Autori:
Ankit Gupta, Srishti Agarwal
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Mercato delle turbine eoliche onshore Dimensioni e quota 2026-2035
ID del Rapporto: GMI12007
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Data di Pubblicazione: August 2026
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Formato del Rapporto: PDF/Excel/Dashboard/Piattaforma
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Mercato delle turbine eoliche onshore
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Mercato delle turbine eoliche onshore
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Dimensione del mercato delle turbine eoliche terrestri
Il mercato delle turbine eoliche terrestri era valutato a 146,3 miliardi di dollari USA nel 2025 e raggiungerà 225,9 miliardi di dollari USA entro il 2035, con un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 4,4% nel periodo 2026–2035, secondo l'ultimo report pubblicato da Global Market Insights Inc.
Principali risultati del mercato delle turbine eoliche onshore
Leader di mercato: Vestas ha detenuto una quota di mercato superiore al 17% nel 2025.
Principali operatori: I primi 5 operatori di questo mercato includono Vestas, Siemens Gamesa Renewable Energy, Goldwind, Envision Energy, GE Vernova, che insieme detenevano una quota di mercato del 53% nel 2025.
I ricavi rappresentano la spesa in conto capitale sostenuta per MW di capacità eolica terrestre globale installata. L'anno di riferimento 2025 rimane preliminare: i 106.000 MW di installazioni potrebbero variare di ±5–8% al completamento della pubblicazione delle statistiche definitive. Il mercato comprende installazioni HAWT e VAWT superiori a 500 kW, progetti connessi alla rete e autonomi, nuove costruzioni, interventi di repowering, fornitura di turbine, opere civili, installazione, messa in servizio e infrastrutture accessorie. Sono escluse le turbine offshore, il minieolico inferiore a 500 kW, i servizi di esercizio e manutenzione (O&M) e post-vendita, i contratti di locazione dei terreni, i costi di autorizzazione, la valutazione delle risorse e la consulenza ingegneristica.
Le previsioni evidenziano una distinzione strutturale rilevante: il volume installato cresce a un CAGR del 5,0%, mentre i ricavi aumentano del 4,4%. Il costo totale installato per MW diminuisce da 1,38 milioni di dollari USA nel 2025 a 1,31 milioni di dollari USA nel 2035, poiché le piattaforme di maggiori dimensioni riducono i costi delle apparecchiature, delle opere civili e della connessione alla rete per unità di produzione. Di conseguenza, l'attività di installazione cresce più rapidamente del bacino dei ricavi. Questa distinzione si applica a tutte le previsioni regionali e per segmento, anziché rappresentare un'anomalia temporanea dei prezzi. [1]Global Wind Energy Council, "Global Wind Report 2024," gwec.net
L'andamento del periodo 2022–2025 mostra un'impennata delle costruzioni nel periodo successivo alla pandemia, seguita da una normalizzazione. Nel 2023 le installazioni globali hanno raggiunto 106.800 MW e i ricavi 152.100 milioni di dollari USA, per poi ridursi nel 2024 a 100.000 MW e 139.800 milioni di dollari USA, a causa della normalizzazione in Cina, dell'inasprimento delle catene di fornitura europee e della sospensione delle vendite della piattaforma 4.X da parte di Siemens Gamesa per interventi di risoluzione dei problemi di qualità. La ripresa del 2025, con 106.000 MW e 146.300 milioni di dollari USA, riflette l'attività di costruzione collegata all'Inflation Reduction Act degli Stati Uniti, a REPowerEU, ai progetti di trasmissione interstatale dell'India e a un contesto di politiche cinesi più stabile. [2]International Energy Agency, "Renewables 2024," iea.org
Le stime si basano su un modello bottom-up dal lato della domanda: gli incrementi annuali in MW sono valorizzati utilizzando il costo totale installato per MW validato per ciascuna regione di prezzo, quindi confrontati con i dati di GWEC, IEA, le statistiche nazionali, i programmi previsti dalle politiche, la reportistica aziendale e i dati pubblici sulle installazioni. I totali regionali sono riconciliati con il mercato globale nel 2025 e nel 2035. Le allocazioni per segmento sono riconciliate all'interno di ciascun asse di segmentazione, fatte salve le arrotondature indicate nella tabella delle previsioni per componente.
Opinione dell'analista GMI
Fino al 2030 il mercato entra in una fase di espansione trainata dai volumi, per poi orientarsi verso una combinazione di nuove costruzioni e repowering fino al 2035. Le turbine di maggiori dimensioni riducono i costi a livello di progetto, ma diminuiscono anche l'intensità dei costi installati per MW, mantenendo la crescita dei ricavi al di sotto di quella delle installazioni. La questione commerciale non riguarda l'aumento dell'installazione di impianti eolici, bensì la tenuta della disciplina dei prezzi con l'ampliamento della partecipazione dei fornitori cinesi sui mercati internazionali. Dopo il 2030, il repowering diventa il principale fattore di stabilizzazione nei mercati maturi, poiché le connessioni alla rete, le strade di accesso e le autorizzazioni dei siti sono già disponibili.
Principali fattori di crescita
Gli obiettivi in materia di energie rinnovabili sostengono il principale contributo alla domanda. I piani quinquennali della Cina, l'obiettivo dell'India di raggiungere 500 GW da fonti rinnovabili, REPowerEU e gli incentivi fiscali statunitensi creano portafogli di progetti pluriennali anziché cicli di approvvigionamento isolati. L'India ha installato 6-7 GW nell'anno fiscale 2024, a fronte di un ritmo annuo di 25 GW implicito nel suo obiettivo per il 2030, evidenziando una necessità misurabile di recupero. [3]Ministry of New and Renewable Energy, "Renewable Energy Programme," mnre.gov.in
L'eolico terrestre mantiene una struttura dei costi favorevole, che sostiene la sostenibilità economica dei nuovi impianti. IRENA colloca l'LCOE globale dell'eolico terrestre nell'intervallo compreso tra 0,024 e 0,107 dollari USA/kWh, mentre gran parte della nuova capacità rientra nell'intervallo di 0,033–0,050 dollari USA/kWh. Diametri del rotore maggiori e altezze del mozzo più elevate migliorano la resa riducendo al contempo il numero di macchine, fondazioni e interfacce di rete necessarie per raggiungere un determinato obiettivo di capacità. [4]International Renewable Energy Agency, "Renewable Power Generation Costs in 2023," irena.org
La politica di sicurezza energetica ha trasformato le autorizzazioni e la capacità produttiva nazionale in variabili commerciali. REPowerEU e il quadro dell'UE in materia di autorizzazioni sostengono una più rapida espansione delle energie rinnovabili, mentre i crediti d'imposta statunitensi alla produzione e agli investimenti migliorano la sostenibilità economica dei progetti. La riconversione dei parchi eolici rafforza questo effetto, poiché i siti esistenti possono utilizzare infrastrutture consolidate e diritti di interconnessione già ottenuti.
Principali fattori limitanti
La dipendenza dalle terre rare, la disponibilità di acciai speciali, il trasporto delle pale e la logistica dei componenti limitano il ritmo con cui le piattaforme di maggiori dimensioni possono espandersi. L'esposizione al neodimio e al disprosio rimane legata alle catene di fornitura cinesi, mentre le pale di lunghezza superiore a 80 m richiedono capacità specializzate di produzione, stoccaggio, trasporto e installazione.
Le autorizzazioni e l'interconnessione rappresentano un ulteriore collo di bottiglia per la capacità. Nel 2024 la Germania ha installato 3,0 GW, a fronte di un ritmo annuale di 10 GW necessario per raggiungere il percorso previsto per il 2030, mentre le code di interconnessione negli Stati Uniti superano i 2.000 GW considerando tutte le tecnologie. I progetti possono rimanere commercialmente sostenibili senza riuscire comunque a trasformarsi in installazioni nei tempi previsti.
La diminuzione del costo di installazione per MW avvantaggia gli sviluppatori e i consumatori di energia elettrica, ma limita i ricavi del mercato. Il costo globale di installazione passa da 1,38 milioni di dollari USA/MW nel 2025 a 1,31 milioni di dollari USA/MW nel 2035. Questo andamento dei prezzi spiega perché le previsioni in termini di volume rimangano superiori alle previsioni in termini di ricavi per tutto il periodo.
Opinione degli analisti di GMI
Il sostegno normativo e la competitività dei costi compensano i fattori limitanti individuati, ma nessuno dei due elimina il rischio di esecuzione. Il vincolo più rilevante è la trasformazione delle pipeline di progetti in risorse connesse alla rete. La pressione sui prezzi accresce l'importanza dei ricavi da servizi, del supporto al finanziamento e della produzione locale per gli OEM. Entro il 2030, i fornitori che combinano piattaforme di maggiori dimensioni con impegni di servizio finanziariamente sostenibili manterranno posizioni più solide rispetto ai fornitori che competono esclusivamente sul prezzo delle turbine.
Analisi per segmento del mercato delle turbine eoliche terrestri
Per asse di rotazione
Le turbine eoliche ad asse orizzontale rimangono lo standard per gli impianti di scala utility, poiché le catene di fornitura di trasmissioni, rotori, torri, gru e sistemi di integrazione alla rete sono state sviluppate intorno all'architettura HAWT. Le piattaforme Vestas EnVentus, Siemens Gamesa 4.X/5.X, GE Vernova’s 3.6-154 e 6.1-158 e Nordex Delta4000 dimostrano la profondità di questa base installata. Le HAWT crescono insieme al mercato, sebbene la loro quota diminuisca con l'espansione delle applicazioni specializzate.
Le VAWT operano in terreni complessi, regimi di vento turbolenti, aree ai margini urbani e sistemi ibridi remoti, nei quali l'omnidirezionalità e requisiti di velocità minima di avviamento più contenuti sono importanti. Il loro CAGR dell'8,5% rappresenta un tasso di crescita di nicchia a partire da 3.700 milioni di dollari USA, non una minaccia alla leadership delle HAWT su scala utility. Entro il 2035, le VAWT rappresenteranno ancora solo il 3,7% dei ricavi.
Per connettività
I progetti connessi alla rete dominano perché le aste, i PPA, i meccanismi di tariffa incentivante, i crediti d'imposta e gli standard per i portafogli di energie rinnovabili sono concepiti per la generazione su scala utility. I progetti sostenuti dall'IRA negli Stati Uniti, le nuove installazioni tedesche nell'ambito dell'obiettivo per l'eolico terrestre e i progetti indiani collegati all'ISTS concentrano il capitale in questo segmento. La quota dei progetti connessi alla rete salirà al 96,0% nel 2035.
I sistemi autonomi servono comunità remote, installazioni militari, isole e microreti industriali. Le zone industriali remote dell'Arabia Saudita, i programmi rurali africani e i sistemi eolico-batteria nei mercati degli arcipelaghi sostengono la domanda, tuttavia l'estensione della rete e l'economia degli impianti su scala utility limitano la crescita del segmento al 2,1%. Il valore operativo del segmento risiede nella resilienza e nell'accesso, non nel volume.
Per potenza nominale
Le turbine superiori a 3 MW rappresentano la classe di potenza nominale più ampia e in più rapida crescita. Vestas V172-7.2MW, Nordex N177-7.X, Siemens Gamesa SG 5.X e H242-12.5MW di CSSC Haizhuang sono in linea con l'orientamento degli approvvigionamenti verso una maggiore produzione da ciascuna fondazione e connessione alla rete. Il prototipo da 15 MW di SANY e la turbina certificata da 11,5 MW di Windey mostrano il limite superiore di questa traiettoria. [5]Vestas, "Annual Report 2024," vestas.com
L'intervallo>1-3 MW rimane rilevante laddove strade, gru, limiti della rete e conformazione del sito limitano le dimensioni delle turbine. La classe>500 kW-1 MW si contrae poiché gli approvvigionamenti su scala industriale si orientano verso macchine più grandi. La domanda residua rimane legata alle applicazioni remote, industriali e distribuite.
Per componente
Il totale dei componenti per il 2035 visualizzato differisce dal totale globale di 100 milioni di dollari USA poiché le cifre relative ai componenti sono arrotondate. Le navicelle mantengono la quota più elevata perché contengono la trasmissione, il generatore, il convertitore, il trasformatore, i sistemi di controllo, il sistema di imbardata e le apparecchiature di monitoraggio. Le architetture DFIG accoppiate a un moltiplicatore e quelle direct-drive a magneti permanenti concentrano la complessità ingegneristica nella navicella.
Le torri diventano più complesse con l'aumento delle altezze del mozzo oltre i 130 m, mentre i vincoli di trasporto sostengono la produzione regionale. I moduli del rotore richiedono stampi avanzati per compositi, protezioni del bordo d'attacco, trasporti specializzati e stoccaggio controllato. Le attività di produzione delle pale di CRRC e la controllata di GE Vernova, LM Wind Power, illustrano l'integrazione verticale nella fornitura dei rotori. [6]CRRC Wind Power, "Wind Power Products," crrcgc.cc
Opinione degli analisti GMI
Il passaggio a classi di potenza nominale più elevate influenza il mercato più dei cambiamenti nell'asse o nella composizione dei componenti. Ogni installazione di una piattaforma di grandi dimensioni aumenta il valore della logistica, degli studi sulla rete e dell'esecuzione dei servizi, anche se riduce l'intensità delle apparecchiature per MW. La classe superiore a 3 MW controllerà il 78% dei ricavi entro il 2035 perché è in linea sia con l'economia dei progetti greenfield sia con le esigenze di repowering. La crescita delle VAWT rimane commercialmente rilevante nelle applicazioni soggette a vincoli, non come sostituzione delle HAWT.
Analisi del mercato delle turbine eoliche onshore per area geografica
Nord America
Il Nord America raggiunge 27.900 milioni di dollari USA entro il 2035, con una crescita del 7,6%. I crediti d'imposta alla produzione e agli investimenti previsti dall'IRA statunitense sostengono un intervallo di costruzione annuo compreso tra 8 e 14 GW fino al 2030; Texas, Iowa, Kansas, Oklahoma, Nuovo Messico e Wyoming rimangono stati chiave per l'energia eolica. Il Canada contribuisce alla domanda attraverso Ontario e Alberta. Il repowering dei parchi esistenti offre a GE Vernova e Vestas un secondo canale di crescita oltre ai progetti greenfield.
Europa
L'Europa passa da 25.400 milioni di dollari USA a 46.800 milioni di dollari USA. L'obiettivo della Germania di raggiungere 100 GW di capacità onshore, l'obiettivo PNIEC della Spagna di 62 GW, il quadro CfD del Regno Unito e le pipeline di sviluppo francesi e italiane sostengono un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 6,3%. Il livello di installazioni della Germania, pari a 3,0 GW nel 2024, è rimasto al di sotto del ritmo necessario per il 2030, confermando che le autorizzazioni e le connessioni alla rete rimangono vincoli centrali. Il costo installato in Europa diminuisce da 1,64 milioni di dollari USA/MW nel 2025 a 1,56 milioni di dollari USA/MW nel 2035.
Asia Pacifico
L’Asia Pacifico rimane il mercato più grande, con 100.100 milioni di dollari USA nel 2025, pari al 68,4% dei ricavi globali. La Cina rappresenta il 65% dei ricavi e delle installazioni dell’Asia Pacifico, concentrando in un solo Paese il 44% dei ricavi globali dell’eolico terrestre. Tale concentrazione rende la politica cinese, le condizioni commerciali relative alle terre rare e all’acciaio speciale e la regolamentazione degli sviluppatori privati fattori di rischio rilevanti per le previsioni.
Il 14° e il 15° Piano quinquennale della Cina sostengono un percorso di aggiunte annuali di capacità eolica terrestre pari a 70–80 GW. L’obiettivo indiano di 500 GW di energia rinnovabile richiede aggiunte annuali di capacità eolica pari a 25 GW entro il 2030, rispetto ai 6–7 GW dell’esercizio finanziario 2024. Il Capacity Investment Scheme australiano, i mercati di Tohoku e Hokkaido in Giappone e le province di Jeolla in Corea del Sud ampliano la presenza regionale. Nello scenario di base, i ricavi dell’Asia Pacifico diminuiscono da 136.000 milioni di dollari USA nel 2034 a 133.100 milioni di dollari USA nel 2035, mentre la Cina attraversa la transizione tra due Piani quinquennali; la crescita globale prosegue grazie all’aumento dei volumi in Europa e nelle Americhe. [7]National Development and Reform Commission, "China Fourteenth Five-Year Plan Energy Chapter," ndrc.gov.cn
America Latina
L’America Latina raggiunge 8.700 milioni di dollari USA entro il 2035, con un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 4,7%. I mercati brasiliani di Ceará, Rio Grande do Norte, Bahia e Piauí guidano la domanda regionale. Il mercato messicano dei PPA privati e i progetti della Patagonia argentina offrono ulteriori canali di approvvigionamento. La concorrenza nella regione dipende dai finanziamenti, dall’esecuzione locale e dalla copertura dei servizi, mentre i produttori di apparecchiature originali (OEM) cinesi ed europei competono per gli stessi progetti.
Medio Oriente e Africa
Il Medio Oriente e l’Africa crescono da 1.812 milioni di dollari USA a 9.290 milioni di dollari USA, con un CAGR del 17,8%. Questo tasso riflette una base di partenza ridotta, pari all’1,2% dei ricavi globali, e non una scala di crescita paragonabile a quella dei grandi mercati regionali. L’incremento assoluto di 7,5 miliardi di dollari USA nell’intero periodo di previsione è inferiore a una tipica aggiunta annuale dell’Asia Pacifico. Ogni riferimento al CAGR dell’MEA deve essere contestualizzato rispetto a questa base estremamente ridotta.
Il Programma nazionale per le energie rinnovabili dell’Arabia Saudita, la Strategia per l’energia pulita degli Emirati Arabi Uniti, il programma dell’Oman, le aste REIPPP del Sudafrica, il Corridoio eolico del Canale di Suez in Egitto, i progetti del Marocco e i programmi di rete del Kenya e dell’Etiopia sostengono le opportunità regionali. Arabia Saudita, Egitto, Sudafrica e Marocco sono i principali Paesi di riferimento.
Prospettiva dell’analista GMI
È in corso una diversificazione regionale, ma ciò non elimina il rischio incentrato sulla Cina. L’Asia Pacifico rimane il principale bacino della domanda fino al 2035, mentre il Nord America e l’Europa generano i tassi di crescita più elevati tra i mercati sviluppati. Il Medio Oriente e l’Africa acquisiscono un’importanza strategica per i portafogli ordini degli OEM e per la produzione destinata all’esportazione, sebbene il loro CAGR del 17,8% non debba mai essere considerato separatamente dalla base di 1.812 milioni di dollari USA. Entro il 2030, le norme sul contenuto locale e i finanziamenti dei progetti determineranno sempre più i vincitori regionali.
Quota di mercato e panorama competitivo del mercato delle turbine eoliche terrestri
Vestas guida il mercato con il 17% dei ricavi del 2025, seguita da Siemens Gamesa Renewable Energy con l'11%, Goldwind con il 10%, Envision con l'8% e GE Vernova con il 7%. I primi cinque operatori detengono il 53%, rendendo il mercato moderatamente concentrato in termini di ricavi. Gli OEM cinesi detengono una quota maggiore della capacità installata in MW rispetto ai ricavi, poiché i costi totali di installazione nell'area Asia-Pacifico, pari a 1,31 milioni di dollari USA/MW, sono inferiori ai 1,64 milioni di dollari USA/MW dell'Europa. Le quote sono calcolate sui ricavi del totale globale pari a 146.300 milioni di dollari USA.
Vestas combina una presenza internazionale, le piattaforme EnVentus, i ricavi derivanti dai servizi e la capacità di repowering. Siemens Gamesa mantiene un'ampia presenza europea e nel settore dei servizi, ripristinando al contempo il posizionamento delle piattaforme 4.X e 5.X. La tecnologia direct-drive di Goldwind, la capacità produttiva e il ruolo di sviluppatore sostengono la leadership globale in termini di MW installati. Envision combina le turbine con la piattaforma digitale EnOS e l'esecuzione di progetti internazionali. GE Vernova beneficia della base installata in Nord America, dell'integrazione di LM Wind Power e di una pipeline sostenuta dall'IRA. [8]Siemens Energy, "Annual Report FY2024," siemens-energy.com[9]Goldwind, "2024 Annual Results," goldwind.com
Il successivo livello competitivo comprende Mingyang, CSSC Haizhuang, Windey, Dongfang, United Power, SANY, Shanghai Electric e CRRC. La piattaforma H242-12.5MW di CSSC è destinata a grandi impianti desertici e del Gobi. Il posizionamento di Windey nel settore dei DFIG a media tensione e la certificazione del modello WD230-11500 ne sostengono il profilo tecnologico. SANY combina gli ordini indiani con piani per la produzione in Europa, mentre la capacità di CRRC nella produzione di pale rafforza il controllo della catena di fornitura. ENERCON e Nordex rimangono specialisti europei dell'eolico onshore, con una presenza regionale distinta nei servizi e nel posizionamento delle piattaforme. Suzlon e Inox Wind rappresentano la base di fornitura nazionale indiana; Inox Wind ha sostituito Hitachi Energy nell'insieme di aziende approvato perché è un OEM indiano di turbine onshore. Doosan Enerbility mantiene un profilo storico onshore focalizzato sulla Corea, basato sul modello WinDS3000, con una strategia futura incentrata sulle piattaforme offshore. Senvion rappresenta esclusivamente un profilo storico: è diventata inattiva nel 2019 e Siemens Gamesa ha acquisito nel 2020 i suoi asset europei relativi ai servizi, la proprietà intellettuale e Ria Blades. Sinovel mantiene un ruolo ridimensionato nel mercato.
Valutazione dell'analista GMI
Il mercato in termini di ricavi è moderatamente concentrato, tuttavia l'intensità competitiva rimane elevata poiché i prezzi regionali e l'accesso ai fornitori differiscono nettamente. I leader occidentali mantengono vantaggi nei servizi, nei finanziamenti e nei mercati con elevati requisiti di conformità. È più probabile che gli OEM cinesi acquisiscano quote laddove gli sviluppatori attribuiscano valore ai prezzi chiavi in mano e alle partnership in materia di contenuto locale. L'effetto di secondo ordine dell'espansione internazionale consiste in uno spostamento dalla competizione sulle apparecchiature alla competizione per l'allocazione del rischio di progetto, la disponibilità a lungo termine e il sostegno al finanziamento.
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