Marktgröße und Marktanteil des südamerikanischen Windturbinenmarkts – Wachstumstrends und Prognose (2026–2031)

Trends und Erkenntnisse des südamerikanischen Windturbinenmarkts

Sinkende nivellierte Stromgestehungskosten machen Onshore-Wind zur günstigsten regelbaren Ressource der Region

Niedrigere Onshore-Erzeugungskosten bleiben eine der deutlichsten Stützen für die neue Turbinennachfrage in der Region. Brasiliens nivellierte Stromgestehungskosten für Onshore-Wind sanken im Jahr 2024 auf USD 0,025/kWh, und der brasilianische Windpark erzielte Kapazitätsfaktoren von 56 %, was deutlich über dem globalen Onshore-Durchschnitt liegt ^{[1]Internationale Agentur für Erneuerbare Energien, „Kosten der erneuerbaren Stromerzeugung im Jahr 2024”, Internationale Agentur für Erneuerbare Energien, irena.org}. Diese Kostenposition ist wichtig, weil sie Entwicklern Spielraum gibt, Projekterträge zu erhalten, selbst wenn die Finanzierung teuer bleibt oder der Netzzugang weniger vorhersehbar wird. Sie hält Onshore-Projekte auch in Beschaffungsrunden und bilateralen Verträgen wettbewerbsfähig, insbesondere in Brasiliens Nordosten und anderen windreichen Korridoren. Für den südamerikanischen Windturbinenmarkt bedeutet dies, dass der Basisfall für neue Installationen nach wie vor durch die Onshore-Wirtschaftlichkeit und nicht allein durch politische Unterstützung bestimmt wird.

Erneuerbare Energien-Stromabnahmeverträge und Ausschreibungspipeline verlängern die Vertragssicherheit über staatliche Abnahmen hinaus

Die Nachfragebasis für neue Windprojekte wird breiter als das frühere Modell, das hauptsächlich von staatlich geführten Ausschreibungen abhing. Unternehmenskäufer, Industrienutzer und große Betreiber digitaler Infrastruktur übernehmen eine größere Rolle bei der langfristigen Beschaffung erneuerbarer Energien, was Entwicklern mehr als einen Weg zu Vertragseinnahmen eröffnet. Amazon kündigte eine Investition von mehr als USD 4 Milliarden an, um bis Ende 2026 eine AWS-Infrastrukturregion in Chile zu starten, wobei erneuerbare Energie Teil des Betriebsmodells für diesen Standort ist. ^{[2]Amazon, „Amazon investiert mehr als 4 Milliarden USD für den Start einer Infrastrukturregion in Chile”, Amazon, press.aboutamazon.com} Dies ist für die Projektentwicklung wichtig, weil ein tieferer Käuferpool Windkapazitätszubauten auch dann unterstützen kann, wenn die staatliche Beschaffung nachlässt. Im südamerikanischen Windturbinenmarkt verbessert diese Veränderung die Vertragsvielfalt und begünstigt Entwickler, die Winderzeugungs­profile mit den Bedürfnissen großer, kreditwürdiger Abnehmer abstimmen können.

Grüner-Wasserstoff-Exportzentren bündeln Windinfrastruktur an hafennahen Standorten

Grüner Wasserstoff schafft eine neue Nachfrageschicht für Windkapazität in Teilen Südamerikas mit starken Ressourcen und Exportzugang. Bei diesen Projekten werden Windparks zunehmend als dedizierte Erzeugung für die Elektrolyse und nicht als einfache netzgebundene Anlagen geplant. Diese Unterscheidung ist wichtig, weil sie verändert, wie Entwickler über Standortwahl, Übertragungsabhängigkeit und Abnahmerisiko nachdenken. Sie macht auch Hafenregionen und Industriekorridore attraktiver, da der Wert der Erzeugung mit der Exportproduktion statt allein mit Großhandelsstrompreisen verknüpft werden kann. Für den südamerikanischen Windturbinenmarkt könnte dieses aufkommende Nachfragemodell größere Turbinenbestellungen in Gebieten unterstützen, in denen der Eigenverbrauch Erzeugung aufnehmen kann, die andernfalls Abregelungen ausgesetzt wäre.

Durch Rechenzentren ausgelöste Übertragungsaufrüstungen erzeugen inkrementelle Windnachfrage

Digitale Infrastruktur fügt eine neue Quelle der Stromnachfrage hinzu, die gut zur großmaßstäblichen Beschaffung erneuerbarer Energien passt. Amazons Investition in Chile zeigt, dass die Hyperscale-Expansion nun direkt mit der Beschaffung erneuerbarer Energien verknüpft ist, was den Fall für neue Windkapazität rund um wichtige Lastzentren und Korridore für digitale Infrastruktur stärkt. Dies ist über direkte Stromverkäufe hinaus wichtig, weil große, langfristige Käufer auch dazu beitragen können, Übertragungsaufrüstungen und Netzverbindungen zu rechtfertigen, von denen umliegende erneuerbare Projekte profitieren. In der Praxis beginnt die Rechenzentrumsn­achfrage nicht nur als Abnahmequelle, sondern auch als Katalysator für breitere Systeminvestitionen eine Rolle zu spielen. Das macht den südamerikanischen Windturbinenmarkt stärker mit digitalen Investitionszyklen verbunden als noch vor wenigen Jahren.

Netzüberlastung schafft strukturelles Ertragsrisiko im gesamten Windgürtel Nordostbrasiliens

Netzüberlastungen in Nordostbrasilien bleiben die wichtigste Betriebseinschränkung für Windprojekte im Versorgungsmaßstab. Die Abregelungsverluste für Wind- und Solaranlagen stiegen im Jahr 2025 um 220 % und erreichten 32,9 Millionen MWh, was zeigt, wie schnell sich das Problem von einer lokalen Betriebsherausforderung zu einem breiteren Investitionsanliegen entwickelt hat. Der Markteffekt ist klar, auch ohne jede verlorene Megawattstunde einem einzelnen Projekt zuzuordnen, da Kreditgeber, Originalhersteller und Entwickler nun eine schwächere Auslastung in Gebieten einkalkulieren müssen, die einst als die sichersten Windkorridore galten. Deshalb wächst der südamerikanische Windturbinenmarkt noch immer, jedoch mit stärkerem Augenmerk auf Standortqualität, lokale Nachfragekopplung und das Tempo der Übertragungsverstärkung.

Währungsvolatilität und hohe Kapitalkosten wirken als strukturelle Barriere für ausländische Investitionen

Die Finanzierungsbedingungen bleiben in mehreren südamerikanischen Ländern eine strukturelle Herausforderung, insbesondere dort, wo langfristige Absicherungen dünn und lokale Währungen volatil sind. Dies ist für Wind wichtig, weil Projekte kapitalintensiv sind, die Lebensdauer der Anlagen lang ist und die Finanzierungsbedingungen die Gesamtprojekterträge ebenso stark beeinflussen wie die Turbinenleistung. Die Interamerikanische Entwicklungsbank und die Zentralbank Brasiliens unterzeichneten im November 2025 eine Vereinbarung, um im Rahmen des Programms Eco Invest Brasil bis zu USD 3,4 Milliarden an Devisenabsicherungsinstrumenten freizuschalten, das darauf ausgelegt war, das Währungsrisiko für private Investoren in erneuerbaren Projekten zu reduzieren. ^{[3]Interamerikanische Entwicklungsbank, „Vereinbarung zwischen der Interamerikanischen Entwicklungsbank und der brasilianischen Zentralbank schaltet 3,4 Milliarden USD an Devisenabsicherung frei, um private Investitionen zu mobilisieren”, Interamerikanische Entwicklungsbank, iadb.org} Selbst mit dieser Unterstützung trägt die Region noch immer eine Finanzierungslast, die höher ist als in reifen Windmärkten, was Investitionsentscheidungen verzögern oder den Umfang von Beschaffungspaketen verringern kann. Für den südamerikanischen Windturbinenmarkt ergibt sich daraus ein Wachstumsmuster, das positiv bleibt, aber empfindlicher gegenüber Länderrisiken, lokalen Kapitalkosten und der Disziplin bei der Projektstrukturierung ist.

*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 Installationsstandort: Onshore dominiert die Basis, Offshore gestaltet die Wachstumsgeschichte neu

Onshore repräsentierte im Jahr 2025 90,6 % der installierten Basis, was es fest in den Mittelpunkt der Turbinennachfrage in der gesamten Region stellte. Dieser Teil des südamerikanischen Windturbinenmarkts profitiert weiterhin von etablierten landbasierten Entwicklungskorridoren in Brasilien, Argentinien und Chile, wo Windressourcen stark sind und das Liefermodell Kreditgebern und Versorgungsunternehmen bereits vertraut ist. Onshore-Projekte passen auch besser zu bestehenden Fertigungs- und Logistiknetzwerken als Offshore-Projekte, was dazu beiträgt, die Kostenwettbewerbsfähigkeit zu erhalten, wenn sich die Versorgungsbedingungen verschärfen. Dieser Vorteil ist besonders wichtig in einer Region, in der lokaler Inhalt, Finanzierungszugang und Transportdurchführung die Bankfähigkeit von Projekten fast ebenso stark beeinflussen können wie die Turbinentechnologie.

Offshore beginnt von einer viel kleineren Basis, wird aber bis 2031 voraussichtlich mit einer CAGR von 18,1 % wachsen, was es zur am schnellsten wachsenden Installationskategorie im südamerikanischen Windturbinenmarkt macht. Der Wachstumsfall stützt sich auf künftige Plattformskalierung, einen sich formalisierenden politischen Rahmen in Brasilien und zunehmendes Interesse an küstennahen Industrieclustern, die im Laufe der Zeit Offshore-Strom nutzen könnten. Dennoch wird Offshore während des größten Teils des Prognosezeitraums ein kleinerer Umsatzpool als Onshore bleiben, da es noch Hafenbereitschaft, Tiefe der Lieferkette und Projektumsetzungserfahrung benötigt. Der wichtigste kurzfristige Effekt ist daher strategischer als volumetrischer Natur, da Offshore verändert, wie Originalhersteller, Entwickler und Regierungen über künftige Fertigung, Servicekapazitäten und Küsteninfrastruktur nachdenken.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar

Nach Nennleistung: Große Turbinen führen, sehr große Plattformen gewinnen an Boden

Große Turbinen im Bereich 1–5 MW entfielen im Jahr 2025 auf 45,7 % des Marktes, was widerspiegelt, wie die meisten regionalen Windprojekte im vergangenen Jahrzehnt gebaut wurden. Diese installierte Basis hält das Segment wichtig, weil Flottenvertrautheit, Servicekapazitäten und Finanzierungskomfort für diese Leistungsklasse bereits vorhanden sind. In der Praxis gibt dies Entwicklern einen stabilen Referenzpunkt, wenn sie neue Beschaffungsentscheidungen in Brasiliens Nordosten, Patagonien und Chiles Windkorridoren bewerten. Es bedeutet auch, dass die Klasse der großen Turbinen die meisten kurzfristigen Auftragsaktivitäten verankert, selbst wenn Entwickler nach größeren Maschinen suchen.

Das Segment über 5 MW wird voraussichtlich das schnellste Wachstum mit einer CAGR von 13,8 % verzeichnen, angetrieben durch die Suche nach höherem Ertrag pro Einheit, weniger Turbinen pro Projekt und besserer Wirtschaftlichkeit bei großen Greenfield-Entwicklungen. Goldwinds erste Überseesfabrik in Brasilien begann 2024 mit der Produktion von Turbinen im Bereich 5,3 MW bis 7,5 MW, was zeigte, dass sich das regionale Versorgungsbild an Maschinen mit höherer Kapazität anzupassen beginnt. Die südamerikanische Windturbinenbranche bewegt sich daher auf eine breitere Mischung von Leistungsklassen zu, aber der Wandel wird schrittweise erfolgen, da Entwickler die Turbinengröße noch gegen Logistik, Standortbedingungen und verfügbare Netzkapazität abwägen müssen. Im Laufe des Prognosezeitraums sollte die Kategorie der sehr großen Turbinen hauptsächlich bei Projekten Marktanteile gewinnen, bei denen stärkere Leistung und geringere Systemintensität die Ausführungskomplexität größerer Komponenten aufwiegen können.

Nach Achstyp: Horizontale Achse dominiert, vertikale Achse findet ihre Nische

Turbinen mit horizontaler Achse hielten im Jahr 2025 90,1 % der installierten Basis, was sie zum klaren Standard für die Bereitstellung im Versorgungsmaßstab in der gesamten Region macht. Diese Position ist in etablierten Lieferketten, bewährter Betriebsleistung und der Tatsache verwurzelt, dass die meisten Entwickler, Betreiber und Kreditgeber bereits wissen, wie diese Technologie zu zeichnen ist. Im südamerikanischen Windturbinenmarkt macht dieser Vorteil der installierten Basis eine Verdrängung schwierig, weil die Technologie bereits in Servicenetzwerke, Ersatzteilplanung und Projektdesignstandards eingebettet ist. Es bedeutet auch, dass die meiste Volumennachfrage während des Prognosezeitraums an Plattformen mit horizontaler Achse gebunden bleiben wird.

Turbinen mit vertikaler Achse werden voraussichtlich mit einer CAGR von 12,5 % wachsen, aber sie wachsen von einer viel kleineren Basis aus und bleiben auf engere Anwendungsfälle fokussiert. Ihre Rolle ist am stärksten in dezentralen Umgebungen, in denen Platz-, Lärm- oder städtische Standortbeschränkungen konventionelle Maschinen weniger praktikabel machen. Dies hält sie für kleinere gewerbliche, ländliche und Mikronetz-Anwendungen relevant, anstatt für regionale Ergänzungen im Versorgungsmaßstab. Die südamerikanische Windturbinenbranche könnte daher eine stetige Ausweitung der Nachfrage nach Turbinen mit vertikaler Achse erleben, aber sie wird eher eine Ergänzung zur Hauptflotte als ein Ersatz dafür bleiben.

Nach Komponente: Rotorblätter führen beim Wertanteil, Leistungselektronik entwickelt sich zum technologischen Wettbewerbsfeld

Rotorblätter entfielen im Jahr 2025 auf 31,3 % des Werts der installierten Basis, was sie zur größten Komponentenkategorie in der Region machte. Dieser Anteil spiegelt sowohl ihr Kostengewicht innerhalb einer Turbine als auch die logistische Schwierigkeit wider, große Blätter über weite Strecken zu Binnenlandprojektstandorten zu transportieren. Im südamerikanischen Windturbinenmarkt bleibt die Blattnachfrage eng mit der lokalen Fertigungsgesundheit verknüpft, da Stillstände, Umstrukturierungen oder Transportengpässe Lieferpläne und Kostenplanung schnell stören können. Dies ist ein Grund, warum die Komponentenstrategie bei der Bewertung des Projektzeitplans durch Entwickler ebenso wichtig ist wie die Turbinenauswahl.

Leistungselektronik und Steuerungssysteme werden bis 2031 voraussichtlich mit einer CAGR von 11,8 % wachsen, was auf eine stärker softwareorientierte Wettbewerbsphase hindeutet. Da die Netzbedingungen weniger vorhersehbar werden und die Speicherintegration relevanter wird, legen Entwickler größeren Wert auf Steuerung, Überwachung und Systemflexibilität. Dieser Trend ist wichtig, weil er einen Teil der Wettbewerbsdiskussion weg von den reinen Hardwarekosten hin zu der Frage verlagert, wie gut eine Turbine unter Abregelungs-, Rampen- und Stromqualitätsanforderungen betrieben werden kann. Der südamerikanische Windturbinenmarkt wird daher wahrscheinlich eine wachsende Differenzierung bei Komponentenpaketen erleben, insbesondere dort, wo Entwickler eine engere Netzeinhaltung und eine stärkere betriebliche Transparenz benötigen.

Nach Endverwendungsanwendung: Versorgungsmaßstab verankert das Volumen, Gewerbe- und Industrieverträge gestalten die Risikoallokation neu

Projekte im Versorgungsmaßstab repräsentierten im Jahr 2025 84,9 % der Endverwendungsnachfrage, was bestätigt, dass die große zentralisierte Beschaffung nach wie vor die Volumenbasis des Marktes definiert. Dieser Anteil spiegelt die Skalenvorteile wichtiger Windkorridore und die Tatsache wider, dass die regionalen Projektökonomien am besten funktionieren, wenn große Standorte rund um hohe Ressourcenqualität entwickelt werden können. Im südamerikanischen Windturbinenmarkt wird der Versorgungsmaßstab die wichtigste Umsatzmaschine bleiben, weil die installierte Basis, das Finanzierungsmodell und die Betriebserfahrung alle große Projekte begünstigen. Es hält auch die Entwickler- und Originalherstellerlandschaft eng an Netzplanung, Landzugang und Übertragungszeitplan gebunden.

Die Gewerbe- und Industrienachfrage expandiert schneller, mit einer prognostizierten CAGR von 14,2 % bis 2031. Die Finanzierung des 185,6-MW-Windparks Olavarría von PCR in Argentinien durch die Internationale Finanz-Corporation zeigte, wie unternehmensgebundene Projektstrukturen an Relevanz gewinnen, insbesondere wenn Industrienutzer sauberere Energie und mehr direkte Kontrolle über die Versorgung benötigen. ^{[4]Internationale Finanz-Corporation, „Internationale Finanz-Corporation unterstützt wegweisendes Windkraft- und Übertragungsprojekt in Argentinien”, Internationale Finanz-Corporation, ifc.org} Dieser Teil des südamerikanischen Windturbinenmarkts wächst, weil er die Abhängigkeit von einem einzigen Beschaffungsmodell verringert und die Nachfrage aus Fertigung, Bergbau, digitaler Infrastruktur und Eigenversorgungsvereinbarungen erschließt. Die Wohn- und Mikronetz-Nachfrage bleibt kleiner, ist aber in abgelegenen Gebieten, wo Hybridsysteme der praktische Weg zu neuem Stromzugang sein können, noch immer relevant.

Geografische Analyse

Brasilien entfiel im Jahr 2025 auf 59,2 % des Marktes, was es als klaren Anker der regionalen Nachfrage beibehielt. Brasilien hielt auch 59,2 % des Marktanteils am südamerikanischen Windturbinenmarkt im Jahr 2025, unterstützt durch einige der stärksten Onshore-Wirtschaftlichkeiten der Welt. Brasiliens nivellierte Stromgestehungskosten für Onshore-Wind erreichten im Jahr 2024 USD 0,025/kWh, und die Kapazitätsfaktoren stiegen auf 56 %, was die Rolle des Landes als wichtigstes Volumenzentrum für den südamerikanischen Windturbinenmarkt festigte. Erneuerbare Quellen machten 84,6 % von Brasiliens Strommix aus, und Wind allein trug 2024 15 % zur Erzeugung bei. Brasiliens aktualisierter Klimaplan unterstützt auch weiterhin den Windausbau, indem er Emissionsreduzierungsziele mit der Entwicklung von Offshore-Wind und kohlenstoffarmem Wasserstoff verknüpft. 

Chile ist die am schnellsten wachsende Geografie mit einer prognostizierten CAGR von 12,1 % bis 2031. Der Windausblick des Landes wird durch eine tiefe Projektpipeline, bessere politische Dynamik und eine wachsende Rolle erneuerbarer Energie in der Industrie- und Digitalnachfrage unterstützt. Chiles Ministerrat räumte im März 2026 Verwaltungseinsprüche gegen 3 ins Stocken geratene erneuerbare Projekte aus, was die Sichtbarkeit für verzögerte Investitionen verbesserte und eine festere Genehmigungshaltung zeigte. Amazons Plan, bis Ende 2026 eine AWS-Infrastrukturregion in Chile zu starten, fügt eine weitere Quelle langfristiger erneuerbarer Nachfrage hinzu, die den südamerikanischen Windturbinenmarkt in diesem Land unterstützt.

Argentinien und Kolumbien sind heute noch kleiner, bieten aber beide bedeutendes Aufwärtspotenzial für den südamerikanischen Windturbinenmarkt, wenn Ausführungsrisiken gut gemanagt werden. Argentinien profitiert von sehr starken Windbedingungen, insbesondere in Patagonien, und Projektfinanzierungsstrukturen werden praktikabler, wenn multilaterale Unterstützung vorhanden ist. Die Finanzierung des Olavarría-Projekts durch die Internationale Finanz-Corporation im März 2026 zeigte, dass bankfähige Windindvestitionen in Argentinien noch vorankommen können, wenn Übertragung und Finanzierung sorgfältig gebündelt werden. Kolumbien hat eine kleinere installierte Basis, aber seine Windszukunft hängt noch stark von La Guajira ab, wo die Ressourcenqualität hoch ist und die Projektsequenzierung eng mit sozialer Konsultation und Übertragungsbereitschaft verknüpft ist. In beiden Ländern ist die Chance real, aber das Wachstumstempo wird weniger vom Ressourcenpotenzial als von Finanzierungsstabilität, Genehmigungskonsistenz und der Fähigkeit abhängen, große Pläne in betriebliche Anlagen umzuwandeln.