Sistema Eléctrico Alemán y Cadena Industrial de Energía Eólica Terrestre: La expansión eólica alemana se aproxima a su máximo; Barclays prefiere proveedores de cables a fabricantes de turbinas eólicas

Visión general

El informe examina cuánta energía eólica adicional necesita realmente el sistema eléctrico de Alemania y relaciona la oferta y la demanda del sistema, la política EEG 2027, los cuellos de botella en la ejecución de proyectos y la rentabilidad de la cadena industrial. Barclays considera que la transición energética renovable alemana ha logrado resultados significativos, pero que simplemente seguir añadiendo energía eólica ya no puede resolver los problemas de estabilidad del sistema. Las prioridades futuras de inversión podrían desplazarse hacia redes, almacenamiento y generación despachable, lo que le lleva a preferir a los proveedores de cables en términos relativos.

Perspectivas principales

El despliegue de energía renovable de Alemania durante la última década ha reducido significativamente su dependencia de energía externa y combustibles fósiles. La energía renovable aporta actualmente más del 60% de la generación eléctrica, y la eólica y la solar representan aproximadamente el 50%; mientras tanto, la cuota de generación despachable y de carga base cayó de casi el 70% en 2015 a menos del 40% en 2025. La trayectoria de políticas incluye la sustitución en EEG 2017 de las tarifas fijas de inyección por subastas, la Ley de Eliminación del Carbón de 2020 que estableció una vía de salida del carbón a más tardar en 2038, EEG 2021 que fijó un objetivo de renovables del 65% para 2030, el “Paquete de Pascua” de 2023 que elevó el objetivo al 80%, y la finalización de la eliminación nuclear en 2023. Barclays considera correcta la dirección de la transición, pero la reducción simultánea de capacidad despachable ha hecho que el sistema dependa más de las condiciones meteorológicas y de la electricidad importada. Las señales de saturación a nivel de sistema aumentan. Tras permanecer como exportador neto de electricidad durante aproximadamente dos décadas consecutivas, Alemania se ha convertido en importador neto: necesita importaciones cuando la producción eólica es baja, pero recorta energía eólica cuando la producción es alta por falta de capacidad de transmisión y absorción. Se espera que el número de horas con precios negativos se aproxime a 650 en 2026 y siga creciendo a una tasa de dos dígitos, con una compensación por recorte eólico que aumenta en consecuencia. El análisis de escenarios de oferta y demanda del informe muestra que, en un contexto de demanda eléctrica estancada, alcanzar mecánicamente los objetivos eólicos del gobierno solo incrementaría la capacidad excedentaria, el recorte y los desequilibrios regionales sin resolver los problemas de suministro eléctrico durante los períodos de poco viento. El consumo eléctrico de Alemania en 2025 fue el más bajo en décadas, un 8% inferior a 2019 y un 12% inferior a 2015. Por tanto, el sistema necesita más expansión de red, almacenamiento y generación despachable como gas, en lugar de simplemente más turbinas eólicas. Barclays también considera que el coste nivelado tradicional de electricidad (LCOE) subestima el coste total del sistema de la energía eólica. El LCOE no refleja plenamente cuatro costes: diferencias en el valor de la generación eólica en distintos momentos, costes de recorte cuando la producción no puede ser absorbida, el coste de generación de respaldo o almacenamiento necesario para mantener la seguridad de suministro, y el coste de mejoras de red requeridas para abordar la intermitencia de la generación y el desajuste geográfico entre generación y consumo. La mayoría de estos costes continúa aumentando a medida que se incrementa la penetración eólica, debilitando gradualmente la economía marginal de la capacidad eólica adicional. El informe espera que Alemania tenga dificultades para alcanzar su objetivo de un 80% de generación eléctrica renovable en 2030, mientras que su modelo arroja un resultado superior al 70%. El borrador EEG 2027 refleja un cambio de política desde maximizar la capacidad instalada hacia la integración del sistema. Las nuevas normas proponen reducir la compensación por recorte eólico para nuevos proyectos en “regiones con restricciones de capacidad” donde el recorte supera el 5% de la generación, con el recorte no compensado limitado al 20%. También eliminarían todo el potencial alcista del desarrollador cuando los precios de mercado de la electricidad superen los precios adjudicados en subasta. El sistema anterior proporcionaba efectivamente un “suelo de ingresos con potencial alcista”, mientras que el nuevo sistema avanza hacia un “techo de ingresos con riesgo bajista”. Barclays estima que las cuatro a cinco regiones con mayor densidad eólica podrían superar el umbral del 5%. En conjunto, estas regiones representan el 45% de la capacidad instalada existente y el 55% de la cartera futura de proyectos, y más del 50% de los proyectos potenciales podría verse afectado. La menor certidumbre de ingresos puede elevar los costes de financiación de los pequeños desarrolladores que dominan la construcción eólica alemana, debilitando aún más la economía de proyectos ya presionada. Las señales de política parecen contradictorias: las condiciones de subvención se vuelven más estrictas, pero el gobierno planea añadir 5GW de volumen de subastas en cada uno de 2027 y 2028, y otros 2GW en 2029, para un aumento total de 12GW. El informe considera que el comportamiento de desarrolladores y asociaciones sectoriales refleja mejor los riesgos reales. Para asegurar proyectos bajo las reglas antiguas, los desarrolladores ofertaron agresivamente en las subastas de 2026, reduciendo los precios adjudicados por kilovatio-hora aproximadamente un 30% desde su máximo de 2024 y hasta su nivel más bajo desde 2018. Barclays considera que estos proyectos de bajo precio dependen más del potencial alcista futuro de los precios de mercado de la electricidad, que sus carteras de proyectos pueden ser más especulativas y que su tasa final de finalización podría caer por debajo del nivel histórico de aproximadamente 90%. La federación alemana de energía renovable y la asociación de energía eólica advirtieron, respectivamente, de una paralización de la construcción renovable y una desaceleración significativa de la expansión eólica, mientras que la asociación de la industria química considera que la reforma ayudará a mejorar la utilización de la red y a reducir los costes del sistema. La construcción eólica también afronta cuellos de botella de ejecución. La base de datos MaStR de Alemania muestra que aproximadamente 2.4GW de capacidad eólica terrestre se puso en servicio en el primer semestre de 2026, lo que representa un crecimiento interanual de solo alrededor del 10%. Barclays supone que las instalaciones del segundo semestre serán aproximadamente un 60% superiores a las del primero, superando la aceleración estacional más fuerte observada durante los últimos cinco años, y sobre esta base estima instalaciones para todo 2026 de aproximadamente 6.3GW. Aunque 2026 aún podría establecer un récord de instalaciones, se estima que los fabricantes de turbinas eólicas aseguraron más de 10GW de pedidos alemanes en 2025, un claro desajuste con una tasa anualizada de instalaciones de aproximadamente 6GW que refleja restricciones de transporte, capacidad de construcción y retrasos de proyectos. El informe espera que las instalaciones de turbinas alcancen su máximo en 2027 y permanezcan en un nivel bajo a largo plazo después de 2030. Los pedidos europeos de Nordex también han disminuido ligeramente interanualmente durante tres trimestres consecutivos, lo que sugiere que los pedidos podrían estar alcanzando su máximo. La concentración geográfica de proyectos amplifica aún más los riesgos de política y red. A 31 de diciembre de 2025, las cinco regiones con mayor densidad de capacidad instalada por unidad de superficie representaban más del 50% de la capacidad eólica terrestre de Alemania. Regiones de alta densidad como Schleswig-Holstein, Brandeburgo, Baja Sajonia y Sajonia-Anhalt aseguraron aproximadamente el 60% de los proyectos adjudicados en subasta durante el año, por encima del nivel de 2025. Si los nuevos proyectos continúan concentrándose en regiones ya intensivas en energía eólica, más proyectos entrarán en las áreas con restricciones de capacidad definidas por EEG 2027 y asumirán el riesgo de recorte no compensado. A nivel de cadena industrial, Alemania fue la mayor fuente de pedidos de energía eólica terrestre para Vestas y Nordex en 2025, y se estima que representó más del 30% de los pedidos de ambas compañías. El informe estima por separado que Alemania pudo representar aproximadamente el 30% y más del 40% de los pedidos respectivos de Vestas y Nordex ese año, pese a que Alemania representa menos del 2% de la generación eléctrica mundial. El mercado alemán tiene poca competencia de fabricantes chinos y una proporción relativamente elevada de pequeños clientes, por lo que los márgenes de equipos nuevos pueden superar los promedios de las compañías, pero es improbable que esta fuente inusualmente concentrada de demanda de alto margen persista a largo plazo. Barclays espera que los pedidos alemanes alcancen su máximo en 2025-2026, y que los pedidos y beneficios de los fabricantes de turbinas se normalicen posteriormente esta década. Los bajos precios de subasta aún no han afectado a los precios de las turbinas, pero las turbinas constituyen la mayor partida de coste en proyectos terrestres. Si los proyectos necesitan mantenerse económicos con menores precios adjudicados, los precios de las turbinas podrían finalmente quedar bajo presión. Sobre la base de estas opiniones, Barclays prefiere NKT, Nexans y Prysmian, que se benefician de la expansión de red, frente a los fabricantes de turbinas eólicas Vestas y Nordex. Para Nordex, el informe considera que el máximo de beneficios aún está por llegar y eleva sustancialmente las previsiones de beneficios a corto plazo: el EPS ajustado para 2026 se elevó un 86%, de €0.99 a €1.84, mientras que el EPS ajustado para 2027 se elevó un 112%, de €1.12 a €2.37. Se espera que el EPS ajustado aumente de €1.01 en 2025 a €2.37 en 2027 antes de caer ligeramente a €2.33 en 2028. Se espera que el margen EBITDA ajustado aumente del 8.1% en 2025 al 11.1% en 2027 y luego descienda al 10.9% en 2028. Mediante DCF, el informe elevó el precio objetivo de Nordex un 122%, de €15.80 a €35, pero mantuvo su calificación Equal Weight, reflejando la coexistencia de la mejora de beneficios a corto plazo y el riesgo de normalización a medio plazo de la demanda alemana.

Marco de análisis

El informe primero revisa los cambios en la combinación de generación de Alemania derivados de la eliminación nuclear, la eliminación del carbón y las políticas de apoyo a las energías renovables. Después utiliza su modelo propio de oferta-demanda eléctrica para comparar excedentes de oferta-demanda, importaciones, precios negativos de la electricidad y recortes eólicos bajo los objetivos gubernamentales de despliegue. A continuación, el informe analiza el impacto de EEG 2027 en la compensación, las subastas y la financiación de desarrolladores, y utiliza datos de registro MaStR para estimar las instalaciones de 2026, vinculando pedidos, capacidad de instalación, precios de subasta y concentración regional. Finalmente, relaciona sus opiniones sobre el sistema eléctrico y las políticas con la rentabilidad de la cadena industrial, compara proveedores de cables con fabricantes de turbinas eólicas y utiliza DCF para actualizar el precio objetivo de Nordex.

Notas metodológicas

• Marco de Análisis de Industria/SectorMarco de Oferta-Demanda

  Análisis de Escenarios de Oferta-Demanda Eléctrica Alemana

  El informe compara la capacidad de generación y la demanda de Alemania bajo diferentes escenarios de despliegue de energías renovables para evaluar el excedente de capacidad, el recorte eólico y los requisitos de importación durante períodos de poco viento que podrían resultar de los objetivos de capacidad instalada del gobierno.

• Marco de Análisis de Industria/SectorTransmisión de la Cadena Industrial Ascendente-Intermedia-Descendente

  Transmisión de Costes de Política y Sistema a Desarrolladores, Fabricantes de Turbinas y Proveedores de Cables

  El informe primero relaciona la congestión de red y los cambios en las reglas de compensación con los rendimientos de proyectos y costes de financiación de los desarrolladores, y luego analiza su impacto en los precios de turbinas, pedidos de fabricantes de turbinas y demanda de cables de red.

• Método de ValoraciónDCF Flujo de Caja Descontado

  Valoración DCF de Nordex

  Sobre la base de previsiones actualizadas de beneficios y flujo de caja, el informe utiliza una valoración de flujo de caja descontado y eleva el precio objetivo de Nordex de €15.80 a €35.

• (Método Fuera de Vocabulario)Otro

  Comparación del Coste Nivelado de Electricidad y el Coste Total del Sistema

  El informe señala que el LCOE mide únicamente el coste medio de generación y no incluye plenamente el valor del momento de generación, el recorte eólico, la generación de respaldo o el almacenamiento, ni los costes de mejora de red. Por tanto, reevalúa la economía de la capacidad eólica adicional desde una perspectiva de sistema total.

• (Método Fuera de Vocabulario)Otro

  Estimación de Instalaciones Basada en Datos de Registro MaStR

  El informe utiliza las turbinas puestas en servicio en la base de datos MaStR de Alemania como indicador indirecto de la actividad de instalación durante el año y supone que las instalaciones del segundo semestre de 2026 serán aproximadamente un 60% superiores a las del primer semestre, resultando en una estimación de aproximadamente 6.3GW de instalaciones eólicas terrestres para el conjunto del año.

Correspondencia y comparación de activos

Correspondencia estructurada entre la tesis y activos concretos (fortalezas, debilidades, pares y riesgos).

• NKT A/S (NKT.CO), Nexans SA (NEXS.PA), Prysmian SpA (PRY.MI)

  Los proveedores de cables preferidos del informe, que se espera se beneficien de una mayor inversión alemana en red destinada a resolver la congestión y los problemas de estabilidad del sistema.

  Fortalezas

  Sus negocios están vinculados a la expansión de red, la integración de energías renovables y la demanda de refuerzo del sistema.

  Comparación

  Frente a los fabricantes de turbinas eólicas, el informe considera que los proveedores de cables se beneficiarán más directamente del cambio en las prioridades de inversión hacia la infraestructura de red.

• Nordex SE (NDXG.DE/NDX1 GY)

  Los pedidos alemanes de alto margen respaldan los beneficios a corto plazo, pero existe un riesgo de normalización de pedidos y beneficios después de que la actividad de construcción alemana alcance su máximo.

  Fortalezas

  El mercado alemán tiene poca competencia de fabricantes chinos y una proporción relativamente alta de pequeños clientes, por lo que los márgenes de pedidos pueden superar la media de la compañía; el informe eleva sustancialmente sus previsiones de EPS para 2026-2027.

  Debilidades

  Los pedidos alemanes representan una participación excesivamente elevada, los pedidos europeos han descendido ligeramente interanualmente durante tres trimestres consecutivos y la visibilidad de la demanda a largo plazo está limitada por una menor ayuda de políticas y cuellos de botella de construcción.

  Comparación

  La calificación Equal Weight está por encima de la calificación Underweight de Vestas, pero el informe sigue prefiriendo a los proveedores de cables en general.

  Riesgos

  Debilitamiento de pedidos alemanes, retrasos de instalación, transmisión de bajos precios de subasta a los precios de turbinas eólicas y normalización de beneficios más adelante esta década.

• Vestas (vWS.CO/VWS DC)

  Se ha beneficiado significativamente de los recientes pedidos alemanes de energía eólica terrestre, pero afronta el riesgo de que la demanda y los márgenes alemanes reviertan desde niveles inusualmente altos.

  Fortalezas

  Alemania fue uno de sus mayores mercados de pedidos de energía eólica terrestre en 2025 y la estructura competitiva local es favorable para los márgenes de equipos nuevos.

  Debilidades

  Alemania pudo representar aproximadamente el 30% de sus pedidos de energía eólica terrestre de 2025, lo que indica una elevada concentración de mercado.

  Comparación

  El informe asigna una calificación Underweight y un precio objetivo de €110, y prefiere Nordex y los proveedores de cables en términos relativos.

  Riesgos

  Menor apoyo de políticas alemanas, menores tasas de finalización de proyectos, una caída de pedidos tras el máximo y presión sobre los precios de las turbinas eólicas.

Datos clave

• Participación de las Renovables en la Generación Eléctrica Alemana>60%Participación actual de la generación eléctrica total
• Participación de la Eólica y Solar en la Generación EléctricaAproximadamente 50%Participación combinada actual en la combinación eléctrica de Alemania
• Participación de Generación Despachable y de Carga BaseCasi 70% en 2015, <40% en 2025Cambio estructural tras la eliminación nuclear y la expansión de energías renovables
• Horas con Precios Negativos en 2026Casi 650 horasSe espera que continúe logrando crecimiento de dos dígitos
• Consumo Eléctrico Alemán en 20258% por debajo de 2019 y 12% por debajo de 2015El nivel más bajo en décadas
• Participación de Energía Renovable en 2030Objetivo gubernamental 80%; modelo Barclays >70%El informe considera que el objetivo gubernamental será difícil de lograr
• Volumen Adicional de Subastas EEG 202712GW5GW adicionales en cada uno de 2027 y 2028 y 2GW en 2029
• Umbral de Área con Restricciones de CapacidadTasa de recorte eólico >5%Los nuevos proyectos podrían afrontar menor compensación por recorte eólico, con el recorte no compensado limitado al 20%
• Proyectos Eólicos Afectados por la Política50%+Participación estimada por el informe de los potenciales proyectos futuros
• Cambio en los Precios de Subasta de 2026Bajaron aproximadamente un 30% desde el máximo de 2024Los precios adjudicados por kilovatio-hora cayeron a su nivel más bajo desde 2018
• Eólica Terrestre Puesta en Servicio en el Primer Semestre de 2026Aproximadamente 2.4GWDatos MaStR, con crecimiento interanual de aproximadamente 10%
• Previsión de Instalaciones para Todo 2026Aproximadamente 6.3GWSupone que las instalaciones del segundo semestre aumentan aproximadamente un 60% frente al primer semestre
• Pedidos Alemanes de Turbinas Eólicas y Tasa de Instalación en 2025Pedidos >10GW; instalaciones anualizadas aproximadamente 6GWRefleja cuellos de botella de transporte, construcción y ejecución de proyectos
• Concentración de Pedidos Alemanes30%+ de los pedidos de energía eólica terrestre de Vestas y Nordex en 2025Alemania representa menos del 2% de la generación eléctrica mundial
• Revisión del Precio Objetivo de NordexElevado de €15.80 a €35, +122%Basado en valoración DCF, con la calificación Equal Weight mantenida
• EPS Ajustado de Nordex 2026€1.84Previsión anterior €0.99, elevada 86%
• EPS Ajustado de Nordex 2027€2.37Previsión anterior €1.12, elevada 112%

Impacto e implicaciones

El informe considera que la transición energética de Alemania pasará de perseguir simplemente capacidad eólica y solar adicional a desarrollar simultáneamente redes, almacenamiento, generación de gas despachable y un marco regulatorio más eficaz. Este cambio beneficiará la demanda de cables e infraestructura de red, pero reducirá la certidumbre de ingresos para los desarrolladores eólicos y expondrá a los fabricantes de turbinas eólicas a presión de normalización sobre ventas, precios y márgenes después del máximo de pedidos de 2025-2026.

Riesgos

• La reducción de EEG 2027 de la compensación por recorte eólico en regiones congestionadas y la eliminación del potencial alcista de los precios de mercado podrían elevar los costes de financiación para desarrolladores eólicos.
• Las restricciones de transporte, la capacidad de construcción y los retrasos de proyectos podrían impedir que los proyectos adjudicados en subasta se conviertan en instalaciones reales según lo planeado.
• Los proyectos adjudicados a bajos precios pueden depender más del potencial alcista futuro de los precios de la electricidad, y su tasa de finalización podría caer por debajo del nivel histórico de aproximadamente 90%.
• La concentración continuada de nuevos proyectos en regiones con congestión de red podría incrementar el riesgo de recorte eólico no compensado.
• Los menores precios de subasta podrían trasladarse finalmente a los precios de las turbinas eólicas y comprimir los márgenes de los fabricantes.
• La fuerte dependencia de Vestas y Nordex de los pedidos alemanes podría provocar una normalización significativa de pedidos y beneficios más adelante esta década.
• El crecimiento continuado de la capacidad de energía renovable en un contexto de demanda eléctrica alemana estancada podría aumentar aún más los precios negativos de electricidad, el recorte eólico y los desequilibrios del sistema.

Aspectos que vigilar

• Supervisar las disposiciones finales del borrador EEG 2027 y su impacto desde 2027 en adelante sobre la compensación por recorte eólico y los ingresos de los desarrolladores por precios de mercado de la electricidad.
• Supervisar si los 12GW adicionales de volumen de subastas entre 2027 y 2029 pueden traducirse en proyectos efectivamente puestos en servicio.
• Supervisar el progreso de instalaciones registrado en MaStR y si las instalaciones para todo 2026 pueden alcanzar aproximadamente 6.3GW.
• Supervisar si pueden aliviarse los cuellos de botella de transporte y construcción y si las instalaciones alemanas de turbinas terrestres alcanzan su máximo en 2027.
• Supervisar si las horas con precios negativos, la compensación por recorte eólico y las necesidades de importación neta continúan aumentando.
• Supervisar cuándo los bajos precios de subasta comienzan a afectar los precios de venta y márgenes de turbinas eólicas de Nordex y Vestas.
• Supervisar si la inversión en redes, almacenamiento y generación de gas despachable puede aliviar los desequilibrios del sistema eléctrico alemán.