HAMBURG / LONDON (IT BOLTWISE) – Hamburg und Schleswig-Holstein halten an einer gemeinsamen Strompreiszone Nord fest und wollen dabei auch Skandinavien einbeziehen. Nach einer gemeinsamen Kabinettssitzung im Hamburger Rathaus argumentiert der Bürgermeister Peter Tschentscher, die Lösung sei marktgerechter und könne Synergien im Sinne der Energiewende schaffen. Schleswig-Holsteins Ministerpräsident Daniel Günther verweist zugleich auf die Probleme eines einheitlichen deutschen Strompreises und auf Akzeptanzvorteile für neue Windenergie. Die Europäische Kommission wird dabei als Bezugspunkt genannt, weil sie Wettbewerb in den Vordergrund stellt.
Hamburg und Schleswig-Holstein treiben die Debatte um eine gemeinsame Strompreiszone Nord weiter voran. Der Kern der Position: Der Norden soll nicht nur innerhalb Deutschlands zusammen gedacht werden, sondern perspektivisch auch mit Skandinavien. Ausgangspunkt ist eine gemeinsame Kabinettssitzung im Hamburger Rathaus, nach der Hamburgs Bürgermeister Peter Tschentscher das Modell als „marktgerechter“ bezeichnete und gleichzeitig Synergien im Sinne der Energiewende in Aussicht stellte. Auffällig ist dabei, dass nicht nur nationale Interessen verhandelt werden, sondern auch die europäische wettbewerbliche Logik, auf die sich Tschentscher ausdrücklich bezieht.
Technisch knüpft die Argumentation an ein Grundprinzip des Strommarktdesigns an: Strompreise spiegeln in verbundenen Systemen nicht nur Angebot und Nachfrage wider, sondern auch die tatsächlichen Übertragungsfähigkeiten der Netze. Wenn Regionen im selben Marktgebiet einen einheitlichen Preis bekommen, aber unterschiedliche Engpässe und Flussrichtungen haben, entstehen systematische Verwerfungen. Genau an dieser Stelle setzt die von Schleswig-Holstein mitgetragene Sicht an. Daniel Günther verweist darauf, dass Skandinavien-Netzverknüpfungen zwar existieren, der „Problemfall“ jedoch vor allem dann auftrete, wenn Strom aus dem Süden in eine gemeinsame Preislogik einspeisen soll. Das verschiebt Kostenstrukturen, obwohl die physikalischen Gegebenheiten nicht zwingend identisch sind.
Die Diskussion ist zudem nicht auf Hamburg und Schleswig-Holstein begrenzt: Die Industrie- und Handelskammer Schleswig-Holstein hatte zuletzt ein Modell für eine gemeinsame Stromzone für Schleswig-Holstein und Hamburg zusammen mit Westdänemark vorgeschlagen. Damit wird eine Spur sichtbar, die über rein politische Symbolik hinausgeht. In solchen Vorschlägen geht es üblicherweise darum, Produktions- und Vermarktungsbedingungen für regional erzeugten Strom so zu gestalten, dass Händler, Industrieabnehmer und Erzeuger weniger mit marktbedingten Kostensprüngen kämpfen. Für Unternehmen ist entscheidend, wie gut sich Erlöse und Strombezug kalkulieren lassen, gerade wenn erneuerbare Erzeugung stärker schwankt und Preissignale damit an Bedeutung gewinnen.
Aus Sicht der Befürworter ist der Blick nach Europa nicht nur taktisch, sondern leitend. Tschentscher verweist auf die Europäische Kommission, die ebenfalls auf Wettbewerb setzt. Das ist relevant, weil Strompreiszoneneinteilungen in der EU traditionell eng mit Marktintegration, Effizienz und dem Umgang mit Netzengpässen verknüpft sind. Wenn das Design zu stark von nationalen Alleingängen dominiert wird, geraten Marktteilnehmer in unübersichtliche Regeln; wenn es hingegen zu grob ist, können Engpasskosten an den falschen Stellen landen. Gerade deshalb ist die Frage nach der „richtigen“ Granularität – eher mehrere Zonen oder eine großflächige Zone – politisch hochsensibel und technikorientiert zugleich.
Günther liefert zusätzlich einen Argumentationsstrang, der in der Praxis oft den Unterschied macht: Akzeptanz. Er beschreibt, dass viele Menschen bislang keinen zusätzlichen Windpark „vor der Haustür“ haben wollten. Sein Gegenentwurf lautet: Wenn die Bevölkerung nachvollziehen kann, dass eine neue Windenergieanlage später nicht automatisch zu höheren Zahlungen führt, sondern im Idealfall dazu beiträgt, dass weniger gezahlt wird, steigt die Bereitschaft. Diese Logik ist zwar gesellschaftspolitisch formuliert, hängt aber unmittelbar am Marktmechanismus. Denn ob sich lokale Investitionen für Anwohner und betroffene Regionen „kostenmäßig“ rechnen, hängt davon ab, wie Preisbildung und Ausgleichszahlungen in den Zonen wirken.
Demgegenüber stehen Einwände aus anderen Teilen Deutschlands, die sich vor allem auf erwartete Nachteile beziehen. Tschentscher zeigt genau dieses Spannungsfeld: Er erwartet, dass andere Bundesländer – besonders aus dem Süden – in der Strompreiszone Nord eher Risiken sehen. Der politische Konflikt ist dabei nicht zwingend identisch mit dem technischen Kernproblem; er entsteht vielmehr, weil Preiszonen häufig unterschiedliche Gewinner- und Verliererprofile erzeugen. Je nach Position im Netz und im Erzeugungsmix können sich Kosten und Erlöse spiegeln – und damit auch die Frage, wer die finanzielle Hauptlast trägt.
Für die weitere Debatte wird entscheidend sein, wie die Politik den Zusammenhang zwischen Netzphysik, Marktdesign und gesellschaftlicher Akzeptanz in konkrete Umsetzung übersetzt. Nordlink als Idee der Kopplung Richtung Skandinavien wird in diesem Kontext als „Netzverknüpfungspunkt“ angerissen: Wenn der Strom aus dem Norden kommt, sei das offenbar nicht das Problem, während bei Strom aus dem Süden die gemeinsamen Preisregeln zusätzliche Kosten auslösen. Genau diese Differenz macht klar, warum die Strompreiszone nicht nur eine geografische Umrissfrage ist, sondern eine Frage der Abstimmung zwischen grenzüberschreitender Kopplung und Engpassmanagement. Für Betreiber, Industrie und Behörden bedeutet das: Die Auswahl des Zonenanschnitts beeinflusst nicht nur politische Verhandlungen, sondern auch die konkrete Planung von Erzeugung und Last im Rahmen der Energiewende.
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