Im Zug der Energiewende sind in den letzten Jahren die Anforderungen an das Stromnetz kontinuierlich gestiegen, insbesondere wird die Optimierung der Nutzung vorhandener Ressourcen durch das sogenannte Engpassmanagement - den Umgang mit Engpässen im Netz - bedeutsamer. Vor diesem Hintergrund wird verstärkt diskutiert, ob regional differenzierte Preisgestaltung die richtigen Anreize für Stromerzeuger geben kann. Eine Option für regionale Differenzierung ist die Einführung mehrerer Zonen, in denen sich unterschiedliche Strompreise bilden können. Von einem solchen System werden vielfach Anreize zu Investitionen in Kraftwerkskapazitäten, ein effizienterer Kraftwerkseinsatz, ein sicherer Systembetrieb, die Integration erneuerbarer Energien und liquide Strommärkte erwartet. Im Ergebnis würde so eine effizientere und kostengünstigere Steuerung der Strombereitstellung und der Stromnachfrage ermöglicht. Die deutsche Energiepolitik hat sich bisher eindeutig für die Beibehaltung einer einheitlichen Preiszone im Strommarkt ausgesprochen. Im Rahmen der vorliegenden Studie erstellte modellbasierte Szenarien sowie Plausibilitätserwägungen legen nahe, dass die Einführung von zwei Preiszonen in Deutschland aktuell keinen wesentlichen Beitrag zur Verbesserung des Engpassmanagements leisten würde, im Gegenteil: Es wäre sogar zu befürchten, dass zwei Preiszonen (Norden und Süden) zu einer geringeren Marktliquidität und zu Marktunsicherheiten führen würden. Die Preiseffekte wären gegenwärtig nur gering. Die durchschnittliche Preisdifferenz zwischen den Zonen würde mit 1,70 Euro/MWh weniger als fünf Prozent des Großhandelsstrompreises betragen, und die Notwendigkeit von Anpassungen des Marktergebnisses aufgrund von Netzengpässen (Redispatch) würde sich nicht wesentlich verringern. Zum gegenwärtigen Zeitpunkt ist daher von der Einführung von zwei Preiszonen in Deutschland abzuraten. Davon unberührt sollte die Einführung von stärker regionalisierten Preissignalen ("nodal pricing") sowohl für Deutschland als auch im europäischen Kontext geprüft werden. -- -- Requirements for the electricity network in Germany increased in recent years due to the energy transition. The utilization of existing infrastructure applying so called congestion management becomes more important. Regional pricing might help to set the right incentives for generation companies. One option for regional price differentiation is splitting the market into multiple bidding zones with deviating electricity prices. Expectations for such a design include incentives for investments in power plants, more efficient power plant dispatch, increased system stability, integration of renewable energy sources, as well as liquid electricity markets. The result would be a more efficient and economic coordination of electricity supply and demand. So far, the German energy policy has taken a clear stand against regional pricing and favors the status quo of a single bidding zone. The model based scenario analysis and qualitative reasoning indicate that at this moment in time two bidding zones do not improve congestion management. The implementation of two bidding zones might even lead to lower market liquidity and market uncertainties. With an average difference of 1.70 Euro/MWh (less than five percent of wholesale prices), price effects between the northern and southern bidding zone are marginal. Also, the necessity for re-dispatch (alternating market results due to network congestion) does not decline significantly. In the current situation it therefore does not seem advisable to introduce two bidding zones in Germany. However, the implementation of farther reaching regional pricing (i. e. nodal pricing) for Germany as well as Europe should be examined.