Autores:
Ankit Gupta, Srishti Agarwal
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Mercado de turbinas eólicas terrestres Tamaño y Compartir 2026-2035
ID del informe: GMI12007
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Fecha de publicación: August 2026
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Mercado de turbinas eólicas terrestres
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Mercado de turbinas eólicas terrestres
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Tamaño del mercado de aerogeneradores terrestres
El mercado de aerogeneradores terrestres estaba valorado en 146,300 millones de USD en 2025 y alcanzará los 225,900 millones de USD en 2035, con una TCAC del 4,4 % durante el período 2026–2035, según el último informe publicado por Global Market Insights Inc.
Aspectos clave del mercado de turbinas eólicas terrestres
Líder del mercado: Vestas lideró el mercado con una cuota superior al 17% en 2025.
Principales actores: Los cinco principales actores de este mercado son Vestas, Siemens Gamesa Renewable Energy, Goldwind, Envision Energy, GE Vernova, que en conjunto registraron una cuota de mercado del 53% en 2025.
Los ingresos representan el gasto de capital desplegado por MW de capacidad terrestre global instalada. El año base 2025 sigue siendo preliminar: las instalaciones de 106,000 MW pueden variar entre un ±5–8 % cuando se complete la publicación de las estadísticas definitivas. El mercado incluye instalaciones de HAWT y VAWT superiores a 500 kW, proyectos conectados a la red y autónomos, nuevas construcciones, repotenciación, suministro de aerogeneradores, obras civiles, instalación, puesta en servicio e infraestructura auxiliar de planta. Quedan excluidos los aerogeneradores marinos, la energía eólica de pequeña escala inferior a 500 kW, los servicios de operación y mantenimiento (O&M) y posventa, los arrendamientos de terrenos, los costes de permisos, la evaluación de recursos y la consultoría de ingeniería.
La previsión contiene una distinción estructural importante: el volumen instalado aumenta a una TCAC del 5,0 %, mientras que los ingresos crecen un 4,4 %. El coste total instalado por MW disminuye de 1,38 millones de USD en 2025 a 1,31 millones de USD en 2035, ya que las plataformas de mayor tamaño reducen los costes de equipos, obras civiles y conexión a la red por unidad de producción. La consecuencia es que la actividad de despliegue crece más rápido que el conjunto de ingresos. Esta distinción se aplica a todas las previsiones regionales y por segmentos, por lo que no representa una anomalía temporal de precios. [1]Global Wind Energy Council, "Global Wind Report 2024," gwec.net
Los datos del período 2022–2025 muestran un repunte de la construcción posterior a la pandemia, seguido de una normalización. Las instalaciones globales alcanzaron los 106,800 MW y los ingresos llegaron a 152,100 millones de USD en 2023, para después contraerse hasta 100,000 MW y 139,800 millones de USD en 2024, debido a la normalización en China, el endurecimiento de las cadenas de suministro europeas y la suspensión por parte de Siemens Gamesa de las ventas de su plataforma 4.X para llevar a cabo medidas correctivas de calidad. La recuperación de 2025, hasta 106,000 MW y 146,300 millones de USD, refleja la actividad de construcción vinculada a la Ley de Reducción de la Inflación de Estados Unidos, REPowerEU, los proyectos de transmisión interestatal de India y un entorno normativo chino más estable. [2]International Energy Agency, "Renewables 2024," iea.org
Las estimaciones utilizan un marco ascendente basado en la demanda: las adiciones anuales de MW se valoran según el coste total instalado por MW validado para cada región de precios y, posteriormente, se contrastan con los datos del GWEC, la AIE, las estadísticas nacionales, las carteras de políticas, los informes empresariales y los datos públicos de instalaciones. Los totales regionales se concilian con el mercado global en 2025 y 2035. Las asignaciones por segmentos se concilian dentro de cada eje de segmentación, sujetas únicamente al redondeo mostrado en la tabla de previsiones por componentes.
Perspectiva del analista de GMI
El mercado entra en una fase de expansión impulsada por el volumen hasta 2030 y, posteriormente, evoluciona hacia una combinación de construcción de nuevos proyectos y repotenciación hasta 2035. Los aerogeneradores de mayor tamaño reducen el coste por proyecto, pero también disminuyen la intensidad del coste instalado por MW, lo que mantiene el crecimiento de los ingresos por debajo del crecimiento de las instalaciones. La cuestión comercial no es si aumentará el despliegue eólico, sino dónde se mantendrá la disciplina de precios a medida que los proveedores chinos amplíen su participación internacional. La repotenciación se convierte en el principal factor estabilizador en los mercados maduros después de 2030, ya que las conexiones a la red, las vías de acceso y los permisos de emplazamiento ya existen.
Factores clave
Los objetivos de energías renovables sustentan la mayor contribución a la demanda. Los Planes Quinquenales de China, el objetivo de 500 GW de energías renovables de India, REPowerEU y los incentivos fiscales estadounidenses generan carteras de proyectos plurianuales, en lugar de ciclos de adquisición aislados. India instaló entre 6 y 7 GW en el ejercicio fiscal 2024, frente al ritmo anual de 25 GW implícito en su objetivo para 2030, lo que deja una necesidad cuantificable de ponerse al día. [3]Ministry of New and Renewable Energy, "Renewable Energy Programme," mnre.gov.in
La energía eólica terrestre mantiene una posición competitiva en costes que respalda la viabilidad económica de los nuevos proyectos. IRENA sitúa el coste normalizado global de la electricidad de la energía eólica terrestre entre 0.024 y 0.107 USD/kWh, mientras que gran parte de la nueva capacidad se encuentra en el intervalo de 0.033 a 0.050 USD/kWh. Los diámetros de rotor más grandes y las mayores alturas de buje mejoran el rendimiento y, al mismo tiempo, reducen el número de máquinas, cimentaciones y conexiones a la red necesarias para alcanzar un objetivo de capacidad. [4]International Renewable Energy Agency, "Renewable Power Generation Costs in 2023," irena.org
La política de seguridad energética ha convertido la obtención de permisos y la capacidad nacional en variables comerciales. REPowerEU y el marco de autorización de la UE respaldan un despliegue más rápido de las energías renovables, mientras que los créditos fiscales estadounidenses a la producción y la inversión mejoran la viabilidad económica de los proyectos. La repotenciación amplía este efecto, ya que los emplazamientos existentes pueden utilizar infraestructuras consolidadas y derechos de interconexión.
Principales restricciones
La dependencia de las tierras raras, la disponibilidad de aceros especiales, el transporte de palas y la logística de componentes limitan el ritmo al que pueden ampliarse las plataformas de mayor tamaño. La exposición al neodimio y al disprosio sigue vinculada a las cadenas de suministro chinas, mientras que las palas de más de 80 m requieren capacidades especializadas de producción, almacenamiento, transporte e instalación.
La obtención de permisos y la conexión a la red constituyen otro cuello de botella de capacidad. Alemania instaló 3,0 GW en 2024, frente al ritmo anual de 10 GW necesario para cumplir su trayectoria hacia 2030, y las colas de conexión a la red en Estados Unidos superan los 2,000 GW en todas las tecnologías. Los proyectos pueden seguir siendo comercialmente viables y, aun así, no convertirse en instalaciones dentro del plazo previsto.
La reducción del coste instalado por MW beneficia a los promotores y a los consumidores de electricidad, pero limita los ingresos del mercado. El coste instalado mundial pasa de 1,38 millones de USD/MW en 2025 a 1,31 millones de USD/MW en 2035. Esta tendencia de precios explica por qué la previsión de volumen se mantiene por encima de la previsión de ingresos durante todo el período.
Perspectiva del analista de GMI
El apoyo de las políticas y la competitividad de costes compensan las restricciones identificadas, pero ninguna de las dos elimina el riesgo de ejecución. La restricción más relevante es la conversión de las carteras de proyectos en activos conectados a la red. La presión sobre los precios aumenta la importancia de los ingresos por servicios, el apoyo a la financiación y la fabricación local para los fabricantes de equipos originales (OEM). Para 2030, los proveedores que combinen plataformas de mayor tamaño con compromisos de servicio susceptibles de financiación conservarán posiciones más sólidas que aquellos que compitan únicamente por el precio de las turbinas.
Análisis de los segmentos del mercado de turbinas eólicas terrestres
Por eje de rotación
Las turbinas eólicas de eje horizontal siguen siendo el estándar a escala de servicios públicos, ya que las cadenas de suministro de trenes de transmisión, rotores, torres, grúas e integración en la red se desarrollaron en torno a la arquitectura HAWT. Las plataformas Vestas EnVentus, Siemens Gamesa 4.X/5.X, GE Vernova’s 3.6-154 y 6.1-158, y Nordex Delta4000 demuestran la profundidad de esta base instalada. Las HAWT crecen con el mercado, aunque su cuota disminuye a medida que se expanden las aplicaciones especializadas.
Las VAWT operan en terrenos complejos, regímenes de viento turbulentos, emplazamientos periféricos urbanos y sistemas híbridos remotos, donde son importantes la omnidireccionalidad y unos requisitos de velocidad de entrada más bajos. Su TCAC del 8,5 % representa una tasa de crecimiento de nicho a partir de 3,700 millones de USD, no un desafío al liderazgo de las HAWT a escala de servicios públicos. En 2035, las VAWT todavía representan solo el 3,7 % de los ingresos.
Por conectividad
Los proyectos conectados a la red dominan porque las subastas, los contratos de compraventa de energía (PPA), los mecanismos de tarifas reguladas, los créditos fiscales y las normas sobre carteras de energías renovables están diseñados en torno a la generación a escala de servicios públicos. Los proyectos estadounidenses respaldados por la IRA, las nuevas instalaciones alemanas en el marco de su objetivo de energía eólica terrestre y los proyectos indios vinculados a la ISTS concentran el capital en este segmento. La cuota de los proyectos conectados a la red aumenta hasta el 96,0 % en 2035.
Los sistemas autónomos prestan servicio a comunidades remotas, instalaciones militares, islas y microrredes industriales. Las zonas industriales remotas de Arabia Saudí, los programas rurales africanos y los sistemas eólico-batería en mercados de archipiélagos respaldan la demanda; sin embargo, la ampliación de la red y la economía de los proyectos a escala de servicios públicos limitan el crecimiento del segmento al 2,1 %. El valor operativo del segmento reside en la resiliencia y el acceso, más que en el volumen.
Por potencia nominal
Las turbinas de más de 3 MW representan la clase de potencia nominal más grande y de mayor crecimiento. Los modelos Vestas V172-7.2MW, Nordex N177-7.X, Siemens Gamesa SG 5.X y H242-12.5MW de CSSC Haizhuang se ajustan a la tendencia de adquisición hacia una mayor producción por cimentación y conexión a la red. El prototipo de 15 MW de SANY y la turbina certificada de 11,5 MW de Windey muestran el extremo superior de esta trayectoria. [5]Vestas, "Annual Report 2024," vestas.com
El intervalo de más de 1 a 3 MW sigue siendo relevante cuando las carreteras, las grúas, las limitaciones de la red y la configuración del emplazamiento restringen el tamaño de las turbinas. La clase de más de 500 kW a 1 MW se contrae a medida que la adquisición a escala de servicios públicos se desplaza hacia máquinas más grandes. La demanda residual sigue vinculada a aplicaciones remotas, industriales y distribuidas.
Por componente
El total de componentes mostrado para 2035 difiere del total mundial en 100 millones de USD debido al redondeo de las cifras de los componentes. Las góndolas conservan la mayor cuota porque contienen el tren de transmisión, el generador, el convertidor, el transformador, los sistemas de control y de orientación, así como los equipos de monitorización. Las arquitecturas DFIG acopladas mediante multiplicadora y de transmisión directa con imanes permanentes concentran la complejidad de ingeniería en la góndola.
Las torres requieren mayores prestaciones a medida que la altura del buje supera los 130 m, mientras que las limitaciones de transporte mantienen la fabricación regional. Los módulos del rotor requieren moldes avanzados para materiales compuestos, protección del borde de ataque, transporte especializado y almacenamiento controlado. Las operaciones de fabricación de palas de CRRC y la filial LM Wind Power de GE Vernova ilustran la integración vertical en el suministro de rotores. [6]CRRC Wind Power, "Wind Power Products," crrcgc.cc
Perspectiva del analista de GMI
La migración hacia mayores potencias nominales impulsa el mercado más que los cambios en el eje o en la combinación de componentes. Cada instalación de plataformas de gran tamaño incrementa el valor de la logística, los estudios de red y la ejecución de los servicios, aunque reduce la intensidad de equipos por MW. La clase de más de 3 MW controlará el 78 % de los ingresos en 2035 porque se ajusta tanto a la economía de los nuevos proyectos como a las necesidades de repotenciación. El crecimiento de las VAWT sigue siendo comercialmente relevante en aplicaciones con limitaciones, pero no como sustituto de las HAWT.
Análisis regional del mercado de turbinas eólicas terrestres
América del Norte
América del Norte alcanzará 27,900 millones de USD en 2035, con una expansión del 7,6 %. Los créditos fiscales a la producción y la inversión previstos en la IRA de Estados Unidos respaldan un intervalo de construcción anual de 8–14 GW hasta 2030, mientras que Texas, Iowa, Kansas, Oklahoma, Nuevo México y Wyoming seguirán siendo estados clave para la energía eólica. Canadá añade demanda a través de Ontario y Alberta. La repotenciación de parques antiguos proporciona a GE Vernova y Vestas un segundo canal de crecimiento más allá de los nuevos proyectos.
Europa
Europa crecerá de 25,400 millones de USD a 46,800 millones de USD. El objetivo de 100 GW de energía eólica terrestre de Alemania, el objetivo de 62 GW del PNIEC de España, el marco de contratos por diferencia (CfD) del Reino Unido y las carteras de desarrollo de Francia e Italia respaldan una TCAC del 6,3 %. El nivel de instalación de 3,0 GW registrado en Alemania en 2024 siguió siendo inferior al ritmo necesario para 2030, lo que confirma que los permisos y las conexiones a la red continúan siendo limitaciones centrales. El coste instalado en Europa disminuirá de 1,64 millones de USD/MW en 2025 a 1,56 millones de USD/MW en 2035.
Asia-Pacífico
Asia-Pacífico sigue siendo el mayor mercado, con 100,100 millones de USD en 2025, equivalentes al 68,4 % de los ingresos mundiales. China representa el 65 % de los ingresos y las instalaciones de Asia-Pacífico, lo que concentra el 44 % de los ingresos mundiales de la energía eólica terrestre en un solo país. Esta concentración convierte la política china, las condiciones comerciales de las tierras raras y el acero especializado, así como la regulación de los promotores privados, en factores de riesgo relevantes para las previsiones.
Los XIV y XV Planes Quinquenales de China respaldan una trayectoria de incorporación anual de 70–80 GW de capacidad eólica terrestre. El objetivo de 500 GW de energías renovables de India exige incorporar 25 GW de energía eólica al año de aquí a 2030, frente a los 6–7 GW del ejercicio fiscal de 2024. El Régimen de Inversión en Capacidad de Australia, los mercados de Tohoku y Hokkaido en Japón y las provincias de Jeolla en Corea del Sur amplían la presencia regional. Los ingresos de Asia-Pacífico descienden de 136,000 millones de USD en 2034 a 133,100 millones de USD en 2035 en el escenario base, a medida que China atraviesa la transición entre planes quinquenales; el crecimiento mundial continúa porque Europa y América incrementan su volumen. [7]National Development and Reform Commission, "China Fourteenth Five-Year Plan Energy Chapter," ndrc.gov.cn
América Latina
América Latina alcanza los 8,700 millones de USD en 2035, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 4,7 %. Los mercados de Ceará, Rio Grande do Norte, Bahía y Piauí, en Brasil, lideran la demanda regional. El mercado de contratos de compraventa de energía (PPA) privados de México y los proyectos de la Patagonia argentina proporcionan canales de contratación adicionales. La competencia en la región depende de la financiación, la ejecución local y la cobertura de servicios, ya que los fabricantes de equipos originales (OEM) chinos y europeos compiten por los mismos proyectos.
Oriente Medio y África
Oriente Medio y África crece de 1,812 millones de USD a 9,290 millones de USD, con una TCAC del 17,8 %. Esta tasa refleja una base inicial reducida, equivalente al 1,2 % de los ingresos mundiales, y no una escala de crecimiento comparable a la de los grandes mercados regionales. La ganancia absoluta de 7,500 millones de USD durante el período de previsión es inferior a la incorporación anual habitual de Asia-Pacífico. Todo uso de la TCAC de OMÁ debe contextualizarse con esta base mínima.
El Programa Nacional de Energías Renovables de Arabia Saudí, la Estrategia de Energía Limpia de los EAU, el programa de Omán, las subastas del Programa de Productores Independientes de Energía Renovable (REIPPP) de Sudáfrica, el Corredor Eólico del Canal de Suez de Egipto, los proyectos de Marruecos y los programas de red eléctrica de Kenia y Etiopía sustentan las oportunidades regionales. Arabia Saudí, Egipto, Sudáfrica y Marruecos son los principales países de referencia.
Perspectiva del analista de GMI
La diversificación regional está en marcha, pero no elimina el riesgo centrado en China. Asia-Pacífico sigue siendo el mayor núcleo de demanda hasta 2035, mientras que América del Norte y Europa registran las tasas de crecimiento más sólidas entre los mercados desarrollados. Oriente Medio y África adquiere importancia estratégica para las carteras de pedidos de los OEM y la fabricación destinada a la exportación, aunque su TCAC del 17,8 % nunca debe separarse de su base de 1,812 millones de USD. De aquí a 2030, las normas de contenido local y la financiación de proyectos determinarán cada vez más a los ganadores regionales.
Cuota de mercado y panorama competitivo de las turbinas eólicas terrestres
Vestas lidera el mercado con el 17 % de los ingresos de 2025, seguida de Siemens Gamesa Renewable Energy, con el 11 %, Goldwind, con el 10 %, Envision, con el 8 %, y GE Vernova, con el 7 %. Las cinco principales empresas concentran el 53 %, por lo que el mercado presenta una concentración moderada en términos de ingresos. Los fabricantes de equipos originales (OEM) chinos controlan una cuota mayor de MW instalados que de ingresos, ya que los costes totales de instalación en Asia-Pacífico, de 1,31 millones de USD/MW, son inferiores a los 1,64 millones de USD/MW de Europa. Las cuotas se calculan sobre los ingresos del total mundial, que ascienden a 146,300 millones de USD.
Vestas combina una presencia internacional, las plataformas EnVentus, los ingresos por servicios y la capacidad de repotenciación. Siemens Gamesa mantiene una amplia presencia europea y en servicios, al tiempo que recupera su posición en las plataformas 4.X y 5.X. La tecnología de accionamiento directo de Goldwind, su escala de fabricación y su papel como promotor respaldan su liderazgo mundial por MW instalados. Envision combina las turbinas con la plataforma digital EnOS y la ejecución internacional de proyectos. GE Vernova se beneficia de su base instalada en Norteamérica, de la integración de LM Wind Power y de una cartera de proyectos respaldada por la IRA. [8]Siemens Energy, "Annual Report FY2024," siemens-energy.com[9]Goldwind, "2024 Annual Results," goldwind.com
El siguiente nivel competitivo incluye a Mingyang, CSSC Haizhuang, Windey, Dongfang, United Power, SANY, Shanghai Electric y CRRC. La plataforma H242-12.5MW de CSSC está dirigida a grandes emplazamientos desérticos y de la región de Gobi. El posicionamiento de Windey en la tecnología DFIG de media tensión y la certificación de la WD230-11500 respaldan su especialización tecnológica. SANY combina pedidos de India con planes para fabricar en Europa, mientras que la capacidad de CRRC en la producción de palas refuerza el control de la cadena de suministro. ENERCON y Nordex siguen siendo especialistas europeos en energía eólica terrestre, con posiciones diferenciadas por región en servicios y plataformas. Suzlon e Inox Wind representan la base nacional de suministro de India; Inox Wind sustituyó a Hitachi Energy en el universo de empresas aprobado porque es un fabricante indio de equipos originales (OEM) de turbinas eólicas terrestres. Doosan Enerbility mantiene un perfil histórico de energía eólica terrestre centrado en Corea y basado en la WinDS3000, con una estrategia futura centrada en plataformas eólicas marinas. Senvion es únicamente un perfil histórico: dejó de operar en 2019 y Siemens Gamesa adquirió sus activos europeos de servicios, propiedad intelectual y Ria Blades en 2020. Sinovel mantiene un papel reducido en el mercado.
Perspectiva del analista de GMI
El mercado por ingresos presenta una concentración moderada, aunque la intensidad competitiva sigue siendo elevada debido a las marcadas diferencias regionales en materia de precios y acceso a proveedores. Los líderes occidentales mantienen ventajas en servicios, financiación y mercados con elevados requisitos de cumplimiento. Es más probable que los fabricantes de equipos originales (OEM) chinos ganen cuota allí donde los promotores valoren los precios de soluciones llave en mano y las asociaciones de contenido nacional. El efecto de segundo orden de la expansión internacional es el desplazamiento de la competencia por los equipos hacia la competencia por la asignación de riesgos de los proyectos, la disponibilidad a largo plazo y el apoyo a la financiación.
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