Japanischer Windenergiemarkt - Größe und Marktanteil
Marktübersicht
| Studienzeitraum | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Prognosedatenzeitraum | 2026 - 2031 |
| Marktgröße im Basisjahr (2025) | 6.95 Gigawatt |
| Marktvolumen (2026) | 8.96 Gigawatt |
| Marktvolumen (2031) | 31.83 Gigawatt |
| Wachstumsrate (2026 - 2031) | 28.87% CAGR |
| Marktkonzentration | Mittel |
Hauptakteure *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert Bild © Mordor Intelligence. Wiederverwendung erfordert Namensnennung gemäß CC BY 4.0. | |
Analyse des japanischen Windenergiemarkts durch Mordor Intelligence
Die Größe des japanischen Windenergiemarkts wird für 2026 auf 8,96 Gigawatt geschätzt, ausgehend vom Wert 2025 von 6,95 Gigawatt, mit Prognosen für 2031 von 31,83 Gigawatt, was einem Wachstum mit einer CAGR von 28,87 % über den Zeitraum 2026-2031 entspricht.
Das Wachstum beruht auf dem politischen Bekenntnis Japans, die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen zu reduzieren und bis 2050 Klimaneutralität zu erreichen, unterstützt durch den 7. Strategischen Energieplan, der bis 2040 einen Anteil erneuerbarer Energien von 40-50 % am nationalen Strommix anstrebt. Offshore-Windenergie-Auktionen, staatliche Klimaübergangsbonds und Unternehmens-Stromlieferverträge lenken neues Kapital in den Markt, während heimische Komponentenallianzen Importrisiken reduzieren und Projektzeitpläne verkürzen. Durchbrüche bei Schwimmplattformen verzehnfachen die für die Entwicklung verfügbare Fläche und erschließen tiefere Gewässer für künftige Kapazitäten. Gleichzeitig dämpfen Netzengpässe in windreichen nördlichen Regionen und der Widerstand von Interessengruppen in Fischereigemeinden die kurzfristigen Installationsraten.
Wesentliche Erkenntnisse des Berichts
- Onshore-Projekte hielten 2025 einen Marktanteil von 95,12 % am japanischen Windenergiemarkt, während Offshore-Installationen bis 2031 mit einer CAGR von 67,1 % wachsen dürften, was eine bevorstehende Neuausrichtung im Standortmix signalisiert.
- Das Turbinensegment mit 3-6 MW hielt 2025 einen Marktanteil von 47,65 % an der Größe des japanischen Windenergiemarkts; Turbinen über 6 MW sollen auf der Grundlage der für die Runde-3-Offshore-Vergaben spezifizierten 15-MW-Plattformen mit einer CAGR von 32,93 % expandieren.
- Versorgungsmaßstabsanwendungen machten 2025 84,12 % des japanischen Windenergiemarkts aus, während Gemeinschaftsprojekte bis 2031 mit einer CAGR von 34,8 % voranschreiten dürften, da kommunale Partnerschaften vereinfachte Genehmigungsverfahren nutzen.
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 japanischen Windenergiemarkt
Analyse der Auswirkungen von Wachstumstreibern*
| Wachstumstreiber | (~) % Auswirkung auf die CAGR-Prognose | Geografische Relevanz | Zeithorizont der Auswirkung |
|---|---|---|---|
| Anstieg der Offshore-Wind-Auktionsrunden | +12.50% | National, konzentriert auf die Küstengebiete Tohoku, Hokkaido und Kyushu | Mittelfristig (2-4 Jahre) |
| Sinkende Onshore-LCOE und Turbinen-Upgrades | +4.20% | National, mit höchster Akzeptanz in Hokkaido und Tohoku | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Kapitalzuflüsse aus der Ausgabe von grünen Anleihen | +3.80% | National, mit institutioneller Nachfrage aus den Tokioter Finanzzentren | Mittelfristig (2-4 Jahre) |
| Unternehmens-Stromlieferverträge aus Rechenzentren und Halbleiter-Clustern | +2.90% | Regional, konzentriert in Kumamoto, Hokkaido und Tohoku | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Öffnung der japanischen ausschließlichen Wirtschaftszone für Schwimmwind-Anlagen | +5.10% | National, mit Fokus auf Tiefwassertrakte im Japanischen Meer und im Pazifik | Langfristig (≥ 4 Jahre) |
| Nationale Wasserstoff-Ammoniak-Strategie als Nachfragetreiber für Windenergie | +1.80% | National, mit Pilotstandorten in Aichi (Hekinan) und Fukushima | Langfristig (≥ 4 Jahre) |
| Quelle: Mordor Intelligence | |||
Anstieg der Offshore-Wind-Auktionsrunden
Die Runde-3-Auktionen im Dezember 2024 vergaben 1 GW in Aomori Süd und Yuza zu einem Preis von 3 JPY/kWh mit vorgeschriebenem Inbetriebnahmetermin bis Juni 2030. Die im Januar 2025 überarbeiteten Auktionsregeln führten eine Preisindexierung und Anreize für die frühzeitige Inbetriebnahme ein, um das Kostenrisiko durch Inflation abzumildern.[1]Reuters, "Japan Tweaks Offshore Wind Auction Rules to Spur Bids", reuters.com Diese Änderungen signalisieren regulatorische Agilität, die wettbewerbsfähige Preisgestaltung erhält und gleichzeitig die Beteiligung von Bietern verbreitert. Runde 4, geplant für 2025, wird testen, ob die Regelverbesserungen die Kapazitätsvergaben beschleunigen können, ohne die Anforderungen an lokale Wertschöpfung zu gefährden. Dieser Ansatz positioniert Auktionen als zuverlässigen Wachstumsmotor für den japanischen Windenergiemarkt.
Sinkende Onshore-LCOE und Turbinen-Upgrades
Der 147-MW-Windpark Abukuma, der im April 2025 mit 46 Einheiten des Typs GE Vernova 3,2 MW in Betrieb genommen wurde, zeigt, wie größere Turbinen die Balance-of-Plant-Kosten pro Megawatt senken.[2]GE Vernova, "Windpark Abukuma in Betrieb genommen", gevernova.com Inländische Partnerschaften im Bereich Schaltanlagen und Halbleiter zwischen Vestas, Mitsubishi Electric und Fuji Electric vertiefen die Lieferkette und verringern das Importrisiko. Durch das NEDO geförderte Schwimmend-Vertikalachsen-Prototypen weiten Kostensenkungen auf Tiefwasserumgebungen aus und unterstützen eine breitere Erschließung. Zusammengenommen erhöhen diese Faktoren die projektinternen Renditen und beschleunigen den Wechsel zu größeren, effizienteren Maschinen, was den japanischen Windenergiemarkt voranbringt.
Kapitalzuflüsse aus der Ausgabe von grünen Anleihen
Japans staatliches Klimaübergangsbond-Programm im Umfang von 20 Billionen JPY setzt einen Maßstab für die Klimafinanzierung; die Tranche vom Februar 2024 in Höhe von 800 Milliarden JPY stieß auf starke Nachfrage im Rahmen des Klimaanleihen-Standards. Niedrigere Renditeaufschläge wirken sich auf Unternehmensemittenten aus und ermöglichen eine attraktive Finanzierung von Offshore-Windparks und Netzausbaumaßnahmen. Versorgungsunternehmen schichten nun Laufzeiten von 50 Jahren in ihre Kapitalstrukturen ein, was das Refinanzierungsrisiko für komplexe Schwimmwind-Anlagen reduziert. Ausreichende Liquidität verringert den Kostennachteil gegenüber gasbetriebenen Alternativen und erweitert den japanischen Windenergiemarkt.
Unternehmens-Stromlieferverträge aus Rechenzentren und Halbleiter-Clustern
Microsofts virtueller Stromliefervertrag mit Shizen Energy und Equinix' 30-MW-Vertrag mit Trina Solar Japan Energy sind typische Beispiele für die steigende Nachfrage des Digitalsektors nach langfristigem Grünstrom. Regierungspläne für einen 300-MW-Offshore-Windpark in Hokkaido, der auf den Halbleiterausstoß ausgerichtet ist, veranschaulichen die Koordination zwischen Politik und Industrie. JERAs standortferner Stromliefervertrag mit East Japan Railway demonstriert übertragbare Vertragsrahmen, die Transaktionskosten senken und eine breitere Akzeptanz vorantreiben. Der Appetit von Unternehmen auf kostenstabile Windkapazitäten erhöht die Abnahmesicherheit und verankert neue Ausbauprojekte im gesamten japanischen Windenergiemarkt.
Analyse der Auswirkungen von Markthemmnissen*
| Markthemmnis | (~) % Auswirkung auf die CAGR-Prognose | Geografische Relevanz | Zeithorizont der Auswirkung |
|---|---|---|---|
| Erweiterung der gasbetriebenen Kapazitäten im Rahmen des GX-Fahrplans | -2.70% | National, mit neuen GuD-Kraftwerken in Kanto und Kansai | Mittelfristig (2-4 Jahre) |
| Netzengpässe und Abregelungsrisiko in Tohoku/Hokkaido | -3.40% | Regional, konzentriert in Tohoku und Hokkaido | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Steigerung der Betriebs- und Wartungskosten durch Taifune | -1.90% | National, mit höchstem Einfluss in den Küstengebieten Kyushu und Shikoku | Kurzfristig (≤ 2 Jahre) |
| Widerstand von Fischerei- und lokalen Interessengruppen, der Genehmigungen verzögert | -2.10% | Regional, mit Auswirkungen auf die Offshore-Gebiete Akita, Aomori und Nagasaki | Mittelfristig (2-4 Jahre) |
| Quelle: Mordor Intelligence | |||
Netzengpässe und Abregelungsrisiko in Tohoku/Hokkaido
Die Abregelung erneuerbarer Energien erreichte im Geschäftsjahr 2023 1,76 TWh, wobei Kyushu eine Rate von 6,7 % verzeichnete.[3]Renewable Energy Institute, "Curtailment Trends FY 2023", renewable-ei.org Die windreichen Regionen Hokkaido und Tohoku liegen weit entfernt von den Verbrauchszentren, und Hochspannungs-Aufrüstungen nach Honshu werden vor 2030 nicht abgeschlossen sein. Die Einspeisevorrangregelung für Kernkraftwerke engt die verfügbare Kapazität in windreichen Jahreszeiten weiter ein. Obwohl Marubenis 25-MW/103,7-MWh-Batteriesystem in Hokkaido teilweise Entlastung bietet, übersteigt der landesweite Speicherbedarf 2 GW. Anhaltende Engpässe gefährden die Einnahmestabilität und verzögern die Finanzierung für neue Marktteilnehmer im japanischen Windenergiemarkt.
Steigerung der Betriebs- und Wartungskosten durch Taifune
Japan verzeichnet im Durchschnitt 11 Taifune, die jährlich auf das Festland treffen, und belasten damit Turbinenblätter und Seekabel.[4]Japanische Meteorologische Agentur, "Jährliche Taifunlandungen", jma.go.jp Versicherungsprämien und Rücklagen für Eventualfälle erhöhen die gesamten Betriebs- und Wartungsbudgets für Offshore-Standorte um 9-12 %. Entwickler spezifizieren nun verstärkte Vorderkantenschutzsysteme und eine Fernüberwachung der Strukturintegrität, doch diese Upgrades erhöhen die Vorabkosten. Während solche Maßnahmen die Lebensdauer von Anlagen verlängern, belasten kurzfristige Ausgabenspitzen die Projektökonomie im japanischen Windenergiemarkt.
*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-Wachstum gestaltet den Erschließungsmix neu
Die Offshore-Kapazität soll von einer vernachlässigbaren Ausgangsbasis auf rund 12,1 GW bis 2031 ansteigen, wodurch der Marktanteil am japanischen Windenergiemarkt von 4,88 % im Jahr 2025 auf nahezu 39 % am Ende des Jahrzehnts steigen wird. Die Runde-3-Vergaben in Höhe von insgesamt 1,065 GW wurden zu Netzparitätspreisen abgerechnet und schreiben 15-MW-Turbinen vor, die die Balance-of-System-Kosten um etwa ein Fünftel senken. Die kommerzielle Schwimmwind-Energie erhält einen rechtlichen Impuls durch die EEZ-Gesetzgebung vom März 2025, die 150 GW Tiefwasserpotenzial im Japanischen Meer und in den pazifischen Tiefseegräben erschließt.
Entwickler schätzen weiterhin die Möglichkeiten zur Onshore-Repowerisierung: 1,2 GW an Turbinen aus den 1990er Jahren können durch 4-5-MW-Maschinen ersetzt werden, ohne neue Landflächen zu beanspruchen, und Netzanschlüsse sind bereits vorhanden. Lokale Moratorien in Akita und Aomori sowie Umweltprüfungen auf Zugvogelrouten begrenzen jedoch die Onshore-Pipeline auf 800 MW. Offshore-Projekte müssen mit einem inländischen Mangel an Schwerlast-Hubinseln umgehen; nur 3 sind verfügbar gegenüber 25 in Europa, was Entwickler dazu zwingt, koreanische oder chinesische Einheiten zu Premiumtagespreisen zu chartern.
Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind beim Kauf des Berichts verfügbar
Nach Turbinenkapazität: Gigawatt-Plattformen dominieren das Offshore-Segment
Turbinen über 6 MW werden bis 2031 mehr als 60 % der Größe des japanischen Windenergiemarkts auf Turbinensegmentebene auf sich vereinen, da das Land direkt zu 15-MW-Maschinen für seebasierte Windparks übergeht. Die 3-6-MW-Klasse bleibt für Repowerisierungs- und Gemeinschaftsprojekte relevant, aber neue Onshore-Anlagen werden nun standardmäßig auf 4-5-MW-Einheiten gesetzt, die Klasse-T-Belastbarkeit mit Straßentransportbeschränkungen in Einklang bringen.
Die Rotorvergrößerung wird durch den Taifunschutz eingeschränkt. Verstärkte 70-Meter-Rotorblätter kosten 50.000-80.000 USD pro MW mehr als europäische Äquivalente. Direktantriebsarchitekturen eliminieren Getriebe und senken die Betriebs- und Wartungskosten um 10-15 %, aber die Gondeln überschreiten 500 Tonnen und erfordern spezialisierte Schiffe zum Heben. Die Repowerisierung älterer 1,5-MW-Maschinen mit modernen 4,5-MW-Einheiten kann die Standortkapazitätsfaktoren von 23 % auf 35 % anheben und bietet damit einen kurzfristigen Weg zu Volumenzuwächsen.
Nach Anwendung: Gemeinschaftsprojekte gewinnen inmitten der Diversifizierung der Abnahme an Bedeutung
Versorgungsmaßstabs-Vorhaben dominierten 2025 mit 84,12 % der installierten Kapazität weiterhin, während Gemeinschaftsprojekte - definiert als 10-50 MW und kommunal gefördert - bis 2031 eine CAGR von 34,8 % verzeichnen. Kommunale Vorhaben vermeiden die 3-4-jährigen Umweltverträglichkeitsprüfungen, die bei Kapazitäten über 50 MW erforderlich sind, und können lokale Grüne-Anleihen-Programme zu unterdurchschnittlichen Renditen nutzen.
Unternehmens-Stromlieferverträge untermauern diesen Aufschwung. Invenergy's 60-MW-virtueller Stromliefervertrag mit Honda fixierte einen 15-Jahres-Preis, der das Baukreditrisiko um 200 Basispunkte senkte. Halbleiterfabriken und hyperkalische Rechenzentren in Kumamoto und Kanto prüfen ähnliche Verträge, um erneuerbare Grundlastenergie zu sichern. Die Ausgeglichenheit von Kostenbelastung und Batteriezusatzkosten bleibt eine Hürde, aber regulatorische Anpassungen, die Offshore-Pachtlaufzeiten von 30 auf 40 Jahre verlängern, könnten die Stückkosten weiter senken und den adressierbaren Markt erweitern.
Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind beim Kauf des Berichts verfügbar
Geografische Analyse
Hokkaido und Tohoku lieferten 2025 67,45 % der Kapazitätszuwächse dank durchschnittlicher Windgeschwindigkeiten von 7-8 m/s und reichlich verfügbarer Landflächen. Die 600-MW-HGÜ-Verbindung nach Honshu ist jedoch ausgelastet, was in den Übergangsmonaten zu Abregelungsraten von nahezu 20 % führt. Eine 6-8-GW-Ersatzleitung im Wert von 2,5 Billionen JPY (16,7 Milliarden USD) wird den Druck vor Anfang der 2030er Jahre nicht lindern. Windpark-Bewertungen hängen nun von der Netzanbindung ab: Standorte mit bestehenden Anschlüssen werden zu 30-40 % höheren Preisen als Greenfield-Projekte gehandelt, die noch auf Netzanschlusskonnektivität warten.
Kyushu und Shikoku liegen in absoluten Volumina zurück, beherbergen aber vielversprechende Tiefwasserzonen, die durch die EEZ-Reform erschlossen wurden. Das 16,8-MW-Schwimmwind-Pilotprojekt Goto, das im Januar 2026 in Betrieb gehen soll, dient als Maßstab für den kommerziellen Ausbau vor der Westküste Kyushus. Die Taifunhäufigkeit erhöht die Betriebs- und Wartungskosten um bis zu 35 % gegenüber Hokkaido, doch höhere Großhandelspreise in Kyushu gleichen die Kostensteigerung teilweise aus.
Kanto und Kansai, obwohl sie 60 % des nationalen Stromverbrauchs ausmachen, waren 2025 für weniger als 10 % der Windkraftanlagen verantwortlich, bedingt durch schwache Ressourcenprofile und Landknappheit. Unternehmens-virtuelle Stromlieferverträge überbrücken dieses Missverhältnis: Hondas Stromliefervertrag für Windenergie aus Hokkaido versorgt Kanto-Fertigungsanlagen und beweist, dass Finanzverträge geografische Distanzen überwinden können. Der 7-Billionen-JPY-Netzausbauplans verteilt die Ausgaben über 10 Jahre, sodass das Abregelungsrisiko im Norden noch bis ins nächste Jahrzehnt andauern wird.
Wettbewerbslandschaft
Internationale Turbinenhersteller - Vestas, Siemens Gamesa und GE Vernova - führen im Bereich technologischer Zuverlässigkeit, während inländische Konglomerate wie Mitsubishi Heavy Industries und Hitachi Energy Netzkompatibilitätsdienste betonen, die auf japanische Standards zugeschnitten sind. Vestas' 134-MW-Inaniwa-Vertrag und seine Lieferanten-Absichtserklärungen mit Mitsubishi Electric und Fuji Electric veranschaulichen, wie ausländische Unternehmen Komponenten lokalisieren, um Beschaffungsrichtlinien zu erfüllen. Siemens Gamesa und J-Power verfolgen hybride Servicevereinbarungen, die Drohnen zur Blattreparatur und vorausschauende Wartung bündeln, und reduzieren damit die Ausfallzeiten durch Taifunschäden.
Gemeinschaftsunternehmen verstärken die Wettbewerbsintensität. JERA Nex bp, gegründet im Dezember 2024, bündelt 13 GW globale Offshore-Ziele mit bis zu 5,8 Milliarden USD bis 2030. Die Einheit nutzt JERAs inländische Kundenbasis und BPs Nordsee-Expertise, um in Runde 4 aggressiv zu bieten. Parallel dazu bringt die Forschungsvereinigung für Schwimmende-Offshore-Windenergie-Technologie (FLOWRA) 18 Meerestechnikunternehmen zusammen, um Anker und Verankerungssysteme zu standardisieren und die Beschaffungspreise bis 2028 voraussichtlich um 20 % zu senken. Diese Zusammenarbeit fördert gleichzeitig proprietäre Designs und erhält so den Wettbewerbsvorteil.
Finanzinnovationen unterscheiden ebenfalls die Marktteilnehmer. Itochu und Marubeni strukturieren Nachrangdarlehensgeschäfte, die Erlöse aus staatlichen Klimaübergangsbonds mit Exportkreditgarantien kombinieren und damit die Eigenkapitalanforderungen für Projekte von 25 % auf 15 % senken. Kleinere Entwickler begegnen dem, indem sie Einspeiseprämienzahlungen über virtuelle Kraftwerksplattformen bündeln und so Skaleneffekte auf den Ausgleichsmärkten erzielen. Diese Schritte festigen insgesamt ein mäßig fragmentiertes, aber rasch professionalisierendes Feld innerhalb des japanischen Windenergiemarkts.
Marktführer des japanischen Windenergiesektors
Japan Renewable Energy Co., Ltd.
Marubeni Corporation
Eurus Energy Holdings
Electric Power Development (J-Power)
JERA
- *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert
Jüngste Branchenentwicklungen
- November 2025: J-Power und Mitsubishi Heavy Industries unterzeichneten eine Grundsatzvereinbarung, nach der J-Power das inländische Onshore-Windgeschäft von MHI übernimmt, einschließlich rund 300 MW an betriebenen Anlagen und der Entwicklungspipeline, wobei der Abschluss der Transaktion für den 1. April 2026 angestrebt wird. Die Vereinbarung markiert MHIs Rückzug aus dem Besitz von Windanlagen nach Verlusten in Höhe von 52,2 Milliarden JPY (350 Millionen USD) bei Offshore-Projekten, während J-Power seinen Marktanteil im Onshore-Bereich konsolidieren und Repowerisierungsmöglichkeiten für alternde 2-3-MW-Turbinen verfolgen will.
- Dezember 2024: JERA und BP kündigten die Gründung von JERA Nex BP an, einem 50:50-Gemeinschaftsunternehmen mit einem Investitionsvolumen von bis zu 5,8 Milliarden USD bis 2030, um ein kombiniertes Offshore-Windportfolio von rund 13 GW in Japan, Nordwesteuropa und Australien zu entwickeln. Das Gemeinschaftsunternehmen konsolidiert JERAs 1 GW Betriebskapazität und 7,5 GW Entwicklungspipeline mit BPs 4,5 GW gesicherten Pachtverträgen und schafft damit eine der größten Plattformen für erneuerbare Energien im asiatisch-pazifischen Raum, mit erwartetem Abschluss im dritten Quartal 2025.
- Dezember 2024: Japans Ministerium für Wirtschaft, Handel und Industrie gab die Ergebnisse der Runde-3-Offshore-Wind-Auktion bekannt: JERAs Konsortium sicherte sich 615 MW in Aomori (41 Siemens Gamesa SG-DD236-Turbinen, Inbetriebnahme Juni 2030) und BPs Konsortium gewann 450 MW in Yamagata (Inbetriebnahme Juni 2030), beide zum Preis von 3 JPY pro kWh (0,02 USD pro kWh) - die erste Auktion ohne Aufschlag in der Geschichte des japanischen Offshore-Windenergiesektors.
- Februar 2024: Japans Finanzministerium gab Klimaübergangsbonds im Wert von 1,6 Billionen JPY (10,7 Milliarden USD) aus - das weltweit erste staatliche Klimaübergangsinstrument - mit ausdrücklichen Zuweisungen für Offshore-Windenergie-Infrastruktur und Netzausbau. Die Emission ermöglichte Renditen unter 1 %, was Versorgungsunternehmen die Refinanzierung von Baukrediten zu Zinssätzen von 150-200 Basispunkten unterhalb von Gewerbekrediten ermöglichte.
Berichtsumfang des japanischen Windenergiemarkts
Windenergie ist eine Form erneuerbarer Energie, die die Kraft des Windes zur Stromerzeugung nutzt. Dabei werden Windturbinen eingesetzt, um die Drehbewegung von Rotorblättern, die durch bewegte Luft (kinetische Energie) angetrieben werden, in elektrische Energie (Strom) umzuwandeln. Der japanische Windenergiemarkt ist nach Standort, Turbinenkapazität und Anwendung segmentiert. Nach Standort ist der Markt in Onshore und Offshore segmentiert. Nach Turbinenkapazität ist der Markt in bis zu 3 MW, 3 bis 6 MW und über 6 MW segmentiert. Nach Anwendung ist der Markt in Versorgungsmaßstab, Gewerbe und Industrie sowie Gemeinschaftsprojekte segmentiert. Der Bericht umfasst auch die Marktgröße und Prognosen für Japan. Für jedes Segment wurden die Marktgrößen 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 |
| Balance-of-System |
| Nach Standort | Onshore |
| Offshore | |
| Nach Turbinenkapazität | 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 | |
| Balance-of-System |
Im Bericht beantwortete Schlüsselfragen
Wie schnell wird die Kapazität im japanischen Windenergiemarkt bis 2031 voraussichtlich wachsen?
Die installierte Windkapazität wird voraussichtlich von 6,95 GW im Jahr 2025 auf 31,83 GW bis 2031 ansteigen, was einer CAGR von 28,87 % entspricht - getrieben hauptsächlich durch Offshore-Projekte.
Welche Region ist dem höchsten Abregelungsrisiko ausgesetzt?
Hokkaido verzeichnet Abregelungsraten von nahezu 20 %, da seine 600-MW-HGÜ-Verbindung nach Honshu in windreichen Monaten vollständig ausgelastet ist.
Was treibt das wachsende Interesse an Schwimmwind-Anlagen?
Die EEZ-Gesetzgebung vom März 2025 öffnete Tiefwasserzonen und erschloss ein technisches Potenzial von 150 GW, was Konsortien dazu anspornte, durch Forschung und Entwicklung die Kosten für Schwimmfundamente zu senken.
Wie beeinflussen Unternehmens-Stromlieferverträge die Projektfinanzierung?
Langfristige Stromlieferverträge mit Rechenzentren und Halbleiterfabriken bieten Einnahmensicherheit und ermöglichen es Projekten im Gemeinschaftsmaßstab, Fremdkapital zu Aufschlägen von 200 Basispunkten unterhalb der Versorger-Benchmarks zu sichern.
Warum haben einige internationale Entwickler Japan verlassen?
Ørsted und Shell nannten hohe Ingenieurkosten für Taifunschutz, langwierige Verhandlungen mit Interessengruppen und steigende Netzanschlusseinlagen, die die prognostizierten Renditen schmälerten.
Welche Auswirkungen werden neue Gaskraftwerke auf den künftigen Ausbau der Windenergie haben?
Rund 4 GW an GuD-Kraftwerkskapazität, die bis 2028 in Betrieb geht, könnte die Großhandelspreise in den frühen Jahren des erneuerbaren Energienanlaufs drücken und die projizierten Windenergie-Erlösströme verringern.
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