Größe und Marktanteil des Windenergiemarkts im Vereinigten Königreich - Wachstumstrends und Prognose (2026 - 2031)

Markttrends und Einblicke

Schneller Ausbau der Offshore-Pachtprojekte der Runde 3 und ScotWind

Die ScotWind-Vergaben der Crown Estate eröffneten eine Pipeline von 25 GW über 17 Pachtverträge, die bereits über Erhebungen, Netzanbindungen und Schiffsbuchungen verfügen, wodurch typische Entwicklungszyklen um fast zwei Jahre verkürzt werden.^[1] Der 2,9-GW-Bau des East Anglia Hub und andere Runde-3-Projekte bündeln Verträge, erhöhen den lokalen Anteil und erschließen Skaleneffekte bei Fundamenten und Logistik. Der Industriewachstumsplan schätzt jährlich 10.000 zusätzliche Arbeitsplätze und einen wirtschaftlichen Wert von 25 Milliarden GBP bis 2035, vorausgesetzt, die jährliche Ausbauleistung bleibt bei rund 6 GW. Dennoch unterstreicht die Stornierung von Hornsea 4 durch Ørsted die Notwendigkeit realistischer Ausübungspreise und belastbarer Versorgungsketten.

Wiederinbetriebnahme früher Onshore-Anlagen, die ihre 20-jährige Lebensdauer erreichen

Projekte wie Hagshaw Hill ersetzten Turbinen aus den 1990er-Jahren mit der halben Stückzahl, verfünffachten jedoch die Leistung, senkten die Stromgestehungskosten (LCOE) und minimierten den Bedarf an neuen Flächen. Octopus Energy zielt darauf ab, 1.000 Altanlagen zu modernisieren und dabei potenziell 5 GW auf bereits genehmigten Flächen hinzuzufügen. Bewährte Winddaten, vorhandene Gemeinschaftsunterstützung und Netzkapazität verkürzen die Vorlaufzeiten im Vergleich zu Neubauten auf der grünen Wiese. Moderne Plattformen mit 6-8 MW bieten zudem netzstützende Dienste und erhöhen den Systemwert.

Differenzvertrag AR6-Mindestpreise, an den CPI(X) gebunden

Der Differenzvertrag AR6 sicherte 990 MW Onshore-Kapazität zu 50,90 GBP/MWh und revidierte die Offshore-Preise auf 73 GBP/MWh, was nach dem nullreichen Ergebnis von AR5 wieder zu realistischen Ausschreibungspreisen führte.^[2] Die Indexierung schützt Entwickler vor Inflation bei Stahl- und Kabelkosten, während Verbraucher an den Produktivitätsgewinnen teilhaben. Die Entwurfsregeln für AR7 schlagen Laufzeiten von mehr als 15 Jahren und flexible Budgetobergrenzen vor, um 12 GW Kapazität anzuziehen. Diese Anpassungen verringern den durch höhere Staatsanleiherenditen verursachten Kapitalkosten-Druck.

Netzausgleichseinnahmen aus der Reform der dynamischen Dienste von National Grid

Verträge für dynamische Eindämmung und Regulierung vergüten Windparks gleichzeitig für Trägheits-, Frequenz- und Spannungsdienste neben Energieverkäufen. Ein sechsjähriger Vertrag über 328 Millionen GBP spart Verbrauchern bereits 128 Millionen GBP. Neubauprojekte sehen nun fortschrittliche Umrichter und standortgebundene Batterien vor, um diese doppelten Einnahmen zu erschließen, die Projekt-IRRs zu steigern und ein Netzziel von 100 % emissionsfreiem Betrieb bis 2035 zu unterstützen.

Versorgungskettenengpässe bei XXL-Monopfählen und HVDC-Kabeln

Die europäische Fertigungskapazität wird voraussichtlich bis 2029 nur 70 % des Stahlbedarfs decken, wobei der Bedarf des Vereinigten Königreichs allein für 2025-2027 bei 3,8 Millionen Tonnen liegt. Begrenzte Anlagen, die mehr als 2.000 Tonnen Monopfähle produzieren können, treiben Preissprünge von 40-50 % und mehrjährige Lieferzeiten. Die Teesside-Linie von SeAH Wind, die für 2026 geplant ist, hilft, füllt jedoch nur einen Bruchteil der Lücke. HVDC-Kabelkapazitäten zeigen ähnliche Engpässe und gefährden möglicherweise Netzanschlüsse.

Gemeinschaftswiderstand in malerischen Hochlandregionen verzögert Genehmigungen

Landschaftsbedenken stoppten die Anträge für Faw Side und Lowther Hills trotz Einhaltung der Energiepolitik.^[3] Der Vorschlag für Scoop Hill hatte ebenfalls Schwierigkeiten, Stimmen im Gemeinderat zu gewinnen. Staatlich vorgeschriebene Nutzenteilungsregelungen zielen darauf ab, Gastgemeinden einzubinden; jedoch verlängert eine uneinheitliche Umsetzung den Genehmigungsprozess noch immer um durchschnittlich 18-24 Monate.

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

Segmentanalyse

Die Größe des britischen Windenergiemarkts für Onshore-Installationen erreichte im Jahr 2025 17,9 GW und machte 51,88 % der Gesamtkapazität aus. Der Kostenvorteil von Onshore, der schnelle Bauzyklus und der wiederbelebte politische Status ziehen mindestens sechs Entwickler an, die neue englische Standorte und großräumige Wiederinbetriebnahmen erkunden. Projekte wie Scout Moor II mit 100 MW unterstreichen die nach Aufhebung des Verbots erschlossene Dimension. Die Wiederinbetriebnahme älterer Anlagencluster vervierfacht die Kapazität auf bewährtem Gelände und nutzt den vorhandenen Netzanschluss.

Der politische Schwung fördert auch Gemeinschaftsunterstützungsprogramme, die lokales Eigentum an Gutschriften auf Energierechnungen knüpfen und dadurch den Planungsprozess erleichtern. Allerdings wird der Netzspielraum in Nordengland und Schottland knapper, sodass Verstärkungsmaßnahmen unabdingbar sind, um Onshore bis 2030 auf das angestrebte Ziel von 30 GW zu verdoppeln. Digitale Prognosen und flexible Netzanschlüsse mindern das Abregelungsrisiko, während die Stabilitätsmärkte von National Grid reifen.

Offshore entfiel auf 16,6 GW im Jahr 2025 und ist auf dem Weg zu 50,03 GW bis 2031, was einer CAGR von 20,18 % entspricht. Das Segment profitiert von mittleren Kapazitätsfaktoren über 50 % und einer Projektmodularität über 1 GW, was die Finanzierungsgröße und das Exportpotenzial verbessert. Die 25-GW-Verpachtung von ScotWind und die 4,5-GW-Schwimmwindvergaben des Keltischen Meeres dominieren den Projekttracker. Während Monopfahl- und Schiffsengpässe die kurzfristigen Ausbauraten dämpfen, spiegeln inflationsindexierte Differenzvertragsausübungspreise nun besser die höheren Investitionskosten wider und beleben die Ausschreibungsbereitschaft.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach Berichtskauf verfügbar

Turbinen über 6 MW hielten im Jahr 2025 einen Anteil von 74,42 % am britischen Windenergiemarkt, was die Präferenz der Entwickler widerspiegelt, die Energie pro Fundament zu maximieren. Die 14-MW-Anlagen von Siemens Gamesa, die für East Anglia TWO ausgewählt wurden, belegen die Finanzierbarkeit in diesem Maßstab. Größere Rotoren senken die Systemausgleichskosten pro MWh und generieren zusätzliche Einnahmen aus Frequenzdienstleistungen.

Die Größe des britischen Windenergiemarkts für Anlagen über 6 MW wird bis 2031 voraussichtlich 69,67 GW erreichen und mit einer CAGR von 18,22 % wachsen. Hersteller siedeln Blatt- und Gondelanlagen in Schottland und am Humber an, um Transportengpässe zu reduzieren und lokale Inhaltsbonus zu nutzen. Die Klasse 3-6 MW bleibt für eingeschlossene oder netzschwache Onshore-Standorte relevant, aber ihr Anteil wird bis 2031 voraussichtlich unter 19,80 % fallen, da Planer höhere Nennkapazitäten bevorzugen, um knappe Land- und Netzkapazitäten zu optimieren.

Kleine Turbinen unter 3 MW füllen Nischenrollen in Anwendungen für Güter und Wiederinbetriebnahmen, bei denen Einschränkungen durch Krane, Straßen oder Planung gelten. Das Programm von Octopus Energy zielt auf Einzelmegawatt-Nachrüstungen auf bestehenden Stellflächen ab und verbindet sie mit Gemeinschafts-PPAs für eine schnellere Amortisation. Das Fehlen einer inländischen Lieferkette für diese Größen kann jedoch die Mengen einschränken.

Versorgungsmaßstäbliche Anlagen kontrollierten im Jahr 2025 73,92 % der britischen Windenergiemarktgröße, indem sie tiefe Bilanzsummen und vertikale Integration nutzten. Betreiber bündeln Handels-, Differenzvertrags-, Hilfs- und Speichereinnahmen in diversifizierten Portfolios. ScottishPower hat seine Investitionspipeline im Vereinigten Königreich bis 2028 auf 24 Milliarden GBP verdoppelt, was das Vertrauen in dieses Modell signalisiert. Versorgungsunternehmen sind auch Vorreiter bei gemeinsam angesiedelten Batterien, wie beim 600-MWh-Speicheradditiv Hornsea 3 zu sehen, das die Netzcompliance und Arbitrage-Spreads verbessert.

Gemeinschaftsprojekte, obwohl klein, wachsen am schnellsten. Das Wachstum mit einer CAGR von 20,72 % resultiert aus überarbeiteten Nutzungsprotokollen, die Gastgemeinden bis zu 5.000 GBP pro MW jährlich und teilweise Eigenkapitalbeteiligungen garantieren. Niedrigere Technologiekosten und einzelhandelsgebundene Plattformen ermutigen Bürgergruppen, Turbinen zu finanzieren oder mit Energieversorgern zu kooperieren. Ihre aggregierte Kapazität könnte bis 2031 3,4 GW übersteigen und zu sozialer Akzeptanz und lokalen Netzdienstleistungen beitragen.

Die gewerbliche und industrielle Eigenversorgung vervollständigt den Anwendungsmix, wobei Supermärkte und Hersteller netzinterne Turbinen installieren, um Scope-2-Emissionen zu reduzieren. Langfristige Unternehmens-PPAs stimmen mit Dekarbonisierungszielen überein und sichern volatile Netzpreise ab.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach Berichtskauf verfügbar

Geografische Analyse

Schottland lieferte 33,62 % der nationalen Produktion im Jahr 2025 und verankert mehr als 39,75 % der Entwicklungspipeline. Seine Nordseeressourcen, Hafeninfrastruktur und optimierten Marine Scotland-Genehmigungen ermöglichen es Mehrgigawatt-Clustern wie Moray West, schnell voranzuschreiten. Die vorgeschlagene Blattanlage von Vestas in Leith ergänzt die bestehende Fertigung in Nigg und Aberdeen und stärkt den inländischen Anteil.

Wales entwickelt sich zu einem führenden Zentrum für Schwimmwindenergie. Der Keltisches-Meer-Plan weist 4,5 GW auf drei vorkommerzielle Anordnungen zu, die 14-MW-Anlagen auf halbuntertauchbaren Plattformen erproben werden. Die Sanierung von Port Talbot für 500 Millionen GBP positioniert es als Montagezentrum, wobei die weitere Freihandelszone voraussichtlich 16.000 Arbeitsplätze unterstützen wird. Projekt Erebus wird bis 2026 die Technologiereife demonstrieren und den Export von Fertigungsdienstleistungen in andere atlantische Märkte erschließen.

England öffnet seine Onshore-Perspektiven nach den Reformen vom Juli 2024 erneut. Scout Moor II und zahlreiche kleinere Standorte in Lincolnshire und Yorkshire füllen eine neue Pipeline von 6-8 GW. Netzverstärkungen im Rahmen des ganzheitlichen Netzdesigns beschleunigen den Netzzugang, obwohl die Einhaltung von Gemeinschaftsnutzenvorschriften je nach Grafschaft variiert. Offshore setzt Dogger Bank die phasenweise Inbetriebnahme fort, wobei Verträge für dynamische Stabilität die Einnahmen-Stapelung verbessern. Nordirland hält 14,65 % der installierten Onshore-Kapazität des Vereinigten Königreichs und nutzt den grenzüberschreitenden Handel mit dem irischen Einzelstrommarkt, während Upgrades im Hafen von Belfast die Turbinenbereitstellung für irische und schottische Projekte ermöglichen.

Regulatorisches Umfeld

Der Regulierungsrahmen für Windenergie im Vereinigten Königreich stützt sich auf das Department for Energy Security and Net Zero (DESNZ) und das britische Planungssystem für Großinfrastrukturprojekte, mit aktualisierten Politikleitlinien im Rahmen der National Policy Statement for Renewable Energy Infrastructure (EN-3, 2025), veröffentlicht am 6. Januar 2026. Eine wichtige planungsrechtliche Änderung trat am 31. Dezember 2025 durch die Infrastructure Planning (Onshore Wind and Solar Generation) Order 2025 in Kraft, die Onshore-Windprojekte über 100 MW als national bedeutsame Infrastruktur neu klassifizierte und große Vorhaben in einen stärker zentralisierten Genehmigungsweg überführte.

Marktwirtschaft und Netzanbindung werden zudem durch Auktions- und Netzregulierung beeinflusst. DESNZ veröffentlichte im Juli 2026 eine Regierungsantwort zu Anpassungen der Allocation Round 8 (AR8), die Elemente wie die Sichtbarkeit versiegelter Gebote und die Auktionspreisbasis für Offshore-Kategorien einschließlich schwimmender und anderer Tiefwasserprojekte anpasste. Auf Netzseite legte Ofgem die RIIO-3-Preiskontrollen für die Stromübertragung für den Zeitraum vom 1. April 2026 bis zum 31. März 2031 fest und führt 2026 Konsultationen zum Regime der Offshore Transmission Owner (OFTO) durch, einschließlich der Vorschläge vom Mai 2026 zu frühen und späten Wettbewerbsmodellen. Diese Schritte bringen die Governance der Offshore-Netzanbindung mit der vom National Energy System Operator geleiteten strategischen Netzplanung in Einklang.

Marktchancen und Zukunftsaussichten

Der auktionsgestützte Ausbau und die Transparenz bei der Verpachtung schaffen Freiräume über die Offshore-, Schwimm- und Onshore-Pipelines hinweg und erweitern zugleich angrenzende Chancen in Fertigung und Hafeninfrastruktur. Der Clean Power 2030 Action Plan der Regierung setzt Kapazitätsziele von 43–50 GW Offshore-Windenergie und 27–29 GW Onshore-Windenergie bis 2030, einschließlich bis zu 5 GW schwimmender Windenergie. Zudem verknüpft er kurzfristige Zuschläge mit der Allocation Round 7 (AR7), in deren Rahmen 8,4 GW Offshore-Windkapazität vergeben wurden (Ergebnisse veröffentlicht im Januar 2026). The Crown Estate signalisierte zudem den künftigen Zugang zum Meeresgrund, indem sie die Offshore Wind Leasing Round 6 für die erste Hälfte des Jahres 2027 mit einem Zielwert von rund 6 GW skizzierte, was die mehrjährige Projektentstehung über die aktuellen Verpachtungsrunden hinaus unterstützt.

Lokalisierung der Lieferkette und Netzintegration sind zentrale Chancenbereiche, da sie mit dokumentierten Engpässen und den politischen Hebeln zur Beschaffungssteuerung korrespondieren. In Schottland kündigte Vestas im März 2026 Pläne für eine neue Fabrik zur Montage von Gondeln und Naben an, vorbehaltlich des Auftragseingangs aus AR7 und AR8, was das inländische Fertigungsargument im Zusammenhang mit der Auktionslieferung und den Prioritäten für lokale Wertschöpfung stärkt. Für ScotWind haben Entwickler Zusagen zur Lieferkette und Ausgabenpläne gemeldet, wobei Berichte vom Juli 2026 von durchschnittlich prognostizierten Ausgaben von etwa 1,6 Milliarden GBP pro Projekt bei insgesamt sechzehn Projekten sprechen, was sich auf 25,5 Milliarden GBP summiert. Dieser Ausblick hält die kurzfristige Nachfrage weiterhin auf Fundamente, Unterseekabel, Häfen und Installationsdienstleistungen konzentriert. England-fokussierte Onshore-Öffnungen erweitern zudem die Wege für Repowering und die Erschließung neuer Standorte, unterstützt durch die Strategie der Onshore Wind Taskforce und laufende Konsultationsarbeiten zu genehmigungsfreien Entwicklungsrechten für kleinformatige, nicht-häusliche Turbinen, wobei die Konsultation am 10. Juni 2026 endet.