08 vergleicht diese Größenordnung mit der Wirklichkeit.
Die Entscheidungsgröße ist die Differenz, und sie ist nachrechenbar. Für fünf Zonen: minus 274 abzüglich minus 613 ergibt plus 339 Millionen Euro. Für drei Zonen: minus 390 abzüglich minus 641 ergibt plus 251. Für vier Zonen 312, für zwei 263 gegenüber ausgewiesenen 264. Alle vier deutschen Zuschnitte landen zwischen 251 und 339 Millionen Euro, und die Reihenfolge folgt nicht der Zahl der Zonen: Vier Zonen schlagen zwei, zwei schlägt drei. Wer mehr Zonen bildet, holt nicht automatisch mehr heraus, es kommt darauf an, ob die Schnitte dort liegen, wo die Engpässe sind. Die drei Kombinationen mit einer Teilung der Niederlande bleiben unter dem Spitzenwert: 332 Millionen Euro bei fünf deutschen Zonen plus Niederlande, 268 bei vier plus Niederlande, 266 bei zwei plus Niederlande. Die Teilung in fünf Zonen ist damit über alle zehn geprüften Zuschnitte hinweg die beste.
Die Netzbetreiber ordnen den Betrag selbst ein: Der Wert liege unter einem Prozent der simulierten Systemkosten der Region Zentraleuropa. Systemkosten sind dort definiert als Summe der betrieblichen Erzeugerkosten und der Kosten der Nachfragesteuerung, also als die Gesamtkosten, die Nachfrage unter den Netzrestriktionen zu decken. Der große Umbau des Marktdesigns bewegt demnach weniger als ein Hundertstel der Kosten des Systems, das er umbaut.
Auffällig ist, wie wenig sich bei den übrigen Kriterien bewegt. Die Treibhausgasemissionen bleiben nach Kriterium 20 unverändert, weil der Erzeugungsmix nach der Optimierung praktisch derselbe ist. Die Integration der erneuerbaren Energien verbessert sich nach Kriterium 21 um 0,2 Prozent: Der heutige Zuschnitt speist nach Optimierung 1.462,3 Terawattstunden erneuerbaren Strom ein, die Teilung in fünf Zonen 1.464,7, also 2,4 Terawattstunden mehr. Das ist messbar und so klein, dass der Bericht die Leistung beider Zuschnitte bei diesem Kriterium als gleich einstuft. Besser wird die Betriebssicherheit, schlechter werden die Marktliquidität und die Transaktionskosten, und zwar bei allen geprüften Zuschnitten ohne Ausnahme. Bei den vier und fünf Zonen verschlechtert sich zusätzlich das Kriterium 14, die Rückwirkung interner Transaktionen auf andere Gebotszonen, während sie sich bei zwei und drei Zonen verbessert.
Die 339 Millionen Euro sind ein Saldo, und Salden verbergen, worüber tatsächlich gestritten wird. Tabelle 9 des Berichts zerlegt die Marktwohlfahrt in ihre drei Bestandteile, und bei fünf deutschen Zonen sehen die aus wie folgt: Die Konsumentenrente steigt um 1.128 Millionen Euro, die Produzentenrente fällt um 2.566 Millionen Euro, die Engpassrente steigt um 1.165 Millionen Euro. Die Summe ist minus 273; ausgewiesen ist minus 274, die eine Million ist Rundung der Einzelwerte. Dieselbe Probe geht bei allen sieben Zeilen der Tabelle auf, mit Abweichungen von höchstens einer Million.
Die Verschiebung ist damit um ein Mehrfaches größer als das, was am Ende netto übrig bleibt. Die Produzenten verlieren 2.566 Millionen Euro, das 7,6-Fache des Nettogewinns von 339 Millionen; eigene Division aus den beiden Tabellenwerten. Von diesem Verlust landen 1.128 Millionen bei den Verbrauchern und 1.165 Millionen beim Netz, zusammen 2.293 Millionen, und die Differenz von 273 Millionen ist der Wohlfahrtsverlust des beschnittenen Handels. Das ist die politische Übersetzung der Rechnung: Wer über eine Gebotszonenteilung streitet, streitet über eine Umverteilung, die siebenmal so groß ist wie der Effizienzgewinn, um den es dem Verfahren formal geht.
Die Richtung der Verschiebung folgt aus den Preisen, und die bewegen sich so, wie es die räumliche Verteilung von Erzeugung und Last erwarten lässt. Nach der Beschreibung des Berichts steigen die Preise bei einer deutsch-luxemburgischen Teilung in den südlichen deutschen Zonen, in Luxemburg, Tschechien, Österreich, der Slowakei, Ungarn, Slowenien, Kroatien und Rumänien; den stärksten Anstieg verzeichnet Tschechien mit rund 3 Euro je Megawattstunde. Sie fallen in den nördlichen Zonen Zentraleuropas, also in den nördlichen deutschen Zonen und in Dänemark, um rund 4 Euro je Megawattstunde. Die Gewinne der Verbraucher im Norden überwiegen die Verluste der Verbraucher im Süden, und deshalb steigt die Konsumentenrente insgesamt. Einzelwerte je Zone werden hier nicht genannt: Sie stehen im Bericht nur in einer Grafik, deren Zuordnung von Zahl zu Zone sich aus dem maschinell gelesenen Text nicht sicher rekonstruieren ließ.
Dass die Produzentenrente so viel stärker fällt als die Konsumentenrente steigt, hat einen Grund, der nichts mit Verteilung zu tun hat, sondern mit der Technik. Der Bericht nennt ihn: Erzeugung, die weit unten in der Merit Order steht, also erneuerbare Anlagen im Norden, wird durch Erzeugung ersetzt, die weit oben steht, also Gaskraftwerke im Süden. Ein Gaskraftwerk, das zum Marktpreis läuft, verdient an jeder Kilowattstunde fast nichts, weil sein Grenzkostenniveau beinahe den Preis erreicht. Eine Windanlage, deren Grenzkosten nahe null liegen, verdient an derselben Kilowattstunde die volle Differenz. Verlagert man Erzeugung vom einen zum anderen, schrumpft die Produzentenrente, auch wenn dieselbe Menge Strom erzeugt wird.
Die Engpassrente von plus 1.165 Millionen Euro ist der Posten, der in der öffentlichen Debatte fast nie auftaucht, obwohl er der größte Einzelgewinner ist. Sie entsteht, weil zwischen zwei Zonen mit unterschiedlichem Preis ein Handel über eine knappe Leitung läuft; die Differenz zwischen Verkaufs- und Kaufpreis fällt dem Betreiber der Leitung zu. In der europäischen Regulierung ist diese Einnahme zweckgebunden, sie geht in Netzausbau oder in die Senkung der Netzentgelte. Ökonomisch heißt das: Ein Teil dessen, was die Erzeuger im Norden verlieren, landet nicht bei den Verbrauchern dort, sondern beim Netz und damit bei allen Netznutzern. Wer die Verteilungsfolgen einer Teilung abschätzen will, muss diesen Umweg mitrechnen, und zwar getrennt, weil Netzentgelte anders auf Verbrauchergruppen verteilt sind als Börsenpreise.
Ein Punkt, der in der Tabelle nicht steht und den der Bericht offen lässt: Wie sich die staatlich gezahlten Marktprämien verändern, wenn der Börsenpreis in einer Nordzone sinkt. Die Marktprämie nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz ist die Differenz zwischen anzulegendem Wert und Marktwert; fällt der Marktwert, steigt die Prämie je Kilowattstunde. Die Kleine Anfrage stellt genau diese Frage als Frage 9. Der Bidding Zone Review enthält dazu nichts, weil er Förderregime nicht modelliert, und der Aktionsplan Gebotszone nennt diesen Posten unter seinen Argumenten ebenfalls nicht. Die Größe ist damit nicht beziffert und bleibt für diesen Bericht ausdrücklich offen; sie ist auch keine kleine Nebenrechnung, denn sie läuft gegen den Bundeshaushalt und nicht gegen die Wohlfahrtsbilanz, in der Transfers sich wegkürzen.
Kriterium 11 der Methodik heißt Übergangskosten und erfasst die einmaligen Kosten einer Umstellung: Anpassung der IT-Systeme bei Netzbetreibern, Börsen und Marktteilnehmern, Umstellung bestehender Verträge, Prozesse, Datenhaltung. Geschätzt hat sie die Beratungsgesellschaft Compass Lexecon in einer eigenen Untersuchung für den Bericht. Für die Teilung in fünf Zonen nennt Tabelle 53 drei Werte: 1.269 Millionen Euro im günstigsten Fall, 1.621 im mittleren, 2.378 im ungünstigsten. Für zwei Zonen liegt die Spanne mit 1.186 bis 1.540 Millionen Euro niedriger, für drei Zonen mit 1.191 bis 1.566 ähnlich, für vier mit 1.263 bis 2.266 fast gleich hoch wie für fünf.
Aus diesen Einmalkosten und dem jährlichen Gewinn leitet die Methodik eine Mindestlebensdauer ab: die Zahl der Jahre, die ein neuer Zuschnitt bestehen müsste, bis die Umstellung sich bezahlt hat. Gerechnet wird mit einem Zinssatz von 4 Prozent, den der Bericht aus einem Positionspapier von ACER zur Vereinheitlichung von Kosten-Nutzen-Methoden übernimmt. Für fünf Zonen stehen in der Tabelle 4,1 Jahre im günstigsten, 5,4 im mittleren und 8,4 Jahre im ungünstigsten Fall.
Diese drei Zahlen lassen sich nachrechnen. Gesucht ist die Laufzeit, bei der der Barwert einer Rente von 339 Millionen Euro im Jahr die Einmalkosten erreicht. Der Rentenbarwertfaktor bei 4 Prozent beträgt für vier Jahre 3,630, für fünf Jahre 4,452, für sechs 5,242, für acht 6,733 und für neun 7,435. Die günstigsten Einmalkosten von 1.269 Millionen verlangen einen Faktor von 1.269 geteilt durch 339, also 3,743; der liegt zwischen vier und fünf Jahren und ergibt interpoliert 4,14. Der mittlere Wert von 1.621 verlangt 4,782 und ergibt 5,42. Der ungünstigste von 2.378 verlangt 7,015 und ergibt 8,40. Die drei Werte der Tabelle, 4,1 und 5,4 und 8,4, sind damit auf die erste Dezimalstelle reproduziert.
Dieselbe Rechnung für die Teilung in zwei Zonen: 1.186 Millionen Einmalkosten gegen 264 Millionen Jahresgewinn verlangen einen Faktor von 4,492, was zwischen fünf und sechs Jahren liegt und interpoliert 5,05 ergibt. Die Tabelle nennt 5,1. Für die vier deutschen Zuschnitte ist die Methodik damit konsistent angewandt, und wer die Schlussfolgerung bestreiten will, muss an den Eingangsgrößen ansetzen, nicht an der Arithmetik.
Für die niederländische Variante gilt das nicht. Die Tabelle nennt dort Einmalkosten von 47 bis 429 Millionen Euro bei einem Jahresgewinn von 9 Millionen und daraus Mindestlebensdauern von 6,2 Jahren im günstigsten, 270,3 Jahren im mittleren und 1.240,0 Jahren im ungünstigsten Fall. Die beiden hinteren Werte sind mit dem angegebenen Zinssatz nicht erreichbar. Bei 4 Prozent hat der Rentenbarwertfaktor eine Obergrenze von 1 geteilt durch 0,04, also 25; Einmalkosten über 25-mal dem Jahresgewinn amortisieren sich nie, bei 9 Millionen Euro im Jahr also alles über 225 Millionen. Der mittlere Wert von 247 Millionen und der obere von 429 Millionen liegen darüber. Undiskontiert ergäbe der obere Wert 47,7 Jahre, nicht 1.240. Woher die Zahl kommt, ist aus dem Bericht nicht ersichtlich; die Netzbetreiber kommentieren sie in einer Fußnote nur mit dem Hinweis auf den geringen monetarisierten Nutzen.
Dieser Kontrollfall zeigt, wie empfindlich die Kennzahl ist, und zugleich, dass die Prüfung an der Tabelle nicht überflüssig war: Eine Spalte, die bei vier Zeilen auf die Dezimalstelle reproduzierbar ist, ist bei einer fünften mit demselben Verfahren nicht herstellbar. Für das Lesen der 4,1 Jahre der deutschen Variante heißt das: Sie beruhen darauf, dass im Zähler ein kleiner und im Nenner ein vergleichsweise großer Wert steht, und der Nenner, der Jahresgewinn, ist die Zahl, an der alles hängt.
Zum Vergleich der Größenordnung, ausdrücklich als Einordnung und nicht als Teil der Bilanz: Der Aktionsplan Gebotszone führt auf, dass auf Grundlage des Energieleitungsausbaugesetzes und des Bundesbedarfsplangesetzes derzeit 128 Vorhaben mit insgesamt 16.600 Leitungskilometern geplant, genehmigt und realisiert werden; davon befanden sich mit Stand erstes Quartal 2025 rund 5.500 Kilometer im Bau und etwa 2.500 Kilometer in Betrieb. Die Investitionssumme dafür nennt das Dokument nicht, sie ist hier also nicht beziffert. Was man ohne Zahl sagen kann: Die Umstellungskosten einer Zonenteilung von 1,3 bis 2,4 Milliarden Euro sind nicht die große Position in diesem Feld, sondern eine mittlere.
Frage 18 der Kleinen Anfrage lautet, aufgrund welcher Unterschiede dieselbe Untersuchung für das flächenmäßig größere Frankreich zum Ergebnis kommt, eine Aufspaltung sei dort ineffizient. Die Antwort steht in derselben Tabelle und braucht keine Auskunft der Bundesregierung. Für die französische Variante mit drei Zonen weist der Bericht eine Veränderung der Marktwohlfahrt von minus 42 Millionen Euro und eine Veränderung der Redispatchkosten von minus 33 Millionen Euro aus. Die Differenz ist minus 9 Millionen Euro, also negativ, und deshalb wurde die Konfiguration nach Artikel 13 der Methodik abgelehnt.
Der Vergleich der beiden Länder ist damit kein Vergleich von Flächen. Was auseinanderliegt, ist die Einsparung, die der jeweils geprüfte Schnitt erreicht: In Deutschland sind bei fünf Zonen 613 Millionen Euro Korrekturkosten einzusparen, in Frankreich bei drei Zonen 33 Millionen. Das Verhältnis beträgt rund neunzehn zu eins, eigene Division der beiden Tabellenwerte. Es misst nicht die Engpassniveaus beider Länder, denn die weist der Bericht nicht aus; es misst, was zwei konkrete Schnitte an Korrekturkosten vermeiden. Die Beschneidung des Handels kostet dagegen in beiden Fällen etwas, in Frankreich 42 Millionen. Wo nichts zu sparen ist, bleibt vom Tausch nur die Kostenseite übrig, und der Saldo wird negativ. Genau das ist die Vorhersage aus Abschnitt 02, hier bestätigt an einem Land, an dem sie das umgekehrte Vorzeichen erzeugt.
Der Grund für das niedrige französische Engpassniveau liegt in der Struktur der Erzeugung. Französische Kernkraftwerke stehen im Wesentlichen dort, wo auch verbraucht wird, und ihre Einspeisung ist nicht wetterabhängig. Der Transportbedarf innerhalb des Landes ist deshalb kleiner und gleichmäßiger. Deutschland hat die umgekehrte Lage: Windanlagen an der Küste und auf See, große industrielle Lasten im Süden, dazu eine Einspeisung, die mit dem Wetter schwankt. Die Bundesnetzagentur beschreibt diesen Nord-Süd-Fluss als Hauptursache des Engpassmanagements und hält seit 2025 ausdrücklich fest, dass sich Engpässe zunehmend auch in Ost-West-Richtung verschieben, weil hohe Solareinspeisung die Lastflüsse verändert.
Die italienische Variante liefert den dritten Datenpunkt und zeigt, dass es nicht nur um die Menge der Engpässe geht, sondern auch um deren Lage. Italien in zwei Zonen bringt eine Redispatcheinsparung von 154 Millionen Euro, also deutlich mehr als Frankreich, verliert aber 214 Millionen Euro Marktwohlfahrt und landet bei minus 60. Der Bericht erklärt den Verlust damit, dass die Produzentenrente in Frankreich fällt, wo Preise und Nettopositionen zurückgehen, und dass dieser Verlust den Gewinn in Italien übersteigt, wo die zusätzliche Erzeugung überwiegend aus Gas kommt. Eine Zonenteilung wirkt also über die eigene Grenze hinaus, und die Wohlfahrtsrechnung erfasst Europa, nicht das teilende Land.
Daraus folgt für beide Seiten der Debatte etwas Unbequemes. Für die Befürworter einer Teilung: Der Vorteil Deutschlands in dieser Rechnung belegt keine besondere Marktlogik, er belegt ein besonders teures Engpassproblem. Für die Gegner: Dass Frankreich nicht teilt, taugt nicht als Argument gegen eine Teilung in Deutschland, weil die beiden Fälle an der entscheidenden Größe weit auseinanderliegen. Der Bericht selbst zieht diese Schlüsse nicht, er stellt die Zahlen nebeneinander; die Verknüpfung ist eine Deutung dieser Zahlen.
Der Aktionsplan Gebotszone formuliert die Entscheidung in einem Satz: Die Bundesrepublik Deutschland hält an der bestehenden einheitlichen deutsch-luxemburgischen Gebotszone fest. Das Dokument verweist dazu auf den Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD, der dasselbe bekräftigt. Begründet wird es mit vier Argumenten, von denen das erste quantitativ ist und die anderen drei nicht.
Das quantitative Argument lautet im Wortlaut, die für das Jahr 2025 simulierten Wohlfahrtsgewinne seien um ein Vielfaches geringer als die geschätzten Anpassungskosten, sodass die neuen Gebotszonen viele Jahre bestehen müssten, um sich zu rentieren. Beide Teile des Satzes stimmen für sich. Der erste Teil vergleicht allerdings eine Jahresgröße mit einer Einmalgröße, und ein solcher Vergleich hat ohne Zeithorizont keine Aussage: Jede Investition, deren Ertrag jährlich anfällt, ist im ersten Jahr um ein Vielfaches kleiner als ihre Anschaffungskosten. Der zweite Teil nennt die richtige Größe, nämlich die Zahl der Jahre, und lässt den Wert weg, der in demselben Bericht steht: 4,1 bis 8,4 Jahre bei fünf Zonen. Ob das viel ist, kann man unterschiedlich beurteilen. Zum Vergleich: Die Drucksache 21/8745 führt in ihrer Vorbemerkung aus, die einheitliche Strompreiszone sei in den neunziger Jahren historisch gewachsen und 2017 vom deutschen Gesetzgeber gesetzlich verankert worden. Diese Angabe ist hier nicht an der Primärquelle geprüft und steht als Darstellung des Antragstellers.
Das zweite Argument des Aktionsplans ist das stärkere und greift nicht die Rechnung an, sondern ihre Gültigkeit. Der Bericht betrachte nur das Untersuchungsjahr 2025 und sei damit eine Momentaufnahme; das deutsche Übertragungsnetz werde in den kommenden Jahren deutlich verstärkt, und die Inbetriebnahme der ersten innerdeutschen Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen werde bestehende Engpässe verringern. Aus diesem Grund sei äußerst zweifelhaft, ob die simulierten Wohlfahrtsgewinne je realisiert werden könnten. Dieses Argument hat die Netzbetreiber auf ihrer Seite, denn sie machen es selbst: Ihre Überlegung 1 verlangt, die Empfehlung an einer Umsetzung um 2030 zu überprüfen und dabei insbesondere den geplanten Netzausbau in Deutschland zu berücksichtigen.
Das dritte und vierte Argument sind qualitativ. Der Aktionsplan nennt erhöhte Investitionsunsicherheit, regionale Kostenunterschiede für Endverbraucher, eine in Frage gestellte Wirtschaftlichkeit von Erzeugungsanlagen in einigen Regionen und industriepolitisch komplexe Fragestellungen. Dazu kommt die Liquidität: Nur bei einer großen Zone könnten alle deutschen Verbraucher weiterhin von der Möglichkeit profitieren, Handelsprodukte für unterschiedliche Lieferhorizonte in großer Zahl zu kaufen und zu verkaufen. Dieser Punkt hat Deckung im Bericht der Netzbetreiber, und zwar deutlichere, als ein Befürworter der Teilung einräumen würde: Marktliquidität und Transaktionskosten sind das einzige Kriterium, das bei allen geprüften Zuschnitten ohne Ausnahme schlechter abschneidet, und die Netzbetreiber halten ausdrücklich fest, dass sie aus den in der öffentlichen Konsultation vorgeschlagenen Gegenmaßnahmen nicht im Vorhinein schließen könnten, diese würden die erwarteten negativen Effekte ausreichend abfedern. Ihre Überlegung 4 verlangt, zu prüfen, dass die Liquiditäts- und Transaktionskosten den Wohlfahrtsgewinn nicht übersteigen. Bepreist ist dieser Posten in der Tabelle nicht, er bleibt also offen.
Der Aktionsplan enthält daneben einen Satz, der die ökonomische Logik der Entscheidung genauer trifft als die Zahlenargumente. Er lautet, es gelte auch, dass ein gewisses Maß an Redispatch effizient sei, und ein Ausbau des Stromnetzes, um auch die letzte Kilowattstunde aufzunehmen, sei viel teurer und könne daher nicht das Ziel sein. Das ist die richtige Grenzbetrachtung, und sie gilt symmetrisch: Sie spricht gegen das Ziel, Redispatch auf null zu bringen, aber sie liefert keinen Grund dafür, dass das heutige Niveau das effiziente ist. Welches Niveau effizient wäre, hängt davon ab, welche Korrektur weniger kostet als ihre Vermeidung. Diese Rechnung stellt das Dokument nicht an, und auch dieser Bericht kann sie nicht liefern; die Größe bleibt offen.
Formal ist der Weg korrekt beschritten. Artikel 14 Absatz 9 der Verordnung verlangt eine Konsultation der maßgeblichen Interessenträger; das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie hat sie vom 14. bis 26. Oktober 2025 online durchgeführt, 47 Akteure haben sich beteiligt. Von ihnen hielten 61 Prozent die Maßnahmen für geeignet, Netzengpässe zu verringern, 13 Prozent nicht, 26 Prozent machten keine Angabe. Dass die relevanten Handlungsbereiche benannt sind, bejahten 64 Prozent, 11 Prozent verneinten es, 24 Prozent machten keine Angabe. Zum Kapitel über die systemdienliche Ansiedlung sagten 50 Prozent zu, 16 Prozent nein, 34 Prozent machten keine Angabe. Der Anteil ohne Angabe ist bei jeder dieser Fragen zweistellig, was die Aussagekraft einer Zustimmungsquote von 61 Prozent begrenzt; zwölf Tage Konsultationsfrist sind dafür ein plausibler Teil der Erklärung.
Der Aktionsplan weist außerdem die Erfüllung der Vorgabe nach, die hinter dem ganzen Verfahren steht. Mit dem ersten Aktionsplan von 2019 hatte sich Deutschland verpflichtet, die grenzüberschreitenden Handelskapazitäten auf einem linearen Pfad bis Ende 2025 auf 70 Prozent der Übertragungskapazität zu erhöhen. Für die Region CWE beziehungsweise Core begann dieser Pfad 2020 bei 11,5 Prozent und stieg über 21,3, 31,0, 40,8 und 50,5 auf 60,3 Prozent im Jahr 2025, ab dem 31. Dezember 2025 gelten 70,0 Prozent. Für die Grenze nach Norwegen begann er bei 0 Prozent, für die Verbindung Kontek nach Dänemark lag er von Anfang an bei 70 Prozent. Das Dokument hält fest, Deutschland habe diese Verpflichtung stets eingehalten, geprüft und genehmigt von der Bundesnetzagentur, zuletzt im August 2025 für das Jahr 2024. Ob die Vorgabe auch im ersten vollen Jahr unter dem Endwert von 70 Prozent eingehalten wurde, lässt sich heute nicht sagen: Der Bericht der Netzbetreiber für 2026 wird erst 2027 genehmigt. Diese Größe ist ausdrücklich offen.
Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Zahlen des Netzengpassmanagements vierteljährlich auf ihrer Plattform SMARD. Für das Jahr 2025 nennt der am 30. März 2026 erschienene Jahresartikel ein Maßnahmenvolumen von 30.319 Gigawattstunden gegenüber 30.318 im Jahr 2024, also praktisch denselben Wert, und vorläufige Gesamtkosten von rund 3.071 Millionen Euro gegenüber 2.954 Millionen Euro im Jahr 2024. Das ist ein Anstieg von knapp 4 Prozent bei gleichem Volumen, die Maßnahmen sind also im Schnitt teurer geworden. Erfasst sind darin Redispatch mit Markt- und Netzreservekraftwerken sowie Countertrading.
Diese 3,071 Milliarden Euro sind die Zahl, gegen die der simulierte Einspareffekt von 613 Millionen Euro gehalten werden muss, und der Vergleich fällt deutlicher aus, als es die reinen Beträge nahelegen. Das simulierte Ausgangsniveau liegt bei rund 1,2 Milliarden Euro, hergeleitet in Abschnitt 03. Es umfasst nicht nur den Redispatch im engeren Sinn: Die Kostenaufstellung der Simulation führt ausdrücklich auch die Kosten der Vorhaltung von Anlagen für Redispatchzwecke, die Kosten der Netzreserve, die Aktivierung abschaltbarer Lasten und Anfahrkosten. Sie ist also nach Posten mit dem deutschen Engpassmanagement vergleichbar. Zugleich erfasst sie einen größeren Raum, nämlich die gesamte Region Zentraleuropa, während die 3,071 Milliarden Euro Deutschland allein betreffen. Das Modell rechnet damit in einer Welt, in der die Korrektur für die gesamte Region Zentraleuropa weniger als halb so viel kostet wie in der Wirklichkeit für Deutschland allein.
Die Ursachen sind im Bericht benannt und nicht verborgen. Die Eingangsdaten stammen überwiegend aus dem Jahr 2019. Das Preisniveau der Simulation liegt nach Fußnote 21 des Berichts unter dem, was an den Day-Ahead-Märkten beobachtet wird. Die Netzreserve wird nie aktiviert, weil das Modell immer eine billigere Lösung findet, was die Netzbetreiber als Abweichung von der Wirklichkeit vermerken. Und die methodische Vorgabe, 70 Prozent jeder kritischen Leitung für den zonenübergreifenden Handel freizuhalten, verändert das Engpassbild von vornherein.
Welche Richtung diese Lücke stützt, ist nicht eindeutig, und das ist für die eigene These dieses Berichts der unbequeme Teil. Ein Modell, das die Korrekturkosten zu niedrig ansetzt, setzt auch die Einsparung durch deren Vermeidung zu niedrig an; in dieser Richtung wäre der Nettogewinn von 339 Millionen Euro zu klein und die Amortisation zu lang. Dagegen steht, dass ein zu niedriges Preisniveau beide Seiten des Saldos dämpft: Nicht nur die Redispatchkosten fallen in der Simulation niedriger aus, sondern auch die 274 Millionen Euro Verlust an Marktwohlfahrt und die Bewegungen bei Konsumenten- und Produzentenrente, denn alle vier Größen sind Produkte aus Mengen und Preisen derselben unterstellten Welt. Welcher der beiden Effekte überwiegt, lässt sich ohne eine neue Simulation nicht sagen. Eine proportionale Hochskalierung der 613 Millionen Euro ist jedenfalls nicht zulässig, weil die Einsparung daran hängt, welche Anlagen an welcher Stelle mit welchen Grenzkosten verschoben werden.
Dass ACER die Schätzung der Netzbetreiber ebenfalls für zu niedrig hält, liegt auf derselben Linie. Diese Angabe ist hier allerdings nur über die Darstellung in der Drucksache 21/8745 belegt, also über die Charakterisierung durch einen politischen Antragsteller; das ACER-Gutachten selbst war nicht abrufbar, siehe Abschnitt 11.
Das reale Kostenniveau sinkt gerade, und zwar in beiden bisher veröffentlichten Quartalen des Jahres 2026. Im ersten Quartal 2026 lag das Maßnahmenvolumen bei 8.248 Gigawattstunden gegenüber 9.035 im Vorjahresquartal, ein Rückgang von rund 9 Prozent, und die vorläufigen Gesamtkosten bei 784 Millionen Euro gegenüber 882 Millionen, also 11,1 Prozent weniger. Im zweiten Quartal 2026 fiel das Volumen von 5.878 auf 5.263 Gigawattstunden, also um etwa 10 Prozent, während die Kosten leicht von 659 auf 673 Millionen Euro stiegen. Für das erste Halbjahr addiert ergibt das 1.457 Millionen Euro gegen 1.541 Millionen im Vorjahr, ein Rückgang von 5,5 Prozent; sowohl die Addition als auch die Prozentangabe sind eigene Rechnung, ausgewiesen sind nur die Quartalswerte. Die Bundesnetzagentur nennt als einen Grund für die Entlastung ausdrücklich den fortschreitenden Netzausbau. Das ist der empirische Beleg für das Argument des Aktionsplans, und er fällt zu dessen Gunsten aus.
Bei der Deutung dieser Reihen ist Vorsicht geboten, weil die Werte nachträglich korrigiert werden. Alle Kostenangaben sind als vorläufig gekennzeichnet. Ein nachprüfbares Beispiel: Der Quartalsartikel vom 28. Juli 2025 nennt für das erste Quartal 2025 ein Maßnahmenvolumen von 8.997 Gigawattstunden; derselbe Zeitraum erscheint im Artikel vom 10. August 2026 als Vergleichswert mit 9.035 Gigawattstunden. Die Abweichung ist klein, aber sie zeigt, dass Quartalswerte keine endgültigen Zahlen sind. Wer Jahre vergleicht, sollte deshalb die Jahresartikel nehmen, nicht die Summe der Quartale.
Noch ein Punkt zum Niveau, der in beiden Lagern selten vorkommt. Von diesen Summen ist nur ein Teil Redispatch im engeren Sinn. Die Aufstellung für das erste Quartal 2026 nennt vier Posten: 282 Millionen Euro für Redispatch mit konventionellen Kraftwerken, 55 Millionen Euro Entschädigung für abgeregelte erneuerbare Anlagen, 430 Millionen Euro für die Netzreserve und 17 Millionen Euro netto für Countertrading. Addiert ergibt das genau die ausgewiesenen 784 Millionen Euro. Die 430 Millionen der Netzreserve bestehen ihrerseits aus 280 Millionen für das Vorhalten der Kraftwerksleistung samt der nicht einsatzabhängigen Kosten und 150 Millionen für den tatsächlichen Einsatz.
Diese Aufteilung ist für die Gebotszonenfrage erheblich, und sie wird dort selten genannt. Der größte Posten ist die Bereitschaft zum Eingriff, nicht der Eingriff, und Vorhaltekosten einer Reserve verschwinden nicht dadurch, dass der Markt bessere Preissignale setzt. Sie entstehen aus der Anforderung, Leistung bereitzuhalten. Dass dieser Posten gegen den Trend steigt, zeigt derselbe Artikel: Die Vorhaltekosten lagen 28 Prozent über dem Vorjahresquartal, weil zusätzliche Anlagen in die Netzreserve aufgenommen wurden, und die Kosten der Netzreserve insgesamt 21 Prozent darüber. Gesunken sind dagegen der konventionelle Redispatch von 423 auf 282 Millionen, die Entschädigungen von 71 auf 55 Millionen und das Countertrading von 33 auf 17 Millionen; die Bundesnetzagentur gibt die Rückgänge mit 33, 22 und 49 Prozent an, gerechnet auf ungerundeter Grundlage. Der Rückgang der Gesamtkosten um 11,1 Prozent ist damit ein Rückgang bei den variablen Posten, der von einem Anstieg beim fixen Posten teilweise aufgezehrt wird. Eine Zonenteilung greift an den variablen Posten an, nicht am fixen.
Die dritte Vorhersage aus Abschnitt 02 war, dass eine Zonengrenze nur Engpässe preisen kann, die sie schneidet. Gebotszonengrenzen verlaufen zwischen Knoten des Übertragungsnetzes. Ein Engpass im Verteilernetz, also auf der Mittel- oder Hochspannungsebene unterhalb des Übertragungsnetzes, liegt vollständig innerhalb einer Zone, gleich wie viele Zonen man bildet. Er muss weiter per Anweisung gelöst werden, und ob der Börsenpreis fünfzig Kilometer entfernt zwei Euro höher oder niedriger ist, ändert daran nichts.
Die Bundesnetzagentur weist aus, welcher Anteil der Redispatchmenge aus erneuerbaren Energien auf Engpässe im Verteilernetz zurückgeht. Für die ersten Quartale: 17 Prozent im Jahr 2023, 27 Prozent 2024, 21 Prozent 2025, 34 Prozent 2026. Für die zweiten Quartale: 49 Prozent 2025 und 52 Prozent 2026. Auf Jahresbasis lag der Anteil 2024 bei 26 Prozent und 2025 bei 35 Prozent. Im zweiten Quartal 2026 entfiel damit erstmals in einem Quartal ein größerer Teil der Erneuerbaren-Redispatchmenge auf Ursachen im Verteilernetz als auf Ursachen im Übertragungsnetz. Alle diese Anteile beziehen sich auf die Menge, nicht auf die Kosten; eine Aufteilung der Kosten nach Netzebene veröffentlicht die Bundesnetzagentur nicht, und sie ist für diesen Bericht offen.
Der Grund dafür ist eine Verschiebung in der Erzeugung, und sie ist im Jahresvergleich deutlich zu sehen. Die Redispatchmenge bei Photovoltaikanlagen lag 2025 bei 2.704 Gigawattstunden und damit rund 94 Prozent über dem Vorjahreswert von 1.394, während sie bei Offshore-Wind um etwa 27 Prozent von 4.565 auf 3.351 Gigawattstunden fiel und bei Onshore-Wind mit 3.225 Gigawattstunden leicht unter dem Vorjahreswert von 3.394 lag. Photovoltaikanlagen hängen zum großen Teil im Verteilernetz, Offshore-Windparks am Übertragungsnetz. Verschiebt sich die abzuregelnde Menge von der Küste auf die Dächer und Freiflächen, verschiebt sich die Ursache des Engpasses mit ihr nach unten. In derselben Richtung liegt, dass 2025 bereits 59 Prozent der reduzierten erneuerbaren Anlagen am Verteilernetz hingen, während nur 35 Prozent der Menge auf dort verursachte Engpässe zurückgingen.
Für das laufende Jahr trägt dieser Mechanismus schwächer, und das ist beim Lesen der Quartalszahlen wichtig. Im zweiten Quartal 2026 lag die Photovoltaik-Redispatchmenge mit 1.124 Gigawattstunden unter dem Vorjahresquartal mit 1.171, gegenüber dem zweiten Quartal 2024 mit 607 allerdings auf fast dem Doppelten. Der Anstieg des Verteilernetzanteils von 49 auf 52 Prozent in diesem Quartal beruht deshalb nicht auf mehr Solarabregelung, sondern darauf, dass die Gesamtmenge von 2.325 auf 2.102 Gigawattstunden sank und der Rückgang vor allem Offshore-Wind betraf, dessen Menge um etwa 28 Prozent auf 415 Gigawattstunden fiel. Der Anteil steigt also auch dann, wenn das Problem insgesamt kleiner wird, solange es im Übertragungsnetz schneller kleiner wird als im Verteilernetz.
Hinzu kommt eine Änderung der Richtung, die die Bundesnetzagentur ausdrücklich benennt. Hohe Solareinspeisung erzeuge verstärkte Ost-West-Lastflüsse, auf die eine Abregelung von Offshore-Windanlagen nur begrenzten Einfluss habe. Das Engpassbild ist damit nicht mehr nur die Nord-Süd-Achse, auf die sowohl die geprüften Zonenschnitte als auch der Netzausbau zugeschnitten sind. Welche Zonengrenze einen Ost-West-Engpass schneiden würde, ist in den vier geprüften deutschen Konfigurationen nicht untersucht; die Vorgaben dafür stammen aus der ACER-Entscheidung von 2022 und damit aus einer Zeit, in der dieses Muster noch nicht dominierte.
Für die Bewertung beider Positionen folgt daraus derselbe Einwand. Der Bericht der Netzbetreiber simuliert das Übertragungsnetz und bepreist eine Teilung an dessen Engpässen; er bildet den Teil des Problems ab, der anteilig schrumpft. Der Aktionsplan Gebotszone setzt mit dem Netzausbau und den Hochspannungs-Gleichstrom-Leitungen ebenfalls am Übertragungsnetz an und benennt mit den 128 Vorhaben und 16.600 Leitungskilometern Vorhaben dieser Ebene. Beide Seiten streiten über Instrumente für die Engpassursache Übertragungsnetz, deren Anteil an der Erneuerbaren-Redispatchmenge im Jahresmittel von 74 Prozent im Jahr 2024 auf 65 Prozent im Jahr 2025 gefallen ist, während der Anteil des Verteilernetzes von 26 auf 35 Prozent stieg und im zuletzt gemeldeten Quartal 52 Prozent erreichte.
Der Gegeneinwand dazu ist nicht schwach. Erstens ist der Anteil relativ und die absolute Menge in beiden Netzebenen rückläufig: Das Gesamtvolumen sank im ersten Quartal 2026 um 9 und im zweiten um 10 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Zweitens sind Verteilernetzengpässe nicht preislos lösbar, nur nicht über Gebotszonen; die Instrumente dafür heißen lokale Netzentgelte, flexible Netzanschlussverträge und Baukostenzuschüsse, und der Aktionsplan Gebotszone behandelt sie in Kapitel 2.3, allerdings durchweg im Status einer laufenden oder ergebnisoffenen Prüfung. Drittens sind die Quartalsanteile saisonal verzerrt, weil das zweite Quartal das Quartal der höchsten Solareinspeisung ist; der Jahreswert ist der belastbarere Vergleich. Deshalb bezieht sich die Prognose dieses Berichts auf den Jahreswert und nicht auf ein Quartal.
Die Instrumente für diese Netzebene sind an anderer Stelle geprüft. Der Bericht Netzpaket: Wer ins volle Netz baut, soll Abregelung dulden vom 5. Oktober 2026 behandelt den flexiblen Netzanschluss, also genau das Instrument, mit dem ein Engpass unterhalb der Übertragungsnetzebene ohne Preissignal bewirtschaftet wird. Zur Vorhalteseite, die in Abschnitt 08 der größte Kostenblock ist, gehört Kapazitätsmarkt: Der Staat bezahlt fürs Bereithalten. Und für die Verteilungsfolge, um die in Abschnitt 04 gestritten wird, sind Industriestrompreis: 5 Cent für die energieintensive Industrie und Die Stromsteuer sinkt dauerhaft, aber nur für die Industrie die Gegenstücke: Beide Instrumente senken den Strompreis für dieselben Abnehmer im Süden und Westen, deren Preise eine Zonenteilung anheben würde.
Der Bericht der Netzbetreiber benennt seine Grenzen selbst, und er tut es ungewöhnlich offen. Sechs Überlegungen stehen direkt hinter der Empfehlung und schränken sie ein. Die erste: Das Zieljahr der Simulation ist 2025, eine Umsetzung bräuchte eine Vorlaufzeit von mindestens drei bis fünf Jahren, weshalb die Empfehlung an einer Umsetzung um 2030 und am dann erreichten Netzausbau in Deutschland überprüft werden müsse. Die zweite, wörtlich als unglückliche Realität bezeichnet: Die Eingangsdaten sind veraltet, die Mehrzahl wurde 2019 für das Zieljahr 2025 erstellt und konnte wegen der methodischen Anforderung an Datenkonsistenz nicht aktualisiert werden. Die dritte nennt im Wortlaut, bei einer Umsetzungszeit von drei bis fünf Jahren und einer angenommenen Amortisationsdauer von vier bis neun Jahren werde der Breakeven frühestens Mitte 2030 erreicht. Diese Jahresangabe passt nicht zu den beiden Fristen, die derselbe Satz nennt: Vom Zieljahr 2025 aus ergeben drei Jahre Umsetzung plus 4,1 Jahre Amortisation frühestens 2032, bei den oberen Werten der Spannen 2039. Die Angabe „Mitte 2030" wird hier als Zitat wiedergegeben und nicht übernommen. Die Spanne „vier bis neun Jahre" weicht zudem von den 4,1 bis 8,4 Jahren der Tabelle ab, ohne dass der Bericht die Differenz erklärt.
Die vierte und fünfte Überlegung betreffen Posten, die in der Bilanz fehlen. Es sei sicherzustellen, dass die negativen Folgen für Marktliquidität und Transaktionskosten den berechneten Wohlfahrtsgewinn nicht übersteigen. Und die Wirkung auf die Regelenergiemärkte sei im Verfahren nicht gründlich untersucht worden; es müsse sichergestellt werden, dass eine Teilung dort nicht zu höheren Preisen oder überhöhtem Mengenbedarf führe. Beide Posten sind also nicht beziffert, und beide haben ein negatives Vorzeichen. Der Nettogewinn von 339 Millionen Euro ist damit eine Obergrenze dessen, was die Methodik ausweisen kann, nicht eine vollständige Rechnung.
Die sechste Überlegung ist die Verteilungsfrage aus Abschnitt 04, und sie wird als qualitative Einschränkung formuliert: Höhere Strompreise für preisempfindliche Industriekunden dürften keine übergreifenden negativen wirtschaftlichen Folgen haben, die über den Strommarkt hinausreichen. Eine Quantifizierung dazu enthält der Bericht nicht.
Dazu kommt eine methodische Setzung, die auf alle Ergebnisse durchschlägt und die man kennen muss, um die Zahlen zu lesen. Die Methodik verlangt, dass in der Simulation mindestens 70 Prozent der Kapazität jedes kritischen Netzelements für den zonenübergreifenden Handel bereitstehen. Welche Wirkung diese Setzung hat, zeigt der Bericht am nordischen Fall mit einer Testrechnung: Ohne die 70-Prozent-Vorgabe sinken die festgestellten Überlastungen für den heutigen Zuschnitt und das Wetterjahr 1995 von 1,85 auf 0,19 Terawattstunden im Jahr, also um 90 Prozent. Die Netzbetreiber halten dazu fest, dass die festgestellten Überlastungen gegenüber der heutigen Betriebspraxis hoch sind und das wesentlich an dieser Vorgabe liegt. Die Simulation beschreibt also nicht den heutigen Betrieb, sondern einen Betrieb unter der Regel, die erst ab Ende 2025 vollständig greift.
Vier weitere Kriterien konnten nach Angabe des Berichts nicht belastbar quantifiziert werden und wurden deshalb als unverändert eingestuft, darunter die Versorgungssicherheit, für die eine detaillierte Bewertung nicht durchführbar war, sowie die Infrastrukturkosten, weil kein Modellwerkzeug zur Verfügung stand, mit dem sich die Wirkung eines Zonenzuschnitts auf Investitionsentscheidungen bei Erzeugung, Last oder Netz hätte abbilden lassen. Beim Kriterium Marktkonzentration musste die Methodik nach eigener Darstellung des Berichts unterstellen, dass Marktmacht strukturell ist, was die Netzbetreiber ausdrücklich als fragwürdige Annahme bezeichnen. Bei den Infrastrukturkosten ist das die interessanteste Lücke: Der Hauptwirkungskanal, über den die Befürworter einer Teilung argumentieren, nämlich die Standortwahl neuer Anlagen, ist in dieser Studie nicht modelliert. Die 339 Millionen Euro sind ein kurzfristiger Effizienzgewinn bei gegebenem Anlagenbestand, kein Investitionslenkungseffekt.
Umgekehrt gilt dasselbe für das Gegenargument. Die Kleine Anfrage bestreitet in ihrer Vorbemerkung, dass die nötige Flexibilität bei der Standortentscheidung überhaupt vorhanden sei, insbesondere bei EEG-geförderter Windkraft an Land und mehr noch auf See, und dass Produktionsanlagen energieintensiver Industrie auf Jahrzehnte geplant würden. Dieser Einwand ist plausibel und hier nicht geprüft; eine Zahl zur Standortelastizität von Erzeugungs- oder Industrieanlagen in Deutschland liegt diesem Bericht nicht vor. Was man festhalten kann: Er trifft nicht die 339 Millionen Euro, denn die entstehen ohne jede Standortverlagerung, allein aus dem veränderten Einsatz des bestehenden Parks. Er trifft die Begründungen, die über diesen Betrag hinausgehen.
Das Gutachten von ACER zu dem Vorschlag der Netzbetreiber, Opinion 09/2025, konnte für diesen Bericht nicht gelesen werden. Der Server acer.europa.eu war am 26. Oktober 2026 von hier aus nicht erreichbar; drei Abrufe endeten jeweils nach 45 Sekunden ohne Verbindung, sowohl das Dokument selbst als auch die zugehörige Mitteilung. Dass ACER die Schätzung der Netzbetreiber für zu niedrig hält, ist in diesem Bericht deshalb nur über die Darstellung in der Bundestagsdrucksache 21/8745 belegt, die formuliert, ACER dränge auf eine Neugestaltung und gehe von weitaus höheren Effizienzgewinnen aus als die Übertragungsnetzbetreiber selbst. Eine Zahl aus dem ACER-Papier wird hier nicht genannt, weil sie nicht an der Quelle geprüft ist. Dass die Richtung der Kritik zu der in Abschnitt 08 festgestellten Unterschätzung des Kostenniveaus passt, ist eine Beobachtung und kein Beleg für eine bestimmte Höhe.
Nicht beziffert und ausdrücklich offen sind außerdem vier Größen. Erstens die Wirkung einer Teilung auf die staatlich gezahlten Marktprämien nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz; sie läuft gegen den Haushalt, nicht gegen die Wohlfahrtsbilanz, und keines der beiden Hauptdokumente enthält dazu eine Rechnung. Zweitens die Liquiditäts- und Transaktionskosten, die der Bericht der Netzbetreiber als schlechter einstuft, ohne sie in Euro zu fassen. Drittens die Wirkung auf die Regelenergiemärkte, die im Verfahren nicht gründlich untersucht wurde. Viertens die Einhaltung der 70-Prozent-Vorgabe im ersten vollen Jahr unter dem Endwert, also 2026; der Bericht der Netzbetreiber dazu wird erst 2027 von der Bundesnetzagentur genehmigt.
Beziffert und damit entscheidbar sind dagegen die Größen, an denen dieser Bericht hängt. Der Nettogewinn der besten der zehn geprüften Konfigurationen beträgt 339 Millionen Euro im Jahr für das Zieljahr 2025, zusammengesetzt aus minus 274 Millionen Marktwohlfahrt und minus 613 Millionen Redispatchkosten. Die Umstellungskosten betragen 1.269 bis 2.378 Millionen Euro einmalig, die daraus abgeleitete Mindestlebensdauer 4,1 bis 8,4 Jahre bei 4 Prozent Zins. Die tatsächlichen Kosten des Netzengpassmanagements in Deutschland betrugen 2025 vorläufig 3.071 Millionen Euro; für das erste Halbjahr 2026 ergibt die Addition der beiden vorläufigen Quartalswerte 1.457 Millionen Euro, eine eigene Rechnung, die ein Jahresartikel später korrigieren kann. Der Anteil der durch Verteilernetzengpässe verursachten Erneuerbaren-Redispatchmenge lag 2024 bei 26 und 2025 bei 35 Prozent, im ersten Quartal 2026 bei 34 und im zweiten bei 52 Prozent. Die simulierten Redispatchkosten des Ausgangszustands von rund 1,2 Milliarden Euro sind eine eigene Ableitung aus der Angabe, die Einsparung betrage etwa 50 Prozent.
Zwei Befunde dieses Berichts ziehen in entgegengesetzte Richtungen, und das soll so stehen bleiben. Nach Abschnitt 10 ist der ausgewiesene Gewinn von 339 Millionen Euro eine Obergrenze, weil zwei negative Posten unbepreist bleiben, die Liquiditätskosten und die Wirkung auf die Regelenergiemärkte. Nach Abschnitt 08 ist er tendenziell eine Untergrenze, weil das simulierte Kostenniveau der Korrektur weit unter dem tatsächlichen liegt. Welcher Effekt größer ist, lässt sich mit den vorliegenden Dokumenten nicht entscheiden. Wer die 339 Millionen Euro als Punktschätzung behandelt, behandelt sie genauer, als sie ist.
Was dieser Bericht nicht leistet: Er entscheidet die Sachfrage nicht. Dafür fehlen ihm zwei Dinge, die auch den beiden Hauptdokumenten fehlen, nämlich eine Simulation mit aktuellen Eingangsdaten und eine Rechnung, die die Standortwirkung erfasst. Geprüft sind drei Behauptungen: dass die Zahlen des Berichts der Netzbetreiber für die deutschen Zuschnitte in sich konsistent und nachrechenbar sind, für die niederländische Variante aber nicht; dass die quantitative Begründung des Aktionsplans eine Jahresgröße mit einer Bestandsgröße vergleicht und den Wert weglässt, der die Frage beantwortet; und dass die Korrekturkosten der Simulation für ganz Zentraleuropa unter der Hälfte dessen liegen, was das Engpassmanagement in Deutschland allein kostet.
Die Gebotszonenfrage ist ein Lehrbuchfall mit einem ungewöhnlich sauberen Datensatz: Beide Seiten der Abwägung sind getrennt ausgewiesen, und die Entscheidungsgröße ist ihre Differenz. Die sechs Punkte trennen, was aus dem Modell folgt, was in den Zahlen steht und was offen bleibt.
Die Größe, an der sich die beiden Erwartungen trennen, ist nicht der Wohlfahrtsgewinn einer Simulation für 2025, sondern die Frage, auf welcher Netzebene die Engpässe der kommenden Jahre entstehen. Entschieden wird das an der Ursachenaufteilung, die die Bundesnetzagentur quartalsweise und jährlich auf SMARD veröffentlicht.
Der passende Rahmen ist die Bepreisung einer Kapazitätsrestriktion, die der Markt nicht sieht, nicht eine Angebots-Nachfrage-Kurve. Innerhalb einer Gebotszone räumt der Markt unter der Annahme unbegrenzten Transports; die physikalische Restriktion wird danach als Mengeneingriff erzwungen und kostet. Eine Zonengrenze verlegt dieselbe Restriktion in den Preis, wodurch die Preisdifferenz zur Engpassrente wird und der Eingriff entfällt. Das Modell sagt voraus, dass eine Teilung die Handelswohlfahrt senkt und die Korrekturkosten ebenfalls, und dass das Vorzeichen der Summe am Kostenniveau der Korrektur hängt. Modell und Was-wäre-wenn, keine Prognose: Die hier referierten Zahlen gelten für das simulierte Zieljahr 2025 bei Eingangsdaten von 2019.
Modell-Einordnung, keine Prognose — getrennt von den oben belegten Zahlen.
Alle Zahlen sind mit Primärquelle belegt. Einzelne, ausdrücklich als „modelliert/illustrativ" gekennzeichnete Werte sind Rechen-Illustrationen, keine amtlichen Zahlen. Tatsachen und Modell-Lesarten sind getrennt ausgewiesen.