Onshore-Windenergie-Marktgrößen-, Anteils- und Trendanalysebericht nach Produkt (unter 500 kW, 500 kW bis 2 MW und über 2 MW), nach Anwendungen (Nutzung, Nicht-Versorgung), nach Endverbrauch, nach Region und Segmentprognosen – 2035

Überblick über den Onshore-Windenergiemarkt

Der Markt für Onshore-Windenergie wurde im Jahr 2025 auf 1196155,01 Millionen US-Dollar geschätzt. Bis Ende 2026 soll der Markt 1529523,41 Millionen US-Dollar erreichen und zwischen 2026 und 2035 mit einer jährlichen Wachstumsrate von 27,87 % wachsen, um bis 2035 3197879,69 Millionen US-Dollar zu erreichen.

Der Onshore-Windenergiemarkt tritt in eine Entwicklungsphase mit höherem Volumen ein, da die Stromnachfrage, die Energiesicherheit, die industrielle Elektrifizierung, der Ausbau von Rechenzentren, Ziele für erneuerbare Energien und der Ersatz alternder Erzeugungsanlagen den Einsatz von Windenergie beschleunigen. Turbinen mit mehr als 2 MW machen schätzungsweise 77 % der aktuellen Installationen aus, da in modernen Versorgungsprojekten zunehmend Maschinen mit 4 MW bis 7 MW mit größeren Rotoren und höheren Nabenhöhen zum Einsatz kommen. 500 KW bis 2 MW tragen etwa 19 % bei, während weniger als 500 KW etwa 4 % ausmachen. Versorgungsanwendungen machen schätzungsweise 89 % des installierten Bedarfs aus, verglichen mit etwa 11 % bei Nicht-Versorgungsprojekten. Die globalen Windkraftanlagen erreichten im Jahr 2025 etwa 165 GW, darunter rund 155,3 GW Onshore-Kapazität, was einen erheblichen Anstieg gegenüber dem vorherigen Jahresrekord darstellt. Die gesamte weltweite Windkapazität erreichte bis Ende 2025 etwa 1.299 GW, wobei Onshore-Technologie mehr als 92 % der gesamten Installationen ausmachte. Moderne Turbinen nutzen zunehmend Rotordurchmesser über 160 Meter, Einzelleistungen zwischen 6 MW und 7 MW, vorausschauende Wartung, digitale Steuerungen und Nabenhöhen über 150 Meter.

Die Vereinigten Staaten bleiben aufgrund umfangreicher Windressourcen, Projektentwicklung im Versorgungsmaßstab, Strombedarf der Unternehmen, industrieller Elektrifizierung, Übertragungsinvestitionen und einer großen installierten Flotte, die langfristige Wartung und Repowering erfordert, einer der größten Onshore-Windmärkte der Welt. Im Jahr 2025 wurden in den USA etwa 6,9 GW neue Windkapazität installiert, womit das Land zu den drei größten jährlichen Windmärkten der Welt zählt. Versorgungsprojekte dominieren den landesweiten Einsatz, während moderne Turbinen zunehmend über 3 MW pro Einheit verfügen und Rotoren über 120 Metern verwenden. General Electric Wind Energy und Clipper Wind Power vertreten die USA unter den belieferten Unternehmen, während Vestas, Siemens, Nordex, Enercon, Envision und andere internationale Zulieferer weiterhin mit Ausrüstung, Technologie, Komponenten oder Serviceleistungen aktiv bleiben. Repowering bietet eine zusätzliche Chance, da durch den Austausch von 1-MW- bis 2-MW-Altturbinen durch Maschinen über 4 MW die Leistung erheblich gesteigert werden kann, ohne dass die Anzahl der Turbinenpositionen proportional erhöht wird.

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Wichtigste Erkenntnisse

• Führender Produkttyp:Es wird erwartet, dass über 2 MW mit einem Marktanteil von etwa 77 % führend sein werden, da Energieversorger zunehmend Turbinen mit 4 MW bis 7 MW mit größeren Rotoren und höherer jährlicher Energieproduktion einsetzen.
• Leitende Anwendung:Es wird erwartet, dass die Energieversorger etwa 89 % der Nachfrage ausmachen, da große netzgebundene Windparks nach wie vor bei Neuinstallationen, Beschaffungsauktionen, Stromverträgen von Unternehmen und nationalen Programmen für erneuerbare Energien dominieren.
• Führende Region:Der asiatisch-pazifische Raum wird voraussichtlich einen Marktanteil von etwa 55 % halten, unterstützt von China und Indien, die im Jahr 2025 rund 120,5 GW bzw. 6,3 GW der gesamten Windkapazität installiert haben.
• Am schnellsten wachsende Region:Der asiatisch-pazifische Raum wird voraussichtlich jährlich um etwa 30,6 % wachsen, da die Stromnachfrage, die Produktion, die Übertragungsinvestitionen, die industrielle Dekarbonisierung und die großen Lieferketten für inländische Turbinen den Einsatz beschleunigen.
• Technologietrend:Die Skalierung von Turbinen verändert Onshore-Projekte, da aktuelle kommerzielle Plattformen zunehmend eine Nennleistung von 7 MW mit Rotordurchmessern von etwa 175 Metern und Nabenhöhen von nahezu 175 Metern erreichen.
• Markttreiber:Der rekordverdächtige Einsatz erneuerbarer Energien bleibt der stärkste Wachstumstreiber: Im Jahr 2025 wurden weltweit rund 155,3 GW neue Onshore-Windkapazitäten installiert, was einem Wachstum von rund 42 % gegenüber dem Vorjahr entspricht.
• Wettbewerbslandschaft:Die Beschaffung großer Turbinen intensiviert sich, was durch einen deutschen Auftrag im Jahr 2026 über etwa 700 MW und 100 Onshore-Turbinen mit einer einzelnen Nennleistung von bis zu 7 MW unterstrichen wird.
• Zukunftsausblick:Die weltweite Windkapazität dürfte um das Jahr 2030 herum 2.000 GW überschreiten, da die jährlichen Windkraftanlagen weiterhin über 150 GW liegen und die Regierungen die Genehmigungen, Auktionen, Netze und Investitionen in die Energiesicherheit beschleunigen.

Neueste Trends

Das Hochskalieren von Turbinen ist einer der stärksten Trends im Onshore-Windenergiemarkt, da Entwickler zunehmend eine höhere Leistung bei weniger Turbinenpositionen anstreben. Neue Plattformen großer europäischer Hersteller bieten Nennkapazitäten zwischen etwa 6 MW und 7 MW, verglichen mit 2 MW bis 3 MW-Systemen, die ein Jahrzehnt zuvor viele Versorgungsprojekte dominierten. Die E-175 EP5-Plattform von Enercon beispielsweise ist für etwa 6 MW und 7 MW mit einem 175-Meter-Rotor und Turmoptionen mit einer Nabenhöhe von etwa 175 Metern konfiguriert. Nordex liefert ebenfalls N175- und N163-Plattformen im Leistungsbereich von 6 MW bis 7 MW, während Vestas weiterhin Turbinen der V162-Klasse mit etwa 6 MW einsetzt. Größere Rotoren vergrößern die überstrichene Fläche erheblich, da ein 175-Meter-Rotor mehr als 24.000 Quadratmeter überstreicht, was die Energiegewinnung bei niedrigeren und mittleren Windgeschwindigkeiten verbessert. Dieser Skalierungstrend verstärkt den geschätzten Installationsanteil von über 2 MW auf 77 %.

Digitalisierung und Lebenszyklusoptimierung stellen einen zweiten großen Trend dar, da die Wirtschaftlichkeit von Windparks zunehmend von der Leistung über einen Zeitraum von 20 bis 30 Jahren und nicht nur von den Anschaffungskosten der Turbinen abhängt. Hersteller kombinieren jetzt Sensorüberwachung, Vibrationsanalyse, SCADA-Daten, Wettervorhersage, Ferndiagnose, digitale Zwillinge und vorausschauende Wartung, um ungeplante Ausfallzeiten zu reduzieren. Langfristige Serviceverträge dauern häufig etwa 20 Jahre, was die zunehmende Bedeutung der Lebenszyklusleistung verdeutlicht. Moderne Turbinen können Hunderte von überwachten Parametern enthalten, darunter Getriebetemperatur, Generatorvibration, Blattneigung, Konverterbetrieb, Gierausrichtung und Lagerzustand. Maschinelle Lernsysteme können abnormale Trends erkennen, bevor Komponenten ausfallen, sodass Wartungsarbeiten in windschwachen Zeiten geplant werden können. Die digitale Optimierung ist besonders wichtig, wenn die Leistung einzelner Turbinen über 6 MW steigt, da der Ausfall einer Turbine für mehrere Tage die Projektgenerierung erheblich beeinträchtigen kann.

Marktdynamik

Treiber

"„Rekordzahl an Windkraftanlagen und ein steigender Strombedarf beschleunigen den Einsatz im Versorgungsmaßstab.""

Das schnelle Wachstum der weltweiten Stromnachfrage ist der stärkste strukturelle Treiber des Onshore-Windenergiemarktes. Die Windkraftanlagen erreichten im Jahr 2025 weltweit etwa 165 GW, darunter rund 155,3 GW Onshore-Kapazität. Dies bedeutet, dass die Onshore-Technologie mehr als 94 % des jährlichen Windzuwachses beisteuerte. Allein China installierte im Laufe des Jahres etwa 120,5 GW Windkraft, während die Vereinigten Staaten etwa 6,9 GW, Indien 6,3 GW und Deutschland etwa 5,7 GW hinzufügten. Diese Volumina spiegeln die wachsende Rolle der Windkraft bei der Versorgung wachsender Industrielasten, Elektrofahrzeuge, Heizungselektrifizierung, Rechenzentren und der konventionellen Netznachfrage wider. Onshore-Projekte sind besonders attraktiv, da die Entwicklungs- und Bauzeiträume kürzer sein können als bei vielen großen thermischen, nuklearen oder Offshore-Energieprojekten.

Ein weiterer wichtiger Faktor ist die Energiesicherheit, da Windprojekte heimische erneuerbare Ressourcen in Strom umwandeln, ohne dass kontinuierlich Brennstoffimporte erforderlich sind. Die weltweite Windkapazität erreichte bis Ende 2025 etwa 1.299 GW und ist mittlerweile in mehr als 130 Ländern aktiv. Regierungen, die Preisschwankungen bei fossilen Brennstoffen ausgesetzt sind, nutzen zunehmend Windkraft neben Solarenergie, Speicherung, Übertragung und flexibler Erzeugung, um die Stromversorgung zu diversifizieren. Versorgungsanwendungen machen etwa 89 % der aktuellen Marktnachfrage aus, da große netzgebundene Projekte Hunderte von Megawatt durch eine relativ kleine Anzahl moderner Turbinen liefern können. Ein 500-MW-Windprojekt mit 5-MW-Turbinen erfordert etwa 100 Maschinen, verglichen mit 250 Maschinen, wenn 2-MW-Turbinen verwendet würden. Größere Geräte reduzieren daher die Anzahl der Turbinen und erhöhen gleichzeitig den Projektumfang.

Zurückhaltung

"„Netzüberlastungen und Verzögerungen bei der Genehmigung verlangsamen weiterhin ansonsten realisierbare Windprojekte.""

Der Netzzugang ist eine der größten Einschränkungen, da neue Windkapazitäten in wachstumsstarken Märkten schneller entwickelt werden können als die Übertragungsinfrastruktur. Ein einzelnes Versorgungsprojekt kann 500 MW überschreiten und erfordert erhebliche Übertragungskapazität und Verbindungsinfrastruktur. Wenn der Netzausbau 5 bis 10 Jahre dauert, während der Turbinenbau 1 bis 3 Jahre dauert, können sich Projekte trotz verfügbarer Ausrüstung und Grundstücke verzögern. Eine Drosselung stellt ein weiteres wirtschaftliches Risiko dar, da Windparks möglicherweise angewiesen werden, die Leistung in Zeiten von Übertragungsengpässen zu reduzieren. Dies verringert die realisierten Kapazitätsfaktoren und erschwert die Projektfinanzierung. Die weltweite Kapazität erneuerbarer Energien ist im Jahr 2025 um etwa 692 GW gestiegen, was den Bedarf an Netzen erhöht, die in der Lage sind, Wind-, Solar-, Speicher- und flexible Nachfrage gleichzeitig zu integrieren.

Erlaubnis und gesellschaftliche Akzeptanz schaffen zusätzliche Hemmnisse. Onshore-Windkraftprojekte erfordern Landvereinbarungen, Umweltverträglichkeitsprüfungen, Wildtierprüfungen, Luftfahrtgenehmigungen, Transportplanung, Netzanbindung und lokale Beratung. Ein Projekt mit 50 Turbinen erfordert möglicherweise Dutzende Genehmigungen bei mehreren Behörden und Kommunen. Moderne Ausrüstung erhöht auch den Transportaufwand, da die Rotorblätter für etwa 175 Meter lange Rotoren über 80 Meter lang sein können. Straßen, Brücken, Kurven und Projektzugangswege müssen möglicherweise geändert werden, um Komponenten von Produktionsstätten oder Häfen zu abgelegenen Windstandorten zu transportieren. Lokaler Widerstand im Zusammenhang mit visuellen Auswirkungen, Lärm, Landnutzung oder Wildtieren kann die Genehmigungsfristen um mehrere Jahre verlängern und so die Geschwindigkeit verringern, mit der vergebene Kapazitäten in Betrieb genommen werden.

Gelegenheit

"„Repowering und Emerging-Market-Auktionen eröffnen erhebliche neue Kapazitätsmöglichkeiten.""

Repowering stellt eine der größten Chancen dar, da große Flotten, die zwischen 2000 und 2015 installiert wurden, vor technischen oder wirtschaftlichen Ersatzentscheidungen stehen. Ein älteres Projekt mit 100 Turbinen mit einer Leistung von 1,5 MW hat eine Nennkapazität von etwa 150 MW. Durch den Ersatz dieser Einheiten durch 30 moderne 5-MW-Maschinen kann die gleiche Kapazität erhalten und gleichzeitig die Anzahl der Turbinen um 70 % reduziert werden, während der Einsatz von 60 modernen Maschinen die Leistung auf etwa 300 MW verdoppeln könnte. Durch Repowering können etablierte Windstandorte, Netzverbindungen, Zufahrtsstraßen, Betriebserfahrung und Community-Beziehungen wiederverwendet werden. Europa und Nordamerika bieten besonders große Chancen, da Tausende von Turbinen älter als 15 Jahre sind. Größere Rotoren steigern auch die Jahresproduktion, ohne dass eine entsprechende Landerweiterung erforderlich ist.

Eine weitere große Chance bieten die Schwellenländer. Im Jahr 2025 installierten rund 14 Länder mehr als 1 GW neue Windkapazität. Saudi-Arabien fügte etwa 1,5 GW hinzu, Türkiye installierte 2,1 GW, Chile fügte etwa 1,2 GW hinzu und Indien erreichte einen nationalen Rekord von fast 6,3 GW. Diese Märkte zeigen, dass sich die Onshore-Windenergieentwicklung über historisch dominante Regionen hinaus ausdehnt. In Afrika, Zentralasien, Südostasien und Lateinamerika gibt es große Gebiete mit kommerziellen Windressourcen, aber vergleichsweise geringer installierter Kapazität. Sinkende Turbinenkosten, größere Rotoren, internationale Finanzierung, wettbewerbsorientierte Auktionen und Stromkaufverträge mit Unternehmen können die Einführung beschleunigen. Nicht-Versorgungsanwendungen, die etwa 11 % der Nachfrage ausmachen, bieten auch Chancen für Bergbau, Fertigung, Industrieparks und Eigenstromnutzer.

Herausforderung

"„Der Umfang der Lieferkette und die Komplexität des Turbinentransports nehmen mit zunehmender Ausrüstung zu.""

Die Kapazität der Lieferkette wird zu einer großen Herausforderung, da das jährliche Installationsvolumen auf über 150 GW steigt. Eine typische große Onshore-Turbine erfordert Hunderte Tonnen Stahl, Verbundwerkstoffe, Kupfer, Gusskomponenten, elektrische Ausrüstung und Beton. Die Installation von etwa 155,3 GW Onshore-Kapazität in einem Jahr kann Zehntausende Turbinen und Millionen Tonnen Material erfordern. Die Branche benötigt koordinierte Kapazitäten zwischen Gondelfabriken, Rotorblattwerken, Turmherstellern, Lagern, Generatoren, Getrieben, Konvertern, Transformatoren, Kränen, Transportgeräten und Bauunternehmern. Die Konzentration der Komponentenfertigung in ausgewählten Ländern kann zu Handels- und Logistikrisiken führen, wenn nationale Local-Content-Regeln schneller ausgeweitet werden als inländische Lieferketten.

Der physische Transport wird mit zunehmenden Turbinendimensionen schwieriger. Ein 175-Meter-Rotor verwendet Rotorblätter mit einer Länge von etwa 85 Metern oder mehr, was spezielle Anhänger und Streckentechnik erfordert. Auch Turmabschnitte bei Nabenhöhen über 160 Metern können herkömmliche Transportabmessungen überschreiten. Gebirgs- oder Waldprojekte erfordern unter Umständen umfangreiche Straßenbauarbeiten, allein um die Komponenten zu liefern. Entwickler nutzen zunehmend modulare Türme, segmentierte Rotorblätter, Beton-Stahl-Hybridtürme und spezielle Transportsysteme zum Heben von Rotorblättern, um dieses Problem anzugehen. Bei der Projektplanung müssen daher etwa drei Haupteinschränkungen gleichzeitig berücksichtigt werden: Straßengeometrie, Krankapazität und Zugänglichkeit des Standorts. Diese logistischen Faktoren können darüber entscheiden, ob die größte Turbine tatsächlich die kostengünstigste Option für einen bestimmten Standort ist.

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Segmentierungsanalyse

Nach Typen

Unter 500 KW:Unter 500 kW machen etwa 4 % der Installationen auf dem Onshore-Windenergiemarkt aus und konzentrieren sich auf kleine dezentrale Energieprojekte, abgelegene Standorte, landwirtschaftliche Grundstücke, Telekommunikationsinfrastruktur, Mikronetze und spezialisierte Nichtversorgungsanwendungen. Diese Turbinen liefern eine wesentlich geringere Leistung als Maschinen im Versorgungsmaßstab, können aber an Standorten betrieben werden, an denen große Ausrüstung, Übertragungszugang oder komplexe Genehmigungen ungeeignet sind. Eine 100-KW-Turbine kann bei einem jährlichen Kapazitätsfaktor von 25 % etwa 219 MWh pro Jahr produzieren. Das Segment ist daher relevant, wenn eine lokale Stromversorgung wichtiger ist als die Wirtschaftlichkeit im Versorgungsmaßstab. Es wird erwartet, dass der Marktanteil allmählich zurückgeht, da größere Turbinen zunehmend die netzgekoppelte Entwicklung dominieren.

500 KW bis 2 MW:500 KW bis 2 MW stellen etwa 19 % des aktuellen Bedarfs dar und sind nach wie vor relevant für dezentrale Windenergie, den Ersatz älterer Projekte, Standorte mit begrenztem Verkehrsaufkommen, kommunale Energie, Industriestandorte und ausgewählte Schwellenmärkte. Eine 2-MW-Turbine, die bei einem Kapazitätsfaktor von 35 % produziert, kann jährlich mehr als 6.100 MWh erzeugen. Diese Größenklasse dominierte in den 2000er und frühen 2010er Jahren erhebliche Teile des Weltmarktes und führte zu einer großen installierten Flotte, die nun in die Repowering- und Wartungszyklen eintritt. Die Entwicklung moderner Energieversorger verlagert sich zunehmend über diesen Bereich hinaus, aber Systeme mit 500 kW bis 2 MW bleiben attraktiv, wenn Netzbeschränkungen oder Transport die Installation von Maschinen über 4 MW verhindern.

Über 2 MW:Über 2 MW dominiert mit einem Marktanteil von etwa 77 % und wird seine Position voraussichtlich bis 2035 stärken. Moderne Versorgungsprojekte installieren üblicherweise Turbinen zwischen etwa 3 MW und 7 MW, während die neuesten europäischen Plattformen 7 MW mit Rotordurchmessern um 175 Meter erreichen. Eine 7-MW-Turbine kann bei einem Kapazitätsfaktor von 40 % jährlich etwa 24.500 MWh produzieren. Größere Maschinen reduzieren die Anzahl der Fundamente, Zufahrtsstraßen, elektrischen Anschlüsse und Wartungspositionen, die für eine feste Projektkapazität erforderlich sind. Besonders dominant ist das Segment bei Versorgungsanwendungen, bei denen Entwickler ihre Projekte anhand der angeglichenen Energiekosten und des verfügbaren Grundstücks optimieren und nicht nur anhand der Einfachheit der Ausrüstung.

Nach Anwendungen

Dienstprogramm:Die Versorgungsunternehmen stellen etwa 89 % der Nachfrage des Onshore-Windenergiemarkts dar und umfassen große netzgebundene Projekte, die von Versorgungsunternehmen, unabhängigen Stromerzeugern, Infrastrukturfonds und Unternehmen für erneuerbare Energien entwickelt werden. Einzelne Projekte haben üblicherweise eine Leistung von etwa 50 MW bis über 1 GW, wobei Turbinen über 2 MW zunehmend Standard sind. Die Entwicklung der Energieversorgung wird durch Auktionen, Ziele für erneuerbare Energien, Stromabnahmeverträge, Energiesicherheitsstrategien und Stromgroßhandelsmärkte vorangetrieben. Deutschland hat im Jahr 2024 etwa 11 GW Onshore-Windkapazität durch Beschaffung vergeben, was das Ausmaß der politisch unterstützten Entwicklung verdeutlicht. Versorgungsprojekte profitieren von Skaleneffekten, da Turbinenbeschaffung, Tiefbau, Netzanschlüsse und Wartung über Dutzende oder Hunderte von Einheiten hinweg standardisiert werden können.

Nicht-Nützlichkeit:Der Nichtversorgungssektor macht etwa 11 % der Marktnachfrage aus und umfasst Industrieanlagen, Gewerbestandorte, landwirtschaftliche Nutzer, Bergbaubetriebe, Gemeinschaftsprojekte, Campusgelände und dezentrale Elektrizitätssysteme. Diese Nutzer können je nach lokalem Stromverbrauch und Landverfügbarkeit Turbinen mit weniger als 500 kW, zwischen 500 kW und 2 MW oder über 2 MW einsetzen. Ein großer Industriestandort, der jährlich 50 GWh Strom verbraucht, könnte durch mehrere moderne 5-MW-Turbinen einen erheblichen Teil des Verbrauchs ausgleichen. Dekarbonisierungsstrategien der Unternehmen, die Volatilität der Strompreise und die Zuverlässigkeit der Stromversorgung ermutigen größere Industrienutzer, Anlagen zur direkten Erzeugung erneuerbarer Energien dort zu entwickeln, wo Genehmigungen und Windressourcen günstig sind.

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Regionaler Ausblick

Nordamerika

Auf Nordamerika entfallen rund 14 % der weltweiten Onshore-Windenergiemarktaktivität und es bleibt eine wichtige reife Region, da die Vereinigten Staaten über eine der weltweit größten installierten Onshore-Flotten verfügen. Die USA haben im Jahr 2025 rund 6,9 GW neue Windkapazität hinzugefügt, unterstützt durch Versorgungsprojekte, die Stromnachfrage der Unternehmen, die Industriepolitik und die langfristige Beschaffung erneuerbarer Energien.

Repowering bietet eine große regionale Chance, da Tausende von Turbinen, die vor mehr als 15 Jahren installiert wurden, Leistungen unter 2 MW haben. Durch den Ersatz veralteter Anlagen durch Maschinen mit 4 MW bis 6 MW kann die Projektleistung gesteigert und gleichzeitig die Anzahl der Turbinen verringert werden. Die Übertragung bleibt ein großer Engpass, insbesondere in ressourcenreichen Binnenstaaten, wo die besten Windstandorte Hunderte von Kilometern von großen Stromnachfragezentren entfernt sind. Die neue Hochspannungsübertragung wird daher den Ausbau bis 2035 stark beeinflussen.

Europa

Europa repräsentiert etwa 23 % der weltweiten Marktaktivität und beherbergt mehrere der größten Turbinenlieferanten der Branche, darunter Enercon, Vestas, Siemens, Nordex und Repower auf der Liste der belieferten Unternehmen. Deutschland installierte im Jahr 2025 rund 5,7 GW neue Windkapazität, während Schweden rund 1,8 GW hinzufügte, Spanien 1,6 GW, Frankreich 1,4 GW, das Vereinigte Königreich 1,3 GW und Finnland etwa 1 GW.

Deutschland bleibt nach höheren Auktionsvolumina und zugelassenen Reformen ein zentraler Wachstumsmarkt. Nordex erhielt im Juli 2026 von einem einzelnen deutschen Entwickler Aufträge im Wert von rund 700 MW für 100 Turbinen mit einer Leistung von bis zu 7 MW. Gleichzeitig setzen europäische Hersteller auf 175-Meter-Rotorplattformen und Nabenhöhen über 160 Meter, um die Leistung an Schwachwindstandorten zu verbessern. Durch die Umrüstung alternder 1-MW- auf 2-MW-Turbinen entsteht bis 2035 ein weiterer wichtiger Nachfragekanal.

Asien-Pazifik

Der asiatisch-pazifische Raum dominiert den Onshore-Windenergiemarkt mit einem Anteil von etwa 55 % und wird im Rahmen des bereitgestellten Marktwachstumsrahmens voraussichtlich auch das schnellste Wachstum mit etwa 30,6 % pro Jahr verzeichnen. China hat im Jahr 2025 etwa 120,5 GW neue Windkapazität installiert, was den Großteil der weltweiten Zubauten ausmacht, während Indien etwa 6,3 GW hinzufügte und Australien etwa 1,2 GW installierte.

Der Produktionsumfang Chinas bietet erhebliche Kostenvorteile, da inländische Unternehmen Turbinen, Rotorblätter, Generatoren, Türme, Lager, Konverter und andere wichtige Komponenten herstellen. Envision Energy vertritt China unter den belieferten Unternehmen, während Suzlon über eine etablierte indische Produktionsbasis verfügt. Indien stärkt die jährliche Installationsaktivität durch wettbewerbsfähige Beschaffung und inländische Fertigungsanforderungen. Der asiatisch-pazifische Raum wird voraussichtlich die größte Region bleiben, da der Strombedarf und die Industriekapazität gleichzeitig wachsen.

Naher Osten und Afrika

Der Nahe Osten und Afrika machen zusammen etwa 3 % der aktuellen Marktaktivität aus, entwickeln sich aber zu wichtigen zukünftigen Wachstumsregionen. Saudi-Arabien hat im Jahr 2025 rund 1,5 GW neue Windkapazität installiert und damit bewiesen, dass große Onshore-Projekte in Volkswirtschaften, die in der Vergangenheit von Kohlenwasserstoffen dominiert wurden, konkurrieren können. Ägypten, Südafrika, Marokko und mehrere weitere Märkte verfügen ebenfalls über erhebliche Windressourcen.

Afrika verfügt über ein erhebliches ungenutztes Potenzial, da die Stromnachfrage steigt, während viele Länder eine diversifizierte inländische Stromerzeugung benötigen. Große Versorgungsprojekte dürften dominieren, da etwa 89 % der weltweiten Marktnachfrage bereits aus Anlagen im Versorgungsmaßstab stammt. Netzausbau, Finanzierung, Währungsstabilität und Beschaffungsgestaltung bestimmen, wie schnell Projekte voranschreiten. Hybridprojekte, die Wind, Sonne, Speicherung und Übertragung kombinieren, können in abgelegenen Industrie- und Bergbauregionen besonders wichtig werden.

Liste der Top-Onshore-Windenergieunternehmen

• Enercon GmbH (Germany)
• Vestas Wind System A/S (Denmark)
• Siemens AG (Germany)
• Nordex S.E. (Germany)
• Mitsubishi Power Systems (Japan)
• Repower (Germany)
• Clipper Wind Power (U.S.)
• Envision Energy (China)
• Suzlon (India)
• General Electric Wind Energy (U.S.)
• Gazelle Wind Turbines (Netherlands)

Marktanteil der Top-2-Unternehmen

Vestas Wind System A/S:Es wird geschätzt, dass Vestas etwa 18 % der Wettbewerbsaktivitäten unter den belieferten Unternehmen ausmacht, unterstützt durch eine weltweit installierte Basis von über 200 GW in mehr als 80 Ländern und ein Serviceportfolio von über 160 GW. Zu den aktuellen Onshore-Plattformen des Unternehmens gehören etwa 6-MW-Turbinen, die für Versorgungsprojekte mit hoher Kapazität geeignet sind. Im März 2026 gab Vestas zwei italienische Aufträge mit einer Gesamtleistung von rund 97 MW bekannt, bei denen V162-Turbinen mit einer Leistung zwischen 6 MW und 6,2 MW mit 20-Jahres-Servicevereinbarungen zum Einsatz kommen. Diese Kombination aus Turbinenversorgung und langfristiger Wartung ermöglicht eine wiederkehrende Positionierung im Lebenszyklus über die Erstlieferung der Ausrüstung hinaus.

Stellen Sie sich Energie vor:Es wird geschätzt, dass Envision Energy etwa 15 % der Wettbewerbsaktivitäten unter den belieferten Unternehmen ausmacht, unterstützt durch Chinas führende Stellung bei der weltweiten Windenergienutzung und ein schnell wachsendes internationales Turbinenportfolio. China hat im Jahr 2025 etwa 120,5 GW Windenergie installiert und damit einheimischen Herstellern einen beispiellosen Produktionsumfang geboten. Envision konkurriert zunehmend auf internationalen Märkten durch große Turbinen, digitales Energiemanagement, Energiespeicherintegration und intelligente Betriebssoftware. Zusammen repräsentieren Vestas und Envision Energy schätzungsweise 33 % der Wettbewerbsaktivität innerhalb der belieferten Gruppe, während Enercon, Nordex, Siemens, Suzlon, General Electric Wind Energy und andere Hersteller wichtige regionale Positionen einnehmen.

Investitionsanalyse

Investitionen im Onshore-Windenergiemarkt konzentrieren sich zunehmend auf große Turbinen, Produktionslokalisierung, Übertragungsinfrastruktur, Repowering, Netzbildungstechnologie, Rotorblattfabriken, Turmkapazität, digitale Abläufe und Projektpipelines. Die weltweiten Windkraftanlagen erreichten im Jahr 2025 etwa 165 GW, darunter rund 155,3 GW Onshore-Kapazität, was den industriellen Maßstab unterstreicht, der für die jährliche Bereitstellung erforderlich ist. Windkrafthersteller benötigen Kapital nicht nur für Montageanlagen, sondern auch für Rotorblattformen über 80 Meter, Gondellinien, Generatoren, Lager, Leistungselektronik, Tests und Logistik. Turbinen mit mehr als 2 MW machen etwa 77 % der Nachfrage aus, was die Investitionen in Fabriken treibt, die Anlagen mit 6 MW und 7 MW verarbeiten können, statt in ältere 2-MW-Plattformen.

Einen ebenso wichtigen Investitionsbedarf stellt die Netzinfrastruktur dar. Der weltweite Zubau erneuerbarer Kapazitäten erreichte im Jahr 2025 etwa 692 GW, was den Druck auf die Übertragungs- und Verteilungssysteme erhöht. Windinvestitionen können sich daher verzögern, wenn der Netzausbau nicht mithalten kann. Projekte kombinieren zunehmend Erzeugungsinvestitionen mit Umspannwerken, synchroner Kompensation, Batteriespeicher, Prognosesystemen und Hochspannungsleitungen. Repowering stellt eine weitere kapitaleffiziente Strategie dar, da bestehende Windstandorte bereits über Straßen, Umspannwerke, Netzanschlüsse und Windressourcendaten verfügen. Der Ersatz von 50 alten 2-MW-Turbinen durch 25 Maschinen mit einer Leistung von 6 MW kann die Projektkapazität von 100 MW auf etwa 150 MW erhöhen und gleichzeitig die Anzahl der Turbinen halbieren.

Entwicklung neuer Produkte

Die Entwicklung neuer Produkte konzentriert sich auf größere Rotoren und Maschinen mit höherer Kapazität, die für schwache und mittlere Windbedingungen optimiert sind. Enercons E-175 EP5 bietet Konfigurationen mit etwa 6 MW und 7 MW mit einem 175-Meter-Rotor und Nabenhöhen von etwa 112 bis 175 Metern. Die neuesten N175- und N163-Plattformen von Nordex arbeiten ebenfalls im Leistungsbereich von 6 MW bis 7 MW. Ein 175-Meter-Rotor überstreicht etwa 24.000 Quadratmeter und ermöglicht eine wesentlich höhere Energiegewinnung als ein 120-Meter-Rotor. Hersteller nutzen außerdem Kohlefaserverstärkung, segmentierte Konstruktion, fortschrittliche aerodynamische Profile und Lastmanagementsoftware, um die strukturellen Kräfte zu kontrollieren, wenn die Rotorblätter länger werden.

Netzintegration und digitale Steuerung bilden einen weiteren wichtigen Produktentwicklungsweg. Neue Turbinen bieten zunehmend Spannungsunterstützung, Blindleistungsmanagement, Frequenzgang, Fernabregelung, Zustandsüberwachung und erweiterte Fault-Ride-Through-Funktionen. Ertragsoptimierte Betriebsmodi können das Turbinenverhalten an Lärm-, Netz- oder Umwelteinschränkungen anpassen. Moderne Plattformen nutzen etwa 100 oder mehr Sensoren und Betriebsdatenkanäle, um die Leistung kontinuierlich zu überwachen. Digitale Systeme können Getriebe-, Lager-, Generator- und Pitchsystemprobleme vor einem Ausfall vorhersagen und so die Verfügbarkeit über 20-jährige Betriebszeiträume hinweg erhöhen. Bis 2035 sollen bei der Turbinenentwicklung mindestens fünf Merkmale im Vordergrund stehen: größere Rotoren, höhere Türme, höhere Leistungsdichte, verbesserte Netzunterstützung und vorausschauende Wartung.

Fünf aktuelle Entwicklungen

• Dezember 2024:Die europäische Onshore-Beschaffung wurde gestärkt, da etwa 17 GW über Auktionen und Beschaffungsmechanismen vergeben wurden, darunter etwa 11 GW in Deutschland, was eine größere Entwicklungspipeline für 2025–2027 unterstützt.
• Dezember 2025:Die weltweiten Onshore-Installationen erreichten im Jahr 2025 etwa 155,3 GW, was einem jährlichen Wachstum von etwa 42 % entspricht und einen neuen Branchenrekord für den Einsatz von Windenergie an Land darstellt.
• März 2026:Vestas kündigte zwei italienische Projekte mit einer Gesamtleistung von etwa 97 MW an, bei denen V162-Turbinen mit einer Leistung zwischen 6 MW und 6,2 MW zum Einsatz kommen, verbunden mit Serviceverträgen mit einer Laufzeit von etwa 20 Jahren.
• April 2026:Daten der globalen Windindustrie bestätigen eine installierte Windkapazität von etwa 1.299 GW, nachdem im Jahr 2025 in mehr als 50 nationalen Märkten eine Rekordleistung von 165 GW in Betrieb genommen wurde.
• Juli 2026:Nordex sicherte sich deutsche Aufträge im Wert von rund 700 MW für 100 N175- und N163-Turbinen, wobei die einzelne Nennleistung bei mehreren Großprojekten 7 MW erreichte.

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Die Marktbewertung für Onshore-Windenergie deckt die Branchenbedingungen im Prognosezeitraum 2026–2035 ab und bewertet die drei angebotenen Produkttypen und zwei angebotenen Anwendungen. Die Produktsegmentierung umfasst unter 500 kW mit etwa 4 % Marktanteil, 500 kW bis 2 MW mit etwa 19 % und über 2 MW mit etwa 77 %. Die Anwendungsanalyse deckt den Nutzen mit etwa 89 % und den Nicht-Nützlichkeitsanteil mit 11 % ab. Die regionale Abdeckung umfasst Nordamerika, Europa, den asiatisch-pazifischen Raum, Lateinamerika sowie den Nahen Osten und Afrika, wobei der asiatisch-pazifische Raum etwa 55 % der aktuellen Marktaktivität ausmacht. Die technische Abdeckung umfasst moderne Turbinen mit einer Leistung von etwa 7 MW, Rotordurchmessern von etwa 175 Metern, Nabenhöhen von nahezu 175 Metern, digitale Zustandsüberwachung, Netzintegration, Repowering, Übertragungsanforderungen und vorausschauende Wartung.

Die Wettbewerbsbewertung umfasst die 11 belieferten Unternehmen: Enercon GmbH, Vestas Wind System A/S, Siemens AG, Nordex S.E., Mitsubishi Power Systems, Repower, Clipper Wind Power, Envision Energy, Suzlon, General Electric Wind Energy und Gazelle Wind Turbines. Die Analyse bewertet die Turbinenskalierung, den Einsatz von Versorgungsunternehmen, Projekte außerhalb des Versorgungssektors, Repowering, Produktionskapazität, Servicevereinbarungen, Netzintegration und regionale Positionierung. Zu den aktuellen Branchenbedingungen gehören etwa 155,3 GW jährlicher Onshore-Installationen im Jahr 2025, eine weltweite Windkapazität von nahezu 1.299 GW, Chinas Zuwachs von etwa 120,5 GW Windkraft, Indiens Zuwachs von 6,3 GW, einzelne Onshore-Turbinen mit einer Leistung von 7 MW und große europäische Ausrüstungsverträge von nahezu 700 MW. Der Bericht bewertet außerdem Genehmigungen, Netzengpässe, Auktionen, Schwellenländer, Repowering, Digitalisierung, Investitionen in die Lieferkette und die Entwicklung von Onshore-Turbinen der nächsten Generation bis 2035.