Marktgröße und Marktanteil der Windenergie in Südkorea – Wachstumstrends und Prognose (2026–2031)

Marktübersicht

Südkorea Windenergiemarkt Markt Übersicht und Kennzahlen

Studienzeitraum	2021 - 2031
Prognosedatenzeitraum	2026 - 2031
Marktgröße im Basisjahr (2025)	2.42 Gigawatt
Marktvolumen (2026)	3.27 Gigawatt
Marktvolumen (2031)	14.73 Gigawatt
Wachstumsrate (2026 - 2031)	35.10 %
Marktkonzentration	Niedrig
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 Einblicke

Green New Deal und 9. Grundplan mit Vorgabe von 12 GW Offshore bis 2030

Die politische Abstimmung zwischen dem Green New Deal-Konjunkturprogramm und dem 9. Grundplan setzt ein verbindliches Ziel zur Installation von 12 GW Offshore-Wind bis 2030 – ein 85-facher Sprung gegenüber der bestehenden Basis von 142 MW. Dieses gesetzliche Ziel verpflichtet den Netzbetreiber zur Finanzierung von Übertragungsausbaumaßnahmen, während das geplante Sondergesetz zur Windenergie ein konsolidiertes Genehmigungsverfahren und klare Servicelevel-Zeitpläne verspricht. Das 75 Billionen KRW umfassende Investitionsprogramm der Provinz Jeollanam-do unterstützt die lokale Hafenvertiefung, den Ausbau von Umspannwerken und die Einrichtung von Ausbildungszentren, die die Bauvorlaufzeiten verkürzen. Die politische Verknüpfung mit dem nationalen Wasserstoff-Fahrplan hat den Erlösmix erweitert, da Offshore-Projekte Elektrolyseure für grünen Wasserstoff versorgen werden, die in den Industriezonen Sinan und Mokpo angesiedelt sind. Die staatlich koordinierte Steuerung reduziert die Abnahmerisiken und senkt die Kapitalkosten-Aufschläge für private Projektentwickler. Diese Maßnahmen verankern den mittelfristigen Aufschwung im Ausblick auf den südkoreanischen Windenergiemarkt.

Schwimmwind-Testfeld vor Ulsan zur Reduzierung des Tiefsee-Projektrisikos

Ein vom Korea Research Institute of Ships & Ocean Engineering betriebenes 1-GW-Schwimmwind-Testfeld validiert Verankerungssysteme, die Taifunlasten und 60-Meter-Wellen standhalten, und reduziert damit das Risiko künftiger Installationen in Koreas steil abfallenden Kontinentalschelfgewässern.^[1] Prototypenversuche bestätigen, dass 15-MW-Turbinen auf halbgetauchten Schwimmkörpern die Strukturvorschriften erfüllen, und die Nähe zu den Werften in Ulsan senkt die Plattformtransportkosten um 30 %. Die Übernahme des 1,125-GW-Projekts MunmuBaram durch Hexicon nach dem Rückzug von Shell verdeutlicht das anhaltende ausländische Interesse an Schwimmwindprojekten.^[2] Eine erfolgreiche Skalierung wird mehr als 300 % zusätzliche technisch nutzbare Fläche entlang der Ostküste erschließen und das langfristige Wachstum des südkoreanischen Windenergiemarkts stärken.

Unternehmensseitige PPAs von koreanischen Technologiekonzernen zur Erschließung langfristiger Abnahme

Direkte PPAs, die 2021 eingeführt wurden, beseitigen das Monopol der Korea Electric Power Corporation, indem sie großen Unternehmen ermöglichen, Strom direkt von Erzeugern zu beziehen. Hyundai Motor hat bereits 610 GWh jährlich für zwanzig Jahre gesichert – ein Vertrag im Wert von rund 500 Millionen USD.^[3] Samsung Electronics, LG Chem und eine wachsende Gruppe von Rechenzentrumsbetreibern reihen sich mit ähnlichen Beschaffungsvorhaben ein, wobei sie jedes Mal die Volatilität von Erneuerbare-Energien-Zertifikaten umgehen und Kreditgebern eine zwanzigjährige Cashflow-Transparenz bieten. Die Unternehmensnachfrage verändert die Ausschreibungsdynamik: Projektentwickler, die ihre Projekte auf PPA-Fenster abstimmen, sichern sich niedrigere Finanzierungsaufschläge und ermöglichen so schnellere Bauzeitpläne. Diese Verträge verleihen dem südkoreanischen Windenergiemarkt daher kurzfristig Schwung.

Jeju-Initiative „Kohlenstofffreie Insel 2030” zur Beschleunigung des Onshore-Repowerings

Jeju hat sich das verbindliche Ziel gesetzt, bis 2030 den gesamten Strombedarf aus erneuerbaren Energien zu decken, wobei Wind voraussichtlich rund 60 % der Zielkapazität liefern soll. Die begrenzte Landverfügbarkeit hat die Aufmerksamkeit auf das Repowering gelenkt – den Ersatz von 2-MW-Altanlagen durch 6-MW-Modelle auf bestehenden Fundamenten unter Wiederverwendung der Netzanschlussrechte. Frühe Installationen zeigen, dass die Kapazitätsfaktoren um 15 Prozentpunkte steigen, während integrierte Speicher das Abregelungsrisiko reduzieren. Der Erfolg von Jeju stärkt die gesellschaftliche Akzeptanz und wird voraussichtlich ähnliche Repowering-Programme auf den Archipelen Ulleung und Chuja anleiten. Repowering hält die Entwicklungskosten niedriger als Neubauprojekte und stärkt die mittelfristigen Rückenwinde im südkoreanischen Windenergiemarkt.

Genehmigungsengpässe durch das „One-Stop”-Umweltverträglichkeitsprüfungssystem verzögern die endgültige Investitionsentscheidung

Das Umweltverträglichkeitsprüfungsverfahren bleibt trotz seiner „One-Stop”-Bezeichnung sequenziell und verpflichtet Projektentwickler, maritime, militärische und kulturelle Prüfungen nacheinander statt gleichzeitig zu durchlaufen.^[4] Das Offshore-Windprojekt Haewoori verdeutlicht die Belastung: Die Umweltverträglichkeitsprüfungs-Konsultation erstreckte sich über 28 Monate – weit über dem OECD-Richtwert von zwölf Monaten. Regierungspläne zur Übertragung von Zuständigkeiten auf Provinzbehörden könnten die Bearbeitungszeit verkürzen, doch müssen die Personalkapazitäten der Behörden steigen, um eine wachsende Projektpipeline zu bewältigen. Bis diese Umsetzungslücken geschlossen sind, werden langsame Genehmigungen die kurzfristige Wachstumsrate im südkoreanischen Windenergiemarkt dämpfen.

Netzüberlastung an der Südwestküste schränkt die abregelungsfreie Einspeisung ein

Die südwestlichen Korridore wurden für punktförmige Kohlekraftwerke und nicht für dezentrale erneuerbare Energien ausgelegt, und die daraus resultierenden Engpässe haben Windparks zur Abregelung während der Spitzenerzeugung gezwungen. Der 15-Milliarden-USD-Verstärkungsplan der Korea Electric Power Corporation umfasst ein Offshore-Rückgrat mit mehrterminaler Gleichstromübertragung, das Strom direkt zu den Lastzentren in Seoul leiten soll. Bauverzögerungen im Zusammenhang mit Fischereikooperativen und küstennahen Genehmigungsverfahren stellen diese Lösung vor Herausforderungen, sodass KI-gestützte Einsatzoptimierung als Übergangslösung dient. Bis physische Aufrüstungen abgeschlossen sind, wird die Netzüberlastung den CAGR des südkoreanischen Windenergiemarkts um mehrere Prozentpunkte verringern.

*Unsere Prognosen behandeln die Auswirkungen von Treibern und Einschränkungen als richtungsweisend und nicht additiv. Die Wirkungsprognosen berücksichtigen Basiswachstum, Mischungseffekte und Wechselwirkungen zwischen Variablen.

Segmentanalyse

Offshore-Installationen, die 2025 nur 6,55 % der Kapazität ausmachten, sollen bis 2031 die Onshore-Anlagen übertreffen, da Projektentwickler das 12-GW-Ziel anstreben und den südkoreanischen Windenergiemarkt in Richtung küstennaher Industrialisierung treiben. Onshore-Repowering steigert die Effizienz, fügt jedoch nur bescheidene Nettokapazität hinzu, während Schwimmfundamente Standorte im Ostmeer erschließen, die aufgrund von Wassertiefen von 100 Metern bisher unzugänglich waren.

Der Offshore-Erfolg gestaltet die Lieferketten um: Koreanische Werften fertigen halbgetauchte Schwimmkörper, LS Cable liefert lokalisierte Untersee-Arrays, und inländische Wertschöpfungsanteils-Vorschriften lenken Ausgaben in koreanischen Stahl, Elektronik und Hafeninfrastruktur. Hohe Kapazitätsfaktoren von 35–40 % gleichen Investitionskosten-Aufschläge aus und rechtfertigen den Netzausbau zu den Lastzentren Seoul-Incheon, was Offshore-Wind als dominanten Wachstumsmotor des südkoreanischen Windenergiemarkts bestätigt.

Die Klasse 3–6 MW lieferte 2025 66,90 % der Installationen; jedoch werden Turbinen über 6 MW künftige Ausbauprojekte dominieren, da weniger, größere Maschinen die Systemausgleichskosten um 20–30 % senken. Einheiten über 6 MW erzielen in Offshore-Zonen Kapazitätsfaktoren von über 40 %, was die Netzstabilität verbessert und die Integrationsagenda von KEPCO unterstützt.

Die Nachfrage übersteigt die inländische Nacellenkapazität von 1–1,5 GW pro Jahr, was kurzfristig eine Importlücke aus Europa schafft. Die geplanten Erweiterungen von Doosan und Hyosung für 2025–2026 zielen darauf ab, dieses Defizit zu schließen, und stärken den Ehrgeiz der südkoreanischen Windenergiebranche, Taifun-gerechte Turbinen nach Japan und Taiwan zu exportieren.

Anlagen im Versorgungsmaßstab hielten 2025 einen Anteil von 84,65 % der Installationen und werden bis 2031 mit einem CAGR von 38,10 % wachsen, da KEPCO Projekte mit ≥ 500 MW bevorzugt, die direkt an 345-kV- und 765-kV-Netze angeschlossen werden. Ausschreibungen für erneuerbare Energiezertifikate, langfristige PPAs und konzessionäre Finanzierungen begünstigen große Anlagen, die Fixkosten auf Gigawatt-Volumina verteilen.

Gewerbe- und Industriekunden, angeführt von Halbleiter- und Batterieherstellern, machen rund 10 % der Kapazität aus und nutzen direkte PPAs zur Absicherung von Kohlenstoffrisiken. Gemeinschaftsprojekte bleiben aufgrund höherer Finanzierungskosten und begrenzter Abnahmegarantien unter 5 %, obwohl das Nutzenverteilungsmodell von Jeju ein schrittweises Wachstum anstoßen könnte, wenn es auf dem Festland repliziert wird.

Geografische Analyse

Die Konzentration entlang der Südwestküste macht die Region zum größten Beitragenden zur installierten Kapazität und zum Projektpipeline-Volumen, dank stabiler durchschnittlicher Windgeschwindigkeiten von 8 m/s und flacher Meeresbodengegebenheiten. Allein der 8,2-GW-Flaggschiffkomplex der Provinzregierung Jeollanam-do repräsentiert mehr als 10 % der globalen Offshore-Projektpipeline. Ergänzende Investitionen in Hafenbaggerarbeiten, Verbreiterung von Transportwegen und Turbinenblattstaging-Bereiche halten die Logistikkosten wettbewerbsfähig und verankern den Südwesten als Herzstück des südkoreanischen Windenergiemarkts. Ein entsprechender Fischereiausgleichsfonds in Höhe von 1,1 Milliarden USD hat frühen Widerstand abgemildert und zeigt, wie gezielte Gemeinschaftsvorteile soziale Akzeptanzrisiken mindern können.

Ulsan auf der südöstlichen Halbinsel vollzieht den Wandel von Kohlenwasserstoffen hin zu Schwimmwind und nutzt dabei riesige Trockendocks und Fertigungswerften, die einst Bohrinseln bauten. Das 1,125-GW-Projekt MunmuBaram wird 15-MW-Turbinen einsetzen, die 70 km vor der Küste verankert sind, und damit Tiefwasser-Layouts validieren. Die Absichtserklärung der Stadt Ulsan mit lokalen Universitäten zur Ausbildung von 3.000 Technikern bis 2027 adressiert Fachkräftemangel und positioniert den Hafen als Schwimmwind-Exportzentrum für die gesamte Asien-Pazifik-Region. Diese Spezialisierung differenziert den Standort und bringt Diversität in den Fußabdruck des südkoreanischen Windenergiemarkts.

Die Insel Jeju bietet ein lebendiges Labor für die Integration intelligenter Netze, die Kopplung mit Energiespeichern und das Turbinen-Repowering im Rahmen ihrer Initiative „Kohlenstofffreie Insel 2030”. Wind deckt bereits ein Drittel der Spitzenlast, und die Insel wird 2 GW zusätzliche erneuerbare Energien benötigen – 60 % davon sollen aus Wind stammen –, um vollständige Eigenversorgung zu erreichen. Netzgekoppelte Batteriespeicher reduzieren Abregelungen, während Wettervorhersagedaten des Korea Meteorological Administration die Einspeisung optimieren. Jejus nachweisbarer Erfolg speist Lernschleifen, die der Festland-Netzbetreiber nun in Ausbaupläne einbettet, und stärkt die betriebliche Resilienz des nationalen südkoreanischen Windenergiemarkts.

Regulatorisches Umfeld

Südkorea richtet die Entwicklung von Offshore-Windenergie auf ein staatlich gesteuertes, geplantes Standortvergabesystem im Rahmen des Sondergesetzes zur Förderung des Ausbaus der Offshore-Windkraft und der Entwicklung verwandter Industrien aus, das am 26. März 2026 in Kraft trat. Unter dem Ministerium für Klima, Energie und Umwelt (MCEE) durchlaufen Projekte ausgewiesene Stromerzeugungszonen mit integrierter Genehmigung, eine politische Änderung, die im Vergleich zum bisherigen offenen Ansatz mit sequenziellen Prüfungen die Vorentwicklungsfristen verkürzen soll.

Auch der Förderrahmen wechselt vom Renewable Portfolio Standard (RPS) hin zu Festpreis-Ausschreibungen, die auf Contracts for Difference (CfD) basieren. Diese Ausrichtung stabilisiert die Einnahmen anhand der Auktionsergebnisse anstelle der REC-Volatilität. Im Juni 2026 skizzierte das MCEE seinen Umsetzungsplan für mittel- und langfristige Ausschreibungen im Offshore-Windbereich, einschließlich eines Ausschreibungsprogramms für 55 GW Offshore-Wind für 2026-2035 mit jährlichen Volumina von etwa 4-7 GW, wodurch die Verbindung zwischen Genehmigung, Netzplanung und ausgeschriebener Kapazität enger geknüpft wird.

Marktchancen und Zukunftsaussichten

Die geplante Standortvergabe für Offshore-Windenergie im Rahmen des Sondergesetzes von 2026 schafft klarere Freiräume für Entwickler und Zulieferer, die innerhalb ausgewiesener Stromerzeugungszonen tätig sein und konsolidierte Genehmigungsanforderungen erfüllen können. Verstärkt wird dies durch den staatlichen Ausschreibungspfad für 55 GW Offshore-Wind im Zeitraum 2026-2035, der einen sichtbaren Rhythmus für Projektvergaben festlegt und Investitionsvorhaben für inländische Häfen, Installationslogistik, Unterwasserverkabelung und taifunfeste Ausrüstung im Einklang mit den Auktionsterminen unterstützt.

Finanzierungs- und Umsetzungssignale im Jahr 2026 deuten zudem auf bestimmte Deal-Strukturen und Beteiligungsmodelle hin. Im April 2026 wurde der finanzielle Abschluss für das 390-MW-Offshore-Windprojekt Shinan Ui mit inländischem Kapital bekannt gegeben, was einen Bankfähigkeitspfad aufzeigt, der bei späteren Auktionsrunden erneut genutzt werden kann. Unabhängig davon sicherte sich Korea East-West Power im April 2026 eine Stromerzeugungsgenehmigung für den 110-MW-Offshore-Windpark Jeju Handong-Pyeongdae, der als staatlich geführtes Projekt positioniert ist. Neben diesen projektbezogenen Meilensteinen bleibt der 2021 eingeführte Corporate-PPA-Kanal ein praktischer Absatzhebel für Anlagen im Versorgungsmaßstab, die Industrie- und Technologiekunden beliefern, und ergänzt CfD-Auktionen, indem er die Vertragsoptionen für Entwickler erweitert, die COD-Zeitfenster mit langfristiger Nachfrage in Einklang bringen können.