Die Offshore-Wind Auktion in New York wurde Anfang 2026 ohne Zuschlag beendet. Offiziell ist von “Marktunsicherheit” durch bundespolitische Eingriffe die Rede. Für Deutschland wirkt das weit weg. Doch wer auf Strompreis, Netzentgelte und Versorgungssicherheit schaut, erkennt Parallelen. Der Fall zeigt, wie empfindlich große Offshore-Projekte auf Zinsen, Lieferketten und Förderdesign reagieren – und warum auch hierzulande Preisrisiken neu bewertet werden.
Einleitung
Wenn große Offshore-Windprojekte ins Wanken geraten, spüren Haushalte das nicht sofort auf der Stromrechnung. Aber sie spüren es später – über Netzentgelte, Umlagen oder über die Frage, wie sicher die Versorgung bleibt. Genau deshalb lohnt der Blick nach New York. Dort hat die Energiebehörde NYSERDA im Februar 2026 die fünfte Offshore-Wind-Ausschreibung ohne Zuschläge beendet.
Offiziell begründet wurde der Schritt mit “erheblichen Marktunsicherheiten” durch bundespolitische Eingriffe. Gleichzeitig berichten Branchenmedien von 25 eingereichten Geboten mit zusammen rund 6,9 Gigawatt Leistung. Es fehlte also nicht an Interesse. Die Entscheidung fiel, weil Risiken und Kalkulationen nicht mehr zusammenpassten.
Für Deutschland ist das kein Randthema. Auch hier laufen Offshore-Auktionen, auch hier steigen die Anforderungen an Netze und Finanzierung. Die Frage lautet: Was sagt der Stopp in New York über mögliche Preis- und Zeitrisiken bei uns?
Was in New York gestoppt wurde – und was weiterläuft
Gestoppt wurde die fünfte Beschaffungsrunde für Offshore-Windstrom, die NYSERDA im Juli 2024 gestartet hatte. Diese Runden enden normalerweise mit langfristigen Verträgen über sogenannte ORECs, also Offshore Renewable Energy Certificates. Sie sichern Projektentwicklern für 25 Jahre einen festen Vergütungspfad.
Genau an dieser Stelle zog der Bundesstaat die Reißleine. Es kam nicht zur Vergabe neuer Verträge. Bereits zuvor bezuschlagte Projekte wie Empire Wind oder Sunrise Wind bleiben hingegen Teil der Pipeline. Sie beruhen auf älteren Ausschreibungen und bestehenden Vereinbarungen.
Laut Windpower Monthly gingen im Herbst 2024 insgesamt 25 Angebote ein, mit einer kombinierten Leistung von etwa 6.870 Megawatt. Das zeigt, dass Entwickler grundsätzlich bereit waren zu bauen. Doch zwischen Gebot und Vertragsabschluss liegen Finanzierung, Turbinenbestellungen, Netzanschluss und Genehmigungen. Wenn an einer dieser Stellen Unsicherheit entsteht, kippt die Kalkulation.
NYSERDA kündigte stattdessen eine Konsultation an, um Rückmeldungen aus der Branche einzuholen. Der Fokus liegt nun stärker auf Vorentwicklungsunterstützung, also auf Maßnahmen, die Risiken vor der eigentlichen Ausschreibung reduzieren sollen.
Warum Offshore-Projekte plötzlich teurer wirken
Offshore-Wind gilt als ausgereift. Trotzdem sind die Projekte technisch und finanziell komplex. Schon kleine Verschiebungen können Milliardenbudgets verändern. Ein zentraler Faktor sind die Finanzierungskosten. Steigen Zinsen, verteuert sich das gebundene Kapital über die gesamte Laufzeit. Bei Projekten mit 20 bis 25 Jahren Laufzeit macht das einen spürbaren Unterschied.
Hinzu kommen Lieferketten. Turbinen im 15- bis 18-Megawatt-Bereich sind riesige Spezialanfertigungen. Ändert ein Hersteller seine Plattformstrategie oder verschieben sich Auslieferungen, müssen Fundament, Logistik und Installationsschiffe neu geplant werden. Schiffe mit ausreichender Hubkapazität sind weltweit begrenzt. Engpässe treiben Preise.
Auch der Netzanschluss ist ein Kostentreiber. Offshore-Parks brauchen Seekabel, Umspannplattformen und leistungsfähige Anbindungen an das Onshore-Netz. Verzögert sich der Netzausbau, steht die Anlage zwar auf See, speist aber noch keinen Strom ein. Diese Zeit kostet Geld.
Wenn dann zusätzlich politische oder regulatorische Unsicherheit hinzukommt, verlangen Banken höhere Risikozuschläge. Aus Sicht einer Behörde kann es rational sein, unter solchen Bedingungen keinen 25-Jahres-Vertrag zu unterschreiben.
Wer trägt das Preisrisiko – Kunden, Staat oder Projektierer?
Die entscheidende Frage lautet: Wer zahlt, wenn die Rechnung nicht mehr aufgeht? In New York sichern OREC-Verträge feste Erlöse. Steigen die tatsächlichen Kosten stärker als erwartet, drohen Nachverhandlungen oder Projektabbrüche. Bleiben die Erlöse hoch, zahlen Stromkunden über ihre Tarife.
In Europa und Deutschland kommen meist zweiseitige Differenzverträge zum Einsatz, sogenannte Contracts for Difference. Liegt der Marktpreis unter dem vereinbarten Wert, gleicht der Staat die Differenz aus. Liegt er darüber, fließen Einnahmen zurück. Dieses Modell verteilt Risiken zwischen Entwicklern und Verbrauchern.
Deutschland hat 2024 in Offshore-Auktionen teils sehr hohe Gebotszahlungen gesehen. Laut Bundesnetzagentur beliefen sich die Erlöse einzelner Verfahren auf rund 3,02 Milliarden Euro. Diese Mittel fließen nicht direkt als Scheck an Haushalte, sondern in den Energie- und Klimafonds oder in Netzinfrastruktur.
Rechnet man grob, würde eine Summe in dieser Größenordnung, verteilt auf rund 40 Millionen Haushalte, rechnerisch etwa 75 Euro pro Haushalt entsprechen. Würde sie stattdessen über eine Senkung von Netzentgelten auf den gesamten Stromverbrauch von rund 500 Terawattstunden verteilt, ergäbe das etwa 6 Euro pro Megawattstunde, also gut 0,6 Cent pro Kilowattstunde. Für einen Haushalt mit 3.500 Kilowattstunden Jahresverbrauch wären das rund 21 Euro pro Jahr. Das zeigt, wie stark die Wirkung von der Verteilung abhängt.
Deutschland im Vergleich: Auktionen, Netze und Lehren
Ein wichtiger Unterschied liegt beim Netzanschluss. In Deutschland bauen und betreiben Übertragungsnetzbetreiber wie TenneT oder 50Hertz die großen Offshore-Anbindungen. Die Kosten werden über regulierte Netzentgelte sozialisiert. Das entlastet Projektierer, verschiebt das Risiko aber stärker in Richtung Stromkunden.
In New York hängt mehr Verantwortung beim Entwickler, insbesondere in der Projektvorbereitung und beim Umgang mit Bundesbehörden. Wenn dort Unsicherheit entsteht, trifft sie die Projekte direkter.
Für die Versorgungssicherheit ist entscheidend, ob Offshore-Zubau planmäßig kommt. Verzögert sich der Ausbau, müssen Reservekraftwerke länger laufen oder Stromimporte steigen. Das kann Preise am Großhandelsmarkt stützen, besonders in Zeiten hoher Nachfrage.
Die Lehre aus New York ist weniger politisch als technisch. Offshore-Wind bleibt ein zentrales Element der Dekarbonisierung. Doch Ausschreibungsdesign, Zinsumfeld und Netzplanung müssen zusammenpassen. Sonst drohen Pausen im Ausbau, die später teuer werden.
Fazit
Der Stopp der Offshore-Wind Auktion in New York ist kein Signal gegen Windenergie. Er zeigt, wie sensibel Großprojekte auf Finanzierung, Lieferketten und politische Rahmenbedingungen reagieren. Für Deutschland bedeutet das: Hohe Auktionserlöse oder ambitionierte Ausbauziele allein garantieren keine stabile Kostenentwicklung.
Entscheidend ist, wie Risiken verteilt werden und wie robust das System gegenüber Verzögerungen ist. Netzentgelte, Differenzverträge und staatliche Fonds wirken am Ende auf deine Stromrechnung. Wer über Strompreise diskutiert, sollte deshalb auch über Ausschreibungsdesign und Netzplanung sprechen.
