Marktgröße und Marktanteil des portugiesischen Windenergiemarkts – Wachstumstrends und Prognose (2026–2031)

Marktübersicht

Portugal Windenergiemarkt Markt Übersicht und Kennzahlen

Studienzeitraum	2021 - 2031
Prognosedatenzeitraum	2026 - 2031
Historischer Datenzeitraum	2021 - 2024
Marktvolumen (2026)	7 Gigawatt
Marktvolumen (2031)	10.75 Gigawatt
Wachstumsrate (2026 - 2031)	8.96 %
Marktkonzentration	Mittel
Hauptakteure *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert Bild © Mordor Intelligence. Wiederverwendung erfordert Namensnennung gemäß CC BY 4.0.

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Markttrends und Erkenntnisse zur Windenergie in Portugal

Sinkende Stromgestehungskosten (LCOE) für Onshore- und Offshore-Projekte

Die Auktionsabrechnungspreise für Onshore-Windenergie engten sich im Jahr 2024 auf EUR 40-50 /MWh ein, wodurch Neubauten selbst vor Berücksichtigung von CO₂-Kosten günstiger sind als Gas-Kombikraftwerke.^[1] Die Stromgestehungskosten (LCOE) für schwimmende Windenergie liegen noch zwischen EUR 80-120 /MWh, doch die Serienfertigung von halbversenkbaren Schwimmkörpern könnte die Kosten um 30 % senken, sobald die erste 1-GW-Tranche vergeben wird. Repowering erzeugt zusätzliche Einsparungen: Der Ersatz von 2-MW-Anlagen durch 6-MW-Modelle auf bestehenden Standorten reduziert die Nebenkosten (Balance-of-System) um 40 % und verdoppelt den Energieertrag. Die Zinssatznormalisierung seit Ende 2024 hat die Fremdkapitalkosten um 50-100 Basispunkte gesenkt und die internen Projektrenditen verbessert. Materialpreisinflation hält jedoch an, wobei Neodymoxid bei rund USD 55,40/kg notiert und China 90 % der Seltenerd-Verarbeitung kontrolliert.^[2]

EU-RepowerEU-Windenergiekapazitätsziele 2025-2030

Portugals Nationaler Energie- und Klimaplan vom Dezember 2024 verpflichtet sich zu einem erneuerbaren Anteil von 51 % bis 2030 und 80 % erneuerbarem Strom bis 2026, was eine jährliche Neukapazität von rund 800 MW Wind impliziert - doppelt so hoch wie die historischen Ausbauraten.^[3] Zu den Reformen gehören ein einheitliches Genehmigungsportal (One-Stop-Shop) und die Abschaffung von Umweltverträglichkeitsprüfungen, wodurch die Genehmigungszeiten von 5-7 Jahren auf rund 2-3 Jahre reduziert werden. Die digitale Lizenzierung ist für das zweite Quartal 2026 geplant und wird durch Mittel aus dem Aufbau- und Resilienzplan der Europäischen Kommission unterstützt. Die Netzkapazität hinkt hinterher: REN bestätigt, dass unter der derzeitigen Infrastruktur nur 24 % der in der Warteschlange befindlichen erneuerbaren Energien angeschlossen werden können. Die auf Ende 2025 verschobene Offshore-Ausschreibung wird den Investorenappetit angesichts der Risikoprämien für schwimmende Windenergie auf die Probe stellen.

Boom bei Unternehmens-Stromabnahmeverträgen (Corporate PPAs) durch Rechenzentren und Technologieunternehmen

Amazons 219-MW-Stromabnahmevertrag (PPA) mit Iberdrola im Februar 2025 eröffnete die Hyperscale-Beschaffung in Portugal und sicherte langfristige Preissicherheit für Cloud-Betriebe. EDPs Plan für 2026-2028 sieht EUR 7,5 Milliarden für iberische erneuerbare Energien vor, wobei die Elektrifizierung von Rechenzentren als Wachstumshebel genannt wird. Die gewerbliche und industrielle Nachfrage wächst mit einer CAGR von 16,5 %, da Unternehmen Zusätzlichkeit anstreben und sich gegen die Volatilität absichern, die während der Dunkelflaute-Ereignisse im Jahr 2024 offenbar wurde (IEA.ORG). Die Regelungen für virtuelle Stromabnahmeverträge (virtuelle PPAs) hinken dem Reifegrad Spaniens hinterher, was das Bilanzierungskostenrisiko erhöht; Gesetzesdekret 99/2024 hat jedoch die Entfernungsradien für die Energieteilung verdoppelt, sodass mittelständische Unternehmen nahegelegene Windparks ohne Netzentgelte nutzen können.

Grüner Wasserstoff-Exportkorridor Hafen Sines

GreenH2Atlantics 100-MW-Elektrolyseur, der mit EUR 30 Millionen aus dem EU-Innovationsfonds gefördert wird, wird jährlich 450 GWh erneuerbarer Energie aufnehmen und Wasserstoff über umgerüstete Pipelines nach Nordeuropa exportieren. Direktleitungen ermöglichen es Windparks, abgeregelten Strom zu monetarisieren, ohne auf Netzaufrüstungen warten zu müssen - ein Vorteil in den überlastungsanfälligen Regionen Centro und Norte. Das Europäische Wasserstoff-Backbone sieht bis 2040 ein 1.200 km langes portugiesisches Leitungsnetz vor, obwohl die Tarifharmonisierung noch aussteht. Sollte sich Sines bis 2027 als zuverlässig erweisen, könnten Elektrolyseur-Ergänzungen von 500-1.000 MW realisiert werden, wodurch sich der windgekoppelte Abnahmeumfang effektiv verdoppeln würde.

Begrenzte Onshore-Flächenverfügbarkeit und Genehmierungsengpässe

Konkurrierende Flächennutzungen und gesellschaftlicher Widerstand schränken neue Standorte ein; die Gesetzgebung vom Januar 2025 hat jedoch Umweltverträglichkeitsprüfungen für erneuerbare Energien abgeschafft und die Genehmigungszeiten halbiert. ENSPRESO 2 zeigt, dass das Onshore-Potenzial sich verdoppeln könnte, wenn Abstandsregelungen optimiert werden, obwohl gelockerte Pufferzonen lokalen Widerstand riskieren. Repowering auf bestehenden Standorten umgeht die Neuflächenakquisition, muss jedoch aktualisierte Lärmschutzstandards erfüllen. Ein auf 500 Mitarbeiter ausgelegter einheitlicher Genehmigungsschalter (One-Stop-Shop), der für das zweite Quartal 2026 geplant ist, zielt auf eine Zentralisierung der Genehmigungen ab, doch bleibt die kommunale Koordination entscheidend.

Netzüberlastung in den Regionen Centro und Norte

REN gibt an, dass heute nur 24 % der in der Warteschlange befindlichen erneuerbaren Energien angeschlossen werden können, was eine 4,15-fache Erweiterung des Programms zur Beschleunigung erneuerbarer Anschlüsse (ARC) erforderlich macht. Der EUR 3,6 Milliarden umfassende Netzausbauplan bis 2028 zielt auf neue Umspannwerke und 400-kV-Leitungen ab, doch die Bauzeiten betragen durchschnittlich 4-6 Jahre. Abregelung hat 2024 3-5 % der potenziellen Windproduktion vernichtet, und spanische Interkonnektoren haben 15 % des Jahres ihre Kapazitätsgrenzen erreicht, was negative iberische Preise auslöste. Hybrid-Wind-Solar-Batterie-Projekte, die in den Ausschreibungen 2026 priorisiert werden, verringern den Knotenstress, doch bleibt die Übertragung bis 2030 der bindende Engpass.

*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-Ambitionen treffen auf Onshore-Pragmatismus

Onshore-Anlagen repräsentierten im Jahr 2025 einen Marktanteil von 99,6 % am portugiesischen Windenergiemarkt und werden bis 2031 mit 8,9 % wachsen, gestützt durch Repowering und größere Turbinen ab 6 MW. Der Zuwachs der Marktgröße des portugiesischen Windenergiemarkts allein im Onshore-Bereich wird für den Zeitraum 2025–2031 auf 3,75 GW prognostiziert. Die Offshore-Kapazität war 2024 vernachlässigbar, doch das im Februar 2025 verabschiedete PAER legte 9,4 GW Schwimmwindkraftzonen fest, was ausreicht, um das 2-GW-Ziel für 2030 selbst nach einer Flächenreduzierung von 15 % zu erreichen.

Schwimmwindprojekte weisen höhere Stromgestehungskosten und eine Abhängigkeit von Differenzverträgen auf, erschließen jedoch Wachstum in einem flächenbeschränkten Land. Ocean Winds und Principle Power beabsichtigen, die Erfahrungen aus WindFloat Atlantic bei der Auktion Ende 2025 zu nutzen, während sich der Hafen von Sines als Fertigungszentrum mit Tiefwassermontage und Anreizen für lokale Wertschöpfung positioniert.^[4]

Nach Turbinenleistung: Der Wendepunkt bei 6 MW

Turbinen unter 3 MW decken noch immer 52,5 % der installierten Einheiten ab, doch Anlagen über 6 MW verzeichneten im Jahr 2025 eine CAGR von 27,9 % und werden bis 2031 bei Neubauten dominieren und den größten Anteil am Wachstum der Marktgröße des portugiesischen Windenergiemarkts auf sich vereinen. Direktantrieb-Modelle mit 10–15 MW eignen sich für Schwimmfundamente, trotz eines um 30–40 % höheren Seltenerdelementbedarfs. Das 3–6-MW-Segment füllt Repowering-Lücken, wo Logistik- oder Luftfahrtvorschriften die Nabenhöhe begrenzen, schrumpft jedoch nach 2028, wenn sich Blattransportkorridore verbessern und modulare Turmkonzepte verbreiten.

Längere Rotorblätter belasten die Straßeninfrastruktur; daher werden Turmbasismontage in Häfen und segmentierte Blattdesigns untersucht. Die Abhängigkeit von Seltenerdelementen treibt Forschung und Entwicklung elektrisch erregter Generatoren voran, eine Kommerzialisierung ist jedoch vor 2030 unwahrscheinlich.

Nach Anwendung: Unternehmens-Beschaffung verändert Abnahmemodelle

Versorgungsanlagen im Großmaßstab hielten im Jahr 2025 einen Anteil von 62 %, doch die Gewerbe- und Industrienachfrage soll das Wachstum der Versorgungsanlagen mit einer CAGR von 15,3 % dreifach übertreffen, da Hyperscaler und Hersteller langfristige Stromabnahmeverträge abschließen. Die Marktgröße des portugiesischen Windenergiemarkts im Zusammenhang mit Unternehmens-Stromabnahmeverträgen könnte bis 2030 1 GW überschreiten, angetrieben durch Rechenzentrumscluster in der Nähe von Lissabon und Porto, die langfristige Preissicherheit schätzen.

Gemeinschaftsprojekte bleiben bescheiden, gewinnen jedoch unter dem Decreto-Lei 99/2024 an Bedeutung, das die Energieteilungsradien in dünn besiedelten Gebieten auf 40 km ausgeweitet hat. Die Hybridisierung mit Solar- und Speichertechnologien bindet auch kleine Gemeinden in die Wertschöpfungskette ein, obwohl Finanzierungsmodelle für Genossenschaften nach wie vor von EU-Wiederaufbaufördermitteln abhängen.

Geografische Analyse

Centro und Norte beherbergen den Großteil der bestehenden Kapazität, leiden jedoch unter der stärksten Netzüberlastung: Nur ein Viertel der in der Warteschlange befindlichen Projekte kann unter dem aktuellen Programm zur Beschleunigung erneuerbarer Anschlüsse (ARC) angeschlossen werden. EUR 3,6 Milliarden an Netzaufrüstungen bis 2028 zielen auf neue 400-kV-Hochspannungsleitungen ab, doch die Inbetriebnahmetermine liegen mehrere Jahre hinter den Windausbau-Zeitplänen zurück. Südportugal nutzt die Tiefwasserberths des Hafens Sines und den GreenH2Atlantic-Elektrolyseur, der jährlich 450 GWh über Direktleitungen aufnimmt, Engpässe umgeht und Exportwege nach Deutschland und in die Niederlande schafft.

Offshore-Zonen mit einer Gesamtfläche von 2.000 km² - Viana do Castelo, Leixões, Figueira da Foz, Sines - ermöglichen schwimmende Fundamente in Tiefen von 75-500 m und erweitern die Entwicklungsperspektiven dort, wo Onshore-Flächen knapp sind. Viana do Castelo und Leixões profitieren von der Nähe zur Industriebasis Portos für die Lokalisierung der Lieferkette, während Sines Synergien aus Wasserstoff und Fertigung integriert. Spanische Interkonnektoren erreichten im Jahr 2024 an 15 % der Zeit ihre technischen Grenzen, was die iberische Preisvolatilität verstärkte und den Bedarf an der geplanten 1-GW-Portugal-Frankreich-Leitung bis 2029 unterstreicht.