Größe und Marktanteil des kanadischen Windenergie-Marktes
Marktübersicht
| Studienzeitraum | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Prognosedatenzeitraum | 2026 - 2031 |
| Marktgröße im Basisjahr (2025) | 18.95 Gigawatt |
| Marktvolumen (2026) | 20.10 Gigawatt |
| Marktvolumen (2031) | 28.5 Gigawatt |
| Wachstumsrate (2026 - 2031) | 7.23% CAGR |
| Marktkonzentration | Mittel |
Hauptakteure *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert Bild © Mordor Intelligence. Wiederverwendung erfordert Namensnennung gemäß CC BY 4.0. | |
Analyse des kanadischen Windenergie-Marktes von Mordor Intelligence
Die Größe des kanadischen Windenergie-Marktes in Bezug auf die installierte Basis wird voraussichtlich von 18,95 Gigawatt im Jahr 2025 auf 20,10 Gigawatt im Jahr 2026 steigen und bis 2031 28,5 Gigawatt erreichen, mit einer CAGR von 7,23 % über den Zeitraum 2026–2031.
Politische Unterstützung – und nicht Spotpreissignale – bildet nun das Fundament des Wachstums: Der Steuergutschrift für Investitionen in saubere Technologien und die Steuergutschrift für Investitionen in saubere Elektrizität senken den gewichteten durchschnittlichen Kapitalkostensatz um 150–200 Basispunkte und kippen die Projektökonomie zugunsten von Windenergie, selbst in Provinzen ohne explizite CO₂-Bepreisung. Dem Marktpreisrisiko ausgesetzte Anlagen in Alberta verlieren allmählich an Dynamik gegenüber vertraglich gesicherten Projekten in Ontario und Atlantik-Kanada, wo Beschaffungsauktionen und Einspeisevergütungen bankfähige Einnahmesicherheit bieten. Steigende Nabenhöhen, modulare Rotorblätter und die Erneuerung von Anlagen aus der Zeit vor 2010 drücken die Stromgestehungskosten für Windenergie in den windigsten Zonen unter 60 CAD pro MWh (44 USD pro MWh) und unterbieten damit neue Gasspitzenlastkraftwerke ohne Subventionen. Netzausbauplanungen, Rahmenbedingungen für indigene Kapitalbeteiligungen und Grüner-Wasserstoff-Vorhaben in frühen Phasen runden eine Landschaft ab, in der Großentwickler Projekte im Versorgungsmaßstab dominieren, während Gemeinschaftsträger kleinere Projekte vorantreiben, die mit lokalen Flächennutzungsprioritäten vereinbar sind.
Wichtigste Erkenntnisse des Berichts
- Nach Standort entfielen im Jahr 2025 100 % des Marktanteils im kanadischen Windenergie-Markt auf Onshore-Installationen, während Offshore-Wind bis 2031 die höchste CAGR von 7,2 % verzeichnen soll.
- Nach Turbinenleistung dominierten Plattformen mit 3–6 MW im Jahr 2025 mit einem Anteil von 67,7 % an der Größe des kanadischen Windenergie-Marktes; Turbinen über 6 MW sollen mit einer CAGR von 11,9 % wachsen, da die Erneuerung bestehender Anlagen zunimmt.
- Nach Anwendung entfielen im Jahr 2025 92,1 % der Kapazität auf Anlagen im Versorgungsmaßstab, doch Gemeinschaftsprojekte wachsen bis 2031 mit einer CAGR von 12,5 %, gestützt durch staatliche Kreditgarantien und indigene Eigentumsmodelle.
Hinweis: Die Marktgrößen- und Prognosezahlen in diesem Bericht werden mithilfe des proprietären Schätzrahmens von Mordor Intelligence erstellt und mit den neuesten verfügbaren Daten und Erkenntnissen bis 2026 aktualisiert.
Trends und Erkenntnisse im kanadischen Windenergie-Markt
Analyse der Treiberwirkung*
| Treiber | (~) % Einfluss auf die CAGR-Prognose | Geografische Relevanz | Zeithorizont der Wirkung |
|---|---|---|---|
| Staatliche Investitionssteuergutschriften und Vorschriften für saubere Elektrizität | +2.1% | National, mit Schwerpunkt in Ontario, Quebec und den Atlantikprovinzen | Mittelfristig (2–4 Jahre) |
| Sinkende Stromgestehungskosten für Windenergie | +1.3% | National, am stärksten in Zonen mit hohem Kapazitätsfaktor (Alberta, Saskatchewan) | Langfristig (≥ 4 Jahre) |
| Anstieg von Unternehmens-Stromabnahmeverträgen für erneuerbare Energie | +0.9% | Nova Scotia, Ontario; aufkommend in British Columbia | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Indigene Windprojekt-Pipelines | +0.7% | Saskatchewan, Manitoba, nördliches Ontario | Mittelfristig (2–4 Jahre) |
| Mit grünem Wasserstoff verknüpfte Windprojekte in Atlantik-Kanada | +0.6% | Neufundland, Nova Scotia | Langfristig (≥ 4 Jahre) |
| Erneuerung alternder Windparks in Alberta | +0.5% | Alberta, mit Ausstrahlungseffekten auf Saskatchewan | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Quelle: Mordor Intelligence | |||
Staatliche Investitionssteuergutschriften und Vorschriften für saubere Elektrizität
Kanadas duales Steuergutschriftssystem ermöglicht es qualifizierten Windenergie-Entwicklern, eine 30-prozentige Steuergutschrift für Investitionen in saubere Technologien mit einer 15-prozentigen Steuergutschrift für Investitionen in saubere Elektrizität zu kombinieren. Projekte, die die Anforderungen an ortsübliche Löhne erfüllen und bis 2027 einen inländischen Wertschöpfungsanteil von 50 % erreichen, können effektiv bis zu 40 % des förderfähigen Kapitals abschreiben – ein Anreiz, der dem des US-amerikanischen Inflation Reduction Act ähnelt, jedoch strengere Anforderungen stellt. Die Vorschriften für saubere Elektrizität verlangen zudem, dass jede nach 2035 in Betrieb genommene Erzeugungsanlage weniger als 30 tCO₂ pro GWh ausstößt, was 40 Milliarden CAD (29,6 Milliarden USD) an Versorgungsinvestitionen in Richtung emissionsfreier Technologien lenkt – mit Windenergie als Hauptnutznießer.[1]Umwelt und Klimawandel Kanada, „Vorschriften für saubere Elektrizität”, ECCC.GC.CA Ontarios Ausschreibung für langfristige Beschaffung 2 veranschaulicht die Wirkung: 1,2 GW an Windenergieverträgen wurden Ende 2025 zu 85 CAD pro MWh (63 USD pro MWh) vergeben, 20 % unter dem Vermiedene-Kosten-Richtwert der Provinz.
Sinkende Stromgestehungskosten für Windenergie
Natural Resources Canada berichtet, dass die unsubventionierten Stromgestehungskosten für Standorte mit hohem Ressourcenpotenzial im Jahr 2025 auf 60 CAD pro MWh (44 USD pro MWh) gesunken sind, 35 % niedriger als im Jahr 2020. Die Einsparungen resultieren aus der Vergrößerung der Turbinen, höheren Netto-Kapazitätsfaktoren und der Konsolidierung der Lieferkette, die die Gondelkosten um 18 % gesenkt hat. Alberta und Saskatchewan profitieren überproportional: Nabenhöhen von 120 Metern erzielen routinemäßig Netto-Kapazitätsfaktoren von 42 % und einen jährlichen Ertrag von 25 GWh pro Turbine.[2]Kanadische Windenergie-Vereinigung, „Windfakten 2025”, CANWEA.CA Die Erneuerung bestehender Anlagen verstärkt diese Gewinne; TransAltas Summerview-Austausch steigerte den jährlichen Energieertrag von 450 GWh auf 520 GWh und senkte die Betriebs- und Wartungskosten auf 12 CAD pro MWh (9 USD pro MWh).
Anstieg von Unternehmens-Stromabnahmeverträgen für erneuerbare Energie
Standardisierte Vorlagen für Stromabnahmeverträge begrenzen nun das Basisrisiko und stellen das Unternehmensinteresse an langfristiger Windenergie-Abnahme wieder her. Nova Scotia Power schloss 2025 Vereinbarungen über 400 MW mit Amazon Web Services und Microsoft im Rahmen von 15-jährigen indexierten Verträgen ab. Ontarios wettbewerbsorientierter Rahmen für Stromabnahmeverträge ermöglicht es Nutzern mit einem Spitzenbedarf von über 5 MW, den Großhandelspool zu umgehen; frühe Anwender sicherten sich 20-jährige Wind-Stromabnahmeverträge zu 70 CAD pro MWh (52 USD pro MWh), deutlich unter dem bis 2030 erwarteten Einzelhandelspreis von 95 CAD pro MWh. Kreditgeber reagierten mit einer Lockerung der Schuldendienstdeckungsquoten auf 1,25:1 bei vollständig vertraglich gesicherten Projekten.
Indigene Windprojekt-Pipelines
Staatliche Kreditgarantien, die bis zu 80 % der Projektschulden abdecken, ermöglichen es den First Nations, die Mehrheit der Cashflow-Rechte zu sichern, ohne traditionelle Eigenkapitallasten zu tragen. Saskatchewans Projekt Seven Stars Energy, das mehrheitlich der Cowessess First Nation gehört, wurde 2025 mit einem Eigenkapitaleinsatz von nur 40 Millionen CAD (30 Millionen USD) bei einem Gesamtkapitalvolumen von 400 Millionen CAD (296 Millionen USD) abgeschlossen. Schnellere Konsultationen verkürzen die Genehmigungszeit; der Windpark Maskwacis in Alberta nahm 18 Monate nach der Einreichung den kommerziellen Betrieb auf – halb so lang wie der nationale Durchschnitt.
Analyse der Hemmnisse*
| Hemmnis | (~) % Einfluss auf die CAGR-Prognose | Geografische Relevanz | Zeithorizont der Wirkung |
|---|---|---|---|
| Netzüberlastung und Abregelungsrisiko in Alberta/Ontario | -0.8% | Alberta (primär), Ontario (sekundär) | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Langwierige Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen | -0.6% | National, besonders ausgeprägt in British Columbia und Quebec | Mittelfristig (2–4 Jahre) |
| Engpässe in der Offshore-Hafeninfrastruktur in Atlantik-Kanada | -0.4% | Nova Scotia, Neufundland, New Brunswick | Langfristig (≥ 4 Jahre) |
| Wachsender ländlicher Widerstand und restriktive kommunale Satzungen | -0.5% | Ontario (primär), Alberta, Quebec (sekundär) | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Quelle: Mordor Intelligence | |||
Netzüberlastung und Abregelungsrisiko in Alberta/Ontario
Alberta regelte 2024 508 GWh Windenergie ab, ein Anstieg von 178 % gegenüber dem Vorjahr, wobei 1.800 MW Kapazität an Umspannwerken angeschlossen sind, die bereits bei 95 % ihrer thermischen Grenzwerte betrieben werden.[3]Alberta Electric System Operator, „Marktüberprüfung 2024”, AESO.CA Projekte erhalten keine Ausgleichszahlungen, und jedes 1 % verlorener Erzeugung mindert die Eigenkapitalrendite um rund 30 Basispunkte. Die Bruce-Halbinsel in Ontario steht vor einem ähnlichen Engpass, der sich erst nach Abschluss einer 1,2 Milliarden CAD (888 Millionen USD) teuren Leitungsverdoppelung im Jahr 2029 entspannen wird.
Langwierige Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen
Bundesweite Umweltverträglichkeitsprüfungen für Windparks mit mehr als 200 MW dauerten 2024 im Durchschnitt 42 Monate – doppelt so lang wie die gesetzlichen Fristen –, wobei provinzielle Prüfungen häufig nacheinander statt gleichzeitig durchgeführt werden.[4]Behörde für Umweltverträglichkeitsprüfungen Kanadas, „Inventar der Großprojekte”, IAAC-AEIC.GC.CA Ontario hat die Genehmigungszeiten für Anlagen unter 50 MW auf 9 Monate verkürzt, doch die Klasse der Versorgungsmaßstab-Projekte, die den kanadischen Windenergie-Markt dominiert, muss weiterhin vollständige mehrjährige Prüfungen durchlaufen.
*Unsere Prognosen behandeln die Auswirkungen von Treibern und Einschränkungen als richtungsweisend und nicht additiv. Die Wirkungsprognosen berücksichtigen Basiswachstum, Mischungseffekte und Wechselwirkungen zwischen Variablen.
Segmentanalyse
Nach Standort: Offshore-Pipelines gestalten die Atlantikstrategie neu
Die Onshore-Kapazität hielt im Jahr 2025 den gesamten Marktanteil im kanadischen Windenergie-Markt mit 18,95 GW, doch Offshore-Pachtverträge über insgesamt 14 GW deuten auf eine strukturelle Verschiebung des Energiemixes im Prognosezeitraum hin. Allein Nova Scotia hat 5.000 km² Meeresgrund mit Kapazitätsfaktoren von 55 % lizenziert, die Einspeisevergütungen von 120 CAD pro MWh (89 USD pro MWh) rechtfertigen. Neufundlands Grüner-Wasserstoff-Strategie schichtet einen 3-GW-Windausbau auf eine Exportinfrastruktur, die Kostenvorteile von 1,50 EUR pro kg (1,65 USD pro kg) gegenüber europäischen Projekten verspricht.
Das Onshore-Wachstum setzt sich kurzfristig fort, mit 2,4 GW im Bau in Alberta, Saskatchewan und Ontario. Die Kapitalintensität von Offshore-Projekten – 5 Millionen CAD pro MW (3,7 Millionen USD pro MW), fast doppelt so hoch wie Onshore – konzentriert das Eigentum jedoch bei europäischen Versorgungsunternehmen und Pensionsfonds, die langfristige, indexgebundene Einnahmeströme schätzen. Sobald die Hafenengpässe behoben sind, könnte Offshore bis 2031 15 % der Größe des kanadischen Windenergie-Marktes ausmachen.
Nach Turbinenleistung: Erneuerung bestehender Anlagen beschleunigt den Plattformwechsel
Turbinen mit einer Leistung von 3–6 MW repräsentierten 2025 67,7 % der Kapazität, was die Welle von V136-3,45-MW- und SG-4.5-145-Maschinen widerspiegelt, die seit 2018 installiert wurden. Modelle über 6 MW werden mit einer CAGR von 11,9 % wachsen, da die Wirtschaftlichkeit der Erneuerung und transportfreundliche zweiteilige Rotorblätter die größere Klasse selbst für flächenbeschränkte Standorte attraktiv machen. Eine 6,8-MW-Einheit erzeugt 60 % mehr Energie als eine 4,5-MW-Anlage, erhöht die Investitionskosten jedoch nur um 35 % und steigert den internen Zinsfuß des Projekts um 1–1,5 Prozentpunkte.
Ältere Turbinen unter 3 MW machen mittlerweile weniger als 15 % der Neuaufträge aus und sind auf Gemeinschaftsprojekte beschränkt, bei denen geringere Spitzenhöhen die lokale Akzeptanz erleichtern. Entwickler sehen die Erneuerung bestehender Anlagen als schnellen Weg zur Skalierung: TransAltas Summerview-Erneuerung ersetzte 88 kleine Turbinen durch 39 größere, verbesserte den Netto-Kapazitätsfaktor und reduzierte Wartungseinsätze um ein Drittel. Der Trend unterstützt eine schrittweise Migration hin zu weniger, aber höheren Anlagen, die höhere Windgeschwindigkeiten in der Höhe erschließen und den Flächenbedarf pro MW verringern.
Nach Anwendung: Gemeinschaftsmodelle erschließen indigenes Kapital
Anlagen im Versorgungsmaßstab dominierten 2025 mit 92,1 % der Kapazität, da Großprojekte Übertragungsgebühren amortisieren, die im Durchschnitt 80.000 CAD pro MW betragen. Dennoch wird für gemeinschaftsgeführte Vorhaben eine CAGR von 12,5 % prognostiziert, da das Kreditgarantieprogramm der Bundesregierung das Eigenkapital der Träger auf 10 % reduziert und langfristige Cashflows in den Gastgemeinden belässt. Saskatchewans Seven-Stars-Projekt und Albertas Maskwacis-Projekt, beide mehrheitlich in indigenem Eigentum, zeigen, wie vereinfachte Konsultationen die Bundesprüfung um 18 Monate verkürzen.
Gewerbliche und industrielle Eigenverbrauchsprojekte bleiben mit 2 % der Kapazität eine Nische, da die meisten Provinzen die Nettomessung auf 500 kW begrenzen. Ontarios Regeländerung für direkte Stromabnahmeverträge beginnt, diese Kalkulation für Fabriken und Rechenzentren zu verschieben, die 5–20-MW-Windanlagen in unmittelbarer Nähe errichten und mit Batterien kombinieren können, um Zeitzonentarife zu arbitrieren. Während der Versorgungsmaßstab den Löwenanteil behält, bieten Gemeinschafts- und Gewerbe- und Industrieinstallationen Diversifizierung und stärken die gesellschaftliche Betriebsgenehmigung – entscheidend, da der ländliche Widerstand andernorts zunimmt.
Geografische Analyse
Alberta führte 2025 mit 4,8 GW, doch Unternehmens-Stromabnahmeverträge brachen im Vorjahr um 99 % ein, da stündliche Marktpreise zwischen 20 CAD und 200 CAD pro MWh schwankten und langfristige Käufer abschreckten (AESO.CA). Ontario füllte das Nachfragevakuum und fügte 2025 über seine Ausschreibung für langfristige Beschaffung 2 800 MW hinzu, mit dem Ziel, bis 2028 weitere 2 GW zur Kompensation stillzulegender Gaskraftwerke hinzuzufügen. Quebec, mit 3,6 GW, nutzte Hydro-Québecs 1.200-MW-Exportleitung nach New York und erzielte 75 USD pro MWh – eine Prämie von 25 % gegenüber den inländischen Großhandelspreisen.
Atlantik-Kanada hat sich als Wachstumsschwerpunkt etabliert. Nova Scotia versteigerte zwischen 2024 und 2025 Offshore-Pachtflächen von 11 GW und könnte Alberta bei der installierten Kapazität bis 2035 überholen, sofern die Zeitpläne für den Hafenausbau eingehalten werden. Neufundlands 3-GW-Offshore-Wind-zu-Wasserstoff-Strategie zielt darauf ab, grünen Kraftstoff zu 4 EUR pro kg (4,40 USD pro kg) nach Europa zu liefern und damit lokal produzierte Alternativen um 1,50 EUR pro kg zu unterbieten. Saskatchewan und Manitoba, zusammen mit 1,4 GW, profitieren von indigenen Partnerschaften, die eine mehrheitliche Gemeinschaftsbeteiligung ermöglichen und gleichzeitig bankfähige Projektstrukturen aufrechterhalten.
British Columbias reichhaltige Wasserkraft hält die Großhandelspreise bei rund 40 CAD pro MWh und dämpft Windenergie-Zubau auf lediglich 600 MW bis 2025. Dennoch sieht der jüngste Ressourcenplan der Provinz 1,2 GW Windenergie zwischen 2027 und 2030 vor, um den Elektrifizierungsbedarf der Flüssigerdgas-Industrie zu decken, obwohl 36-monatige Umweltprüfungen weiterhin ein Hindernis darstellen.
Wettbewerbslandschaft
Fünf Entwickler – TransAlta, Capital Power, Northland Power, Brookfield Renewable Partners und Boralex – kontrollieren rund 45 % der Kapazität, was auf eine moderate Konzentration hindeutet. TransAlta erzielt Kostenvorteile durch seine interne Betriebs- und Wartungseinheit mit 200 Technikern, die die flottenweit anfallenden Servicekosten auf 12 CAD pro MWh senkt. Northland kooperiert mit First Nations zur gemeinsamen Eigentümerschaft von Anlagen und verkürzt die Genehmigungszeit um ein bis eineinhalb Jahre. Brookfield sicherte sich 2024 eine mehrjährige Turbinenzuteilung von 1.200 MW mit Vestas und schützte seine Pipeline so vor der 15-prozentigen Spotpreisinflatoin, die den Gondelmarkt traf.
Mittelgroße Akteure wie Innergex, Pattern Energy, BluEarth und Alberta Wind Energy Corp. verfolgen Nischen-Stromabnahmeverträge mit kommunalen Versorgungsunternehmen und Industriekäufern. Die Erneuerung von Albertas 2,4-GW-Flotte aus der Zeit vor 2010 bietet unmittelbares Potenzial, mit internen Zinsfüßen von über 14 %, wo Restwerte einen Teil der Investitionskosten ausgleichen. Offshore Atlantik-Kanada ist zu 90 % noch nicht vergeben und zieht europäische Versorgungsunternehmen an, die nach Festgründungskapazität außerhalb der überfüllten Nordseegebiete suchen. Turbinenhersteller kämpfen gegen Margenerosion: Siemens Gamesas Windsparte verzeichnete 2024 ein EBITDA von −8 % und schwenkte auf margenstarke Serviceverträge um, während Vestas modulare Rotorblätter einführte, die die kanadischen Transportkosten um 20 % senkten und 40 % der Turbinenaufträge 2025 gewannen.
Anbieter von Batteriespeichern und Wasserstoff-Elektrolyseuren beobachten den kanadischen Windenergie-Markt auf Möglichkeiten zur gemeinsamen Standortnutzung. Entwickler, die 4-Stunden-Lithium-Ionen-Speicher an Standorten in Alberta und Ontario testen, zielen darauf ab, Spitzenpreisdifferenzen zu nutzen, die derzeit im Durchschnitt 100 CAD pro MWh betragen. Ausrüstungslieferanten, die speicherbereite Wechselrichter und wasserstoffkompatible Netzanschlüsse integrieren können, werden sich differenzieren, wenn hybride Ausschreibungen im nächsten Planungszyklus entstehen.
Marktführer der kanadischen Windenergie-Branche
TransAlta Corporation
Capital Power Corporation
Northland Power Inc.
Pattern Energy Group LP
Innergex Renewable Energy Inc.
- *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert
Jüngste Branchenentwicklungen
- Februar 2026: In einem bedeutenden Schritt für EDFs kanadisches Portfolio erneuerbarer Energien genehmigte die Regierung von Québec den Windpark Madawaska und ebnete damit den Weg für den Baubeginn Anfang 2026. Das Projekt mit einer Kapazität von 274 MW und rund 45 Turbinen verspricht der Provinz eine erhebliche Menge emissionsfreier Energie.
- Februar 2026: Das Mersey-River-Windprojekt erhielt eine vollständige Finanzierung durch ein Darlehen der Canada Infrastructure Bank in Höhe von 206 Millionen CAD. Dieses 148,5-MW-Projekt umfasst 33 Turbinen und soll voraussichtlich mehr als 50.000 Haushalte mit Strom versorgen, wobei der Turbinenbetrieb noch im Jahr 2026 aufgenommen werden soll.
- Juni 2025: Vestas erhielt einen Turbinenlieferauftrag über 124 MW von EDF Power Solutions für das Windprojekt Haute-Chaudière in Québec, was die fortlaufende Erweiterung der Onshore-Windkapazität unterstreicht.
- April 2025: Die Wolastoqey Nation hat in Zusammenarbeit mit Natural Forces Pläne für das Salmon-River-Windprojekt angekündigt, das eine Kapazität von rund 203 MW mit etwa 34 Turbinen haben soll. Das Projekt ist für 2025 geplant und soll zu den provinziellen Windenergie-Zielen für 2035 beitragen.
Berichtsumfang des kanadischen Windenergie-Marktes
Windenergie ist eine Form erneuerbarer Energie, die durch die Nutzung der Windkraft erzeugt wird. Windturbinen – große Strukturen mit langen Rotorblättern, die sich um eine zentrale Nabe drehen – wandeln die kinetische Energie des Windes in elektrische Energie um. Für jedes Segment wurden die Marktgrößen und Prognosen auf der Grundlage der installierten Kapazität (GW) erstellt.
Der kanadische Windenergie-Markt ist nach Standort, Turbinenleistung, Anwendung und Geografie segmentiert. Nach Standort ist der Markt in Onshore und Offshore unterteilt. Nach Turbinenleistung ist der Markt in bis zu 3 MW, 3 bis 6 MW und über 6 MW unterteilt. Nach Anwendung ist der Markt in Versorgungsmaßstab, Gewerbe und Industrie sowie Gemeinschaftsprojekte unterteilt. Für jedes Segment wurden die Marktgröße und Prognosen auf der Grundlage der installierten Kapazität (GW) erstellt.
| Onshore |
| Offshore |
| Bis zu 3 MW |
| 3 bis 6 MW |
| Über 6 MW |
| Versorgungsmaßstab |
| Gewerbe und Industrie |
| Gemeinschaftsprojekte |
| Gondel/Turbine |
| Rotorblatt |
| Turm |
| Generator und Getriebe |
| Systemnebenkomponenten |
| Nach Standort | Onshore |
| Offshore | |
| Nach Turbinenleistung | Bis zu 3 MW |
| 3 bis 6 MW | |
| Über 6 MW | |
| Nach Anwendung | Versorgungsmaßstab |
| Gewerbe und Industrie | |
| Gemeinschaftsprojekte | |
| Nach Komponente (qualitative Analyse) | Gondel/Turbine |
| Rotorblatt | |
| Turm | |
| Generator und Getriebe | |
| Systemnebenkomponenten |
Im Bericht beantwortete Schlüsselfragen
Wie groß ist der kanadische Windenergie-Markt im Jahr 2026?
Die installierte Kapazität beträgt 20,10 GW im Jahr 2026 und wird voraussichtlich bis 2031 28,50 GW erreichen.
Welche CAGR wird für die kanadische Windkapazität bis 2031 erwartet?
Die Kapazität soll zwischen 2026 und 2031 mit einer CAGR von 7,23 % wachsen.
Welche Provinz baut nach 2025 am schnellsten Windkapazität aus?
Ontario führt bei den kurzfristigen Zubauvorhaben mit 800 MW, die 2025 in Betrieb genommen wurden, und weiteren 2 GW, die bis 2028 angestrebt werden.
Warum gewinnen Offshore-Projekte in Atlantik-Kanada an Dynamik?
Festgründungsstandorte mit Kapazitätsfaktoren von 55 % und Plänen für den Export von grünem Wasserstoff bieten eine höhere Einnahmesicherheit als Onshore-Projekte in den Prärieprovinzen.
Wie wirken sich staatliche Steuergutschriften auf die Projektökonomie aus?
Die kombinierte 30-prozentige Steuergutschrift für saubere Technologien und die 15-prozentige Steuergutschrift für saubere Elektrizität können bis zu 40 % der Kapitalkosten ausgleichen und den gewichteten durchschnittlichen Kapitalkostensatz um rund 1,5–2 Prozentpunkte senken.
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