BRÜSSEL / LONDON (IT BOLTWISE) – Die IHK Schleswig-Holstein stellt in Brüssel ein Modell für eine gemeinsame Stromzone mit Westdänemark vor. Ziel ist, die regionalen Unterschiede von Erzeugung und Verbrauch zwischen Schleswig-Holstein, Hamburg und dem dänischen Gebiet besser abzubilden und so Energiekosten zu senken. Dadurch sollen ineffiziente Markteingriffe wie Redispatch und Abschaltungen reduziert werden. Gleichzeitig soll der Weg für die Vermarktung erneuerbaren Stroms und für den Marktzugang von wasserstofffähiger Industrie gestärkt werden.
Die Industrie- und Handelskammer (IHK) Schleswig-Holstein bringt eine Idee auf den europäischen Tisch, die auf den ersten Blick nach einem Randthema klingt, in der Praxis aber die Kostenstruktur ganzer Wirtschaftsregionen verändern kann: eine gemeinsame Stromzone für Schleswig-Holstein und Hamburg mit Westdänemark. Hintergrund ist die Marktlogik, nach der Stromhandel und Netzengpässe bislang nicht immer in dem Maß zusammenfallen, wie sie es physikalisch und wirtschaftlich müssten. Die IHK argumentiert, dass damit die Chancen für die lokale Nutzung von erneuerbarem Strom steigen, während teure Eingriffe in den Netzbetrieb sinken.
Die Präsentation in Brüssel macht deutlich, dass es sich nicht nur um regionale Planung, sondern um eine Frage der europäisch abgestimmten Marktregeln handelt. Nach Darstellung der IHK könnte eine solche Energiezone die Kosten durch effizientere Energienutzung in Deutschland insgesamt verringern und zudem zusätzlichen Raum für weitere erneuerbare Erzeugung schaffen. Hauptgeschäftsführer Björn Ipsen betont dabei, dass weniger Redispatch und weniger Abschaltungen die Systemkosten senken und zugleich die Industrie stärken. In dieser Logik wird die Strommarktgestaltung zum industriepolitischen Hebel: vom wettbewerbsfähigen Strompreis bis zur Versorgung mit marktfähigem Wasserstoff.
Technisch hängt der Nutzen einer Stromzonierung eng mit dem Zusammenspiel von Erzeugung, Last und Netzkapazitäten zusammen. In Deutschland kann derselbe „einheitliche“ Strompreis die Realität verschleiern: Erzeugung und Verbrauch verteilen sich regional deutlich. Wenn die physikalischen Engpässe nicht mit der Marktzonierung übereinstimmen, müssen Betreiber kurzfristig aussteuern, etwa durch Redispatch oder durch Abschaltungen. Genau hier setzt die IHK an: Eine gemeinsame Zone mit Westdänemark soll die lokalen Flüsse und Handelsentscheidungen stärker synchronisieren, sodass der Markt Engpasssignale präziser widerspiegelt.
Die IHK untermauert das Konzept mit Zahlen aus dem Norden: Im vergangenen Jahr wurden in Schleswig-Holstein nach Angaben des Statistikamtes Nord rund 29,9 Millionen Megawattstunden Strom ins Netz eingespeist, davon 91,2 Prozent aus erneuerbaren Quellen. Dem standen in derselben Zeit 10,0 Millionen Megawattstunden Entnahmen durch Endverbraucher gegenüber. Das bedeutet: Selbst wenn die Einspeisung hoch und grün ist, erzeugen die regionalen Abnahmen und Netzrestriktionen einen Überschussdruck, der sich in Betriebsmaßnahmen und Marktineffizienzen niederschlagen kann. Eine grenzüberschreitende Stromzone würde diesen Druck in eine planbarere Verteilung überführen.
Marktseitig ist die Idee anschlussfähig an die Entwicklung des europäischen Strommarkts, der seit Jahren in Richtung Marktintegration und grenzüberschreitender Kopplung arbeitet. Branchenexperten diskutieren dabei regelmäßig, dass Zonierungs- und Kopplungsfragen insbesondere dort relevant werden, wo große Erzeugungsknoten auf strukturelle Verbrauchsdefizite treffen. In diesem Kontext ist Dänemark mit seiner liberaleren Markt- und Netzplanung historisch oft ein Vergleichsmaßstab für die Flexibilisierung erneuerbarer Energien. Ein nahe liegender Wettbewerbs- und Referenzpunkt sind zudem die bestehenden transeuropäischen Anbindungen (zum Beispiel über Interkonnektoren), die zeigen, wie stark zusätzliche physische Kopplung Handelschancen verändert.
Für die Industrie ist die zeitliche Dimension entscheidend: Die IHK spricht von „Vorreiter der europäischen Energiewende“ und verweist auf den Wasserstoffmarkt. Technisch bedeutet das: Je besser ein System überschüssigen erneuerbaren Strom in den Handel und in lokale Nutzung überführen kann, desto belastbarer wird die Grundlage für Power-to-X-Ansätze. Marktlich kann eine gemeinsame Stromzone zudem die Planbarkeit für Betreiber erhöhen, weil Netzeingriffe als Kosten- und Risikoelement sinken. Während der Wettbewerb zwischen Regionen häufig über Förderprogramme ausgetragen wird, rückt hier die Architektur des Marktes selbst als Differenzierungsfaktor in den Vordergrund.
Regulatorisch betrachtet ist eine Stromzonenanpassung mehr als ein bilaterales Abkommen. Sie berührt die Umsetzung europäischer Marktregeln, insbesondere im Zusammenspiel mit Netzbetreibern und der Frage, wie Kapazitäten grenzüberschreitend zugeteilt und Engpassrisiken gehandhabt werden. In der EU spielen dabei auch Transparenz- und Marktschutzregeln eine Rolle, etwa um Manipulationen zu vermeiden und eine korrekte Preisbildung sicherzustellen. Für Unternehmen heißt das: Wer von einer gemeinsamen Zone profitiert, muss frühzeitig die Konsequenzen für Handelsmodelle, Bilanzierung und Compliance im Blick behalten.
In die Zukunft projiziert die IHK vor allem drei Effekte: geringere Systemkosten, mehr erneuerbare Einspeisung ohne steigende Eingriffsvolumina und bessere Rahmenbedingungen für wasserstoffrelevante Industrieprozesse. Wenn die Stromzone Engpässe besser abbildet, könnten Redispatch-Volumina sinken, was wiederum die operativen Spielräume von Netzbetreibern erweitert. Für Entwickler und Systemintegratoren eröffnet das zudem Chancen: Prognosemodelle für Last und Einspeisung, Optimierungsalgorithmen für Netzbetrieb und Trade-Engineering für grenzüberschreitende Märkte gewinnen an Bedeutung. Wahrscheinlich ist, dass weitere Nachbarregionen ähnliche Ansätze prüfen, sobald die Verfahrenswege in Europa klarer werden und die Wirkung auf Kosten und Versorgungssicherheit messbar ist.
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