Autores:
Ankit Gupta, Riya Gupta
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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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Formato del informe: PDF/Excel/Panel de control/Plataforma
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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 turbinas eólicas terrestres
El mercado de turbinas eólicas terrestres se valoró en 146,3 mil millones de dólares estadounidenses en 2025 y alcanzará los 225,9 mil millones de dólares estadounidenses en 2035, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 4,4 % durante 2026–2035, según el último informe publicado por Global Market Insights Inc.
Conclusiones clave del mercado de turbinas eólicas terrestres
Líder del mercado: Vestas lideró con una cuota de mercado superior al 17% en 2025.
Actores líderes: Los 5 principales actores de este mercado son Vestas, Siemens Gamesa Renewable Energy, Goldwind, Envision Energy, GE Vernova, que en conjunto alcanzaron una cuota de mercado del 53% en 2025.
Los ingresos representan el gasto de capital desplegado por MW de capacidad eólica terrestre mundial instalada. El año de referencia 2025 sigue siendo provisional: la cifra de 106.000 MW de instalaciones podría variar entre un ±5–8 % cuando se complete la publicación de las estadísticas. El mercado incluye instalaciones de turbinas eólicas de eje horizontal (HAWT) y de eje vertical (VAWT) de más de 500 kW, proyectos conectados a la red y autónomos, nuevas construcciones, repotenciación, suministro de turbinas, obras civiles, instalación, puesta en servicio e infraestructura auxiliar. Se excluyen las turbinas marinas, la energía eólica de pequeña escala por debajo de 500 kW, los servicios de operación y mantenimiento (O&M) y posventa, los arrendamientos de terrenos, los costes de obtención de permisos, la evaluación del recurso eólico y la consultoría de ingeniería.
La previsión presenta una distinción estructural importante: el volumen instalado aumenta a una TCAC del 5,0 %, mientras que los ingresos crecen a una TCAC del 4,4 %. El coste total de instalación por MW desciende de 1,38 millones de dólares estadounidenses en 2025 a 1,31 millones de dólares estadounidenses en 2035, ya que las plataformas de mayor tamaño reducen los costes de los equipos, las obras civiles y la conexión a la red por unidad de producción. Como consecuencia, la actividad de despliegue crece más rápido que los ingresos del mercado. Esta distinción se aplica a todas las previsiones regionales y por segmento, y no representa una anomalía temporal de precios. [1]
Los datos de 2022–2025 reflejan un auge de la construcción tras la pandemia, seguido de una normalización. Las instalaciones mundiales alcanzaron los 106.800 MW y los ingresos llegaron a 152.100 millones de dólares estadounidenses en 2023; después, descendieron hasta los 100.000 MW y los 139.800 millones de dólares estadounidenses en 2024, debido a la normalización en China, las restricciones en las cadenas de suministro europeas y la suspensión de las ventas de la plataforma 4.X de Siemens Gamesa para solucionar problemas de calidad. La recuperación de 2025, hasta los 106.000 MW y los 146.300 millones de dólares estadounidenses, refleja la actividad de construcción vinculada a la Ley de Reducción de la Inflación de EE. UU., REPowerEU, los proyectos interestatales de transmisión de la India y un entorno normativo más estable en China. [2]
Las estimaciones se basan en un marco metodológico ascendente centrado en la demanda: las incorporaciones anuales de MW se valoran aplicando el coste total de instalación por MW validado para cada región de precios y, posteriormente, se contrastan con los datos de GWEC, la IEA, las estadísticas nacionales, las carteras de proyectos impulsados por políticas públicas, los informes de las empresas y los datos públicos sobre instalaciones. Los totales regionales se ajustan al mercado mundial en 2025 y 2035. Las asignaciones por segmento se ajustan dentro de cada eje de segmentación, con la única salvedad del redondeo mostrado en la tabla de previsiones desglosadas.
Perspectiva de los analistas de GMI
El mercado entra en una fase de expansión impulsada por el volumen hasta 2030 y, después, evoluciona hacia una combinación de proyectos de nueva construcción y repotenciación hasta 2035. Las turbinas de mayor tamaño reducen los costes de los proyectos, pero también disminuyen el coste de instalación por MW, por lo que el crecimiento de los ingresos queda por debajo del 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 presencia internacional. Después de 2030, la repotenciación se convierte en el principal factor de estabilidad en los mercados maduros, ya que las conexiones a la red, los caminos de acceso y los permisos de los emplazamientos ya existen.
Principales impulsores del crecimiento
Los objetivos de energías renovables sustentan la mayor contribución a la demanda. Los planes quinquenales de China, el objetivo de India de alcanzar 500 GW de capacidad renovable, REPowerEU y los incentivos fiscales de Estados Unidos generan carteras de proyectos plurianuales, en lugar de ciclos de contratación aislados. India instaló entre 6 y 7 GW en el ejercicio fiscal de 2024, frente al ritmo anual de 25 GW que implica su objetivo para 2030, por lo que aún debe recuperar un desfase cuantificable. [3]
La energía eólica terrestre mantiene una posición de costes que respalda la viabilidad económica de las nuevas instalaciones. IRENA sitúa el LCOE mundial de la energía eólica terrestre entre 0,024 y 0,107 USD/kWh, y gran parte de la nueva capacidad se encuentra en el intervalo de 0,033 a 0,050 USD/kWh. Los diámetros de rotor mayores y una mayor altura de buje mejoran el rendimiento y reducen el número de aerogeneradores, cimentaciones e interfaces de red necesarios para alcanzar un objetivo de capacidad. [4]
Las políticas de seguridad energética han convertido la concesión de permisos y la capacidad nacional en variables comerciales. REPowerEU y el marco de permisos de la UE respaldan una expansión más rápida de las energías renovables, mientras que los créditos fiscales a la producción y la inversión de Estados Unidos mejoran la viabilidad económica de los proyectos. La repotenciación amplía este efecto, ya que los emplazamientos existentes pueden aprovechar infraestructuras consolidadas y derechos de interconexión.
Principales factores limitantes del mercado
La dependencia de 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 concesión de permisos y la interconexión generan un cuello de botella de capacidad independiente. Alemania instaló 3,0 GW en 2024, frente al ritmo anual de 10 GW necesario para alcanzar su trayectoria hacia 2030, y las colas de interconexión de Estados Unidos superan los 2.000 GW en distintas tecnologías. Los proyectos pueden seguir siendo comercialmente viables y, aun así, no llegar a convertirse en instalaciones según lo 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 dólares estadounidenses/MW en 2025 a 1,31 millones de dólares estadounidenses/MW en 2035. Este patrón de precios explica por qué la previsión de volumen se mantiene por encima de la previsión de ingresos durante todo el período.
Perspectiva de los analistas de GMI
El respaldo político y la competitividad en costes pesan más que los factores limitantes identificados, pero ninguno elimina el riesgo de ejecución. La principal limitación 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). De aquí a 2030, los proveedores que combinen plataformas de mayor tamaño con compromisos de servicio financiables mantendrán posiciones más sólidas que aquellos que compitan únicamente en precio de las turbinas.
Análisis por segmentos del mercado de turbinas eólicas terrestres
Por eje de rotación
Las turbinas eólicas de eje horizontal siguen siendo el estándar para los proyectos a gran escala, ya que las cadenas de suministro de trenes de transmisión, rotores, torres, grúas e integración a la red se desarrollaron en torno a la arquitectura HAWT. Las plataformas EnVentus de Vestas, 4.X/5.X de Siemens Gamesa, 3.6-154 y 6.1-158 de GE Vernova, y Delta4000 de Nordex demuestran la solidez de esta base instalada. Las HAWT crecen al ritmo del mercado, aunque su cuota disminuye a medida que se expanden las aplicaciones especializadas.
Las VAWT operan en terrenos complejos, regímenes de viento turbulentos, emplazamientos en las periferias urbanas y sistemas híbridos remotos, donde son importantes la omnidireccionalidad y unos requisitos de velocidad de arranque más bajos. Su TCAC del 8,5 % corresponde a un nicho en crecimiento que parte de los 3.700 millones de dólares estadounidenses, y no supone un desafío al liderazgo de las HAWT en proyectos a gran escala. En 2035, las VAWT todavía representan solo el 3,7 % de los ingresos.
Por conectividad
Los proyectos conectados a la red predominan porque las subastas, los PPA, los mecanismos de tarifas de inyección, los créditos fiscales y las normas sobre carteras de energías renovables están diseñados para la generación a gran escala. Los proyectos respaldados por la IRA en Estados Unidos, las nuevas incorporaciones en Alemania en el marco de su objetivo de energía eólica terrestre y los proyectos vinculados al ISTS en India concentran el capital en este segmento. La cuota de los proyectos conectados a la red alcanza el 96,0 % en 2035.
Los sistemas autónomos abastecen a comunidades remotas, instalaciones militares, islas y microrredes industriales. Las zonas industriales remotas de Arabia Saudí, los programas rurales de África y los sistemas eólico-batería en mercados de archipiélagos respaldan la demanda, pero la extensión de la red y la economía de los proyectos a gran escala 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 categoría de potencia nominal más grande y de más rápido crecimiento. Los modelos V172-7.2MW de Vestas, N177-7.X de Nordex, SG 5.X de Siemens Gamesa y H242-12.5MW de CSSC Haizhuang se ajustan a la tendencia de contratación, que busca obtener una mayor producción de cada 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]
El intervalo de más de 1 a 3 MW sigue siendo relevante cuando las carreteras, las grúas, las limitaciones de la red y la geometría del emplazamiento restringen el tamaño de las turbinas. La categoría de más de 500 kW y hasta 1 MW se contrae a medida que la contratación para proyectos a gran escala se desplaza hacia máquinas de mayor tamaño. La demanda residual sigue vinculada a aplicaciones remotas, industriales y distribuidas.
Por componente
El total por componentes mostrado para 2035 difiere del total mundial en 100 millones de dólares estadounidenses debido al redondeo de las cifras por componentes. Las góndolas conservan la mayor cuota porque contienen el tren de transmisión, el generador, el convertidor, el transformador, los sistemas de control, el sistema de orientación y los equipos de monitorización. Las arquitecturas DFIG acopladas a una caja de engranajes y las de accionamiento directo con imanes permanentes concentran la complejidad de ingeniería en la góndola.
Las torres plantean mayores exigencias a medida que la altura de buje supera los 130 m, mientras que las limitaciones del 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 de GE Vernova, LM Wind Power, ilustran la integración vertical en el suministro de rotores. [6]
Perspectiva de los analistas de GMI
La transición a potencias nominales superiores impulsa el mercado más que los cambios en el eje o en la composición de los componentes. Cada instalación de una plataforma de gran tamaño aumenta el valor de la logística, los estudios de red y la ejecución de los servicios, aunque reduzca la intensidad de equipos por MW. La clase de más de 3 MW representará el 78 % de los ingresos en 2035, ya que se ajusta tanto a la economía de los proyectos nuevos 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 los 27.900 millones de dólares estadounidenses en 2035, con un crecimiento del 7,6 %. Los créditos fiscales a la producción y la inversión de la IRA de EE. UU. respaldan un ritmo anual de construcción de entre 8 y 14 GW hasta 2030. Texas, Iowa, Kansas, Oklahoma, Nuevo México y Wyoming seguirán siendo estados clave para la energía eólica. Canadá suma demanda a través de Ontario y Alberta. La repotenciación de parques eólicos antiguos ofrece a GE Vernova y Vestas un segundo canal de crecimiento, además de los proyectos nuevos.
Europa
Europa crecerá de 25.400 millones a 46.800 millones de dólares estadounidenses. El objetivo de 100 GW de energía eólica terrestre de Alemania, la meta de 62 GW del PNIEC de España, el marco británico de contratos por diferencias (CfD) y las carteras de proyectos de Francia e Italia respaldan una TCAC del 6,3 %. La potencia instalada de Alemania, de 3,0 GW en 2024, se mantuvo por debajo del ritmo necesario para 2030, lo que confirma que los permisos y las conexiones a la red siguen siendo obstáculos centrales. El coste de instalación en Europa bajará de 1,64 millones de dólares estadounidenses/MW en 2025 a 1,56 millones de dólares estadounidenses/MW en 2035.
Asia-Pacífico
Asia-Pacífico seguirá siendo el mayor mercado, con 100.100 millones de dólares estadounidenses en 2025, equivalentes al 68,4 % de los ingresos mundiales. China representa el 65 % de los ingresos y las instalaciones de Asia-Pacífico, por lo que un solo país concentra el 44 % de los ingresos mundiales de la energía eólica terrestre. Esta concentración convierte las políticas chinas, las condiciones comerciales de las tierras raras y el acero especial, y la regulación de los promotores privados en riesgos sustanciales para las previsiones.
Los 14.º y 15.º Planes Quinquenales de China respaldan una trayectoria de nuevas instalaciones terrestres de 70-80 GW anuales. El objetivo de India de alcanzar 500 GW de energía renovable exige incorporar 25 GW de energía eólica al año de aquí a 2030, frente a los 6-7 GW del ejercicio fiscal 2024. El Capacity Investment Scheme de Australia, los mercados de Tohoku y Hokkaido en Japón y las provincias de Jeolla en Corea del Sur amplían la presencia regional. En el escenario base, los ingresos de Asia-Pacífico disminuyen de 136.000 millones de dólares estadounidenses en 2034 a 133.100 millones en 2035, cuando China inicia la transición entre planes quinquenales; el crecimiento mundial continúa gracias al aumento del volumen en Europa y América. [7]
América Latina
América Latina alcanza los 8.700 millones de dólares estadounidenses en 2035, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 4,7 %. Los mercados brasileños de Ceará, Rio Grande do Norte, Bahia y Piauí lideran la demanda regional. El mercado mexicano de contratos PPA privados y los proyectos de la Patagonia argentina ofrecen canales de contratación adicionales. La competencia en la región depende de la financiación, la ejecución local y la cobertura de servicio, mientras los fabricantes de equipos originales (OEM) chinos y europeos optan a los mismos proyectos.
Oriente Medio y África
Oriente Medio y África crece de 1.812 millones a 9.290 millones de dólares estadounidenses, 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. El aumento absoluto de 7,5 mil millones de dólares estadounidenses durante el período de previsión es inferior a una incorporación anual típica de Asia-Pacífico. Cada vez que se cite la TCAC de MEA, debe incluirse este contexto de base reducida.
El Programa Nacional de Energías Renovables de Arabia Saudí, la Estrategia de Energía Limpia de los EAU, el programa de Omán, las subastas REIPPP de Sudáfrica, el Corredor Eólico del Canal de Suez de Egipto, los proyectos de Marruecos y los programas de redes eléctricas de Kenia y Etiopía sustentan las oportunidades regionales. Arabia Saudí, Egipto, Sudáfrica y Marruecos son los principales países de referencia.
Perspectiva de los analistas de GMI
La diversificación regional está en marcha, pero no elimina los riesgos centrados en China. Asia-Pacífico seguirá siendo la mayor bolsa de demanda hasta 2035, mientras que América del Norte y Europa registrarán las tasas de crecimiento más elevadas entre los mercados desarrollados. Oriente Medio y África adquiere importancia estratégica para las carteras de pedidos de los OEM y la fabricación para la exportación, aunque su TCAC del 17,8 % nunca debe considerarse al margen de su base de 1.812 millones de dólares estadounidenses. De aquí a 2030, las normas sobre contenido local y la financiación de proyectos determinarán cada vez más qué regiones salen vencedoras.
Cuota de mercado y panorama competitivo del mercado de 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 %. Los cinco principales actores concentran el 53 %, por lo que el mercado presenta una concentración moderada en términos de ingresos. Los OEM chinos tienen una cuota de MW instalados superior a su cuota de ingresos, ya que los costes totales de instalación en Asia-Pacífico, de 1,31 millones de dólares estadounidenses/MW, son inferiores a los de Europa, de 1,64 millones de dólares estadounidenses/MW. Las cuotas se calculan en función de los ingresos sobre un total mundial de 146.300 millones de dólares estadounidenses.
Vestas combina alcance internacional, plataformas EnVentus, ingresos por servicios y capacidad de repotenciación. Siemens Gamesa mantiene una amplia presencia en Europa y en el ámbito de los servicios, al tiempo que recupera su posición con las plataformas 4.X y 5.X. La tecnología de accionamiento directo, la escala de fabricación y el papel como desarrollador de Goldwind respaldan su liderazgo mundial por MW instalados. Envision combina turbinas con la plataforma digital EnOS y la ejecución internacional de proyectos. GE Vernova se beneficia de su base instalada en Norteamérica, la integración de LM Wind Power y la cartera de proyectos respaldada por la IRA. [8][9]
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 destinada a grandes complejos desérticos y del Gobi. El posicionamiento de Windey en DFIG de media tensión y la certificación WD230-11500 respaldan su enfoque tecnológico. SANY combina pedidos en India con planes de fabricación en Europa, mientras que la capacidad de CRRC para fabricar palas refuerza el control de la cadena de suministro. ENERCON y Nordex siguen siendo especialistas europeos en energía eólica terrestre, con una presencia diferenciada en servicios y plataformas según la región. 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 terrestres. Doosan Enerbility mantiene un perfil heredado centrado en el mercado terrestre coreano y basado en el WinDS3000, con una estrategia futura centrada en plataformas eólicas marinas. Senvion es solo un perfil histórico: cesó su actividad en 2019, y Siemens Gamesa adquirió sus activos europeos de servicios, propiedad intelectual y Ria Blades en 2020. Sinovel conserva un papel reducido en el mercado.
Perspectiva de los analistas de GMI
El mercado de ingresos está moderadamente concentrado, pero la intensidad competitiva sigue siendo elevada debido a las marcadas diferencias regionales en los precios y el acceso a proveedores. Los líderes occidentales mantienen ventajas en servicios, financiación y mercados con requisitos estrictos de cumplimiento. Es más probable que los fabricantes chinos de equipos originales (OEM) ganen terreno allí donde los promotores valoran los precios llave en mano y las alianzas de contenido nacional. El efecto de segundo orden de la expansión internacional es un cambio de la competencia en equipos a la competencia por la asignación de riesgos de los proyectos, la disponibilidad a largo plazo y el apoyo financiero.
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