ドイツ電力システムおよび陸上風力産業チェーン：ドイツの風力拡大はピークに近づく；バークレイズは風力タービンメーカーよりケーブル供給企業を選好

概要

本レポートは、ドイツの電力システムが実際にどれだけ追加の風力発電を必要としているかを検証し、システムの需給、EEG 2027政策、プロジェクト実行上のボトルネック、産業チェーンの収益性を結び付けている。バークレイズは、ドイツの再生可能エネルギー移行は大きな成果を上げたが、単純に風力を追加し続けてもシステム安定性の問題はもはや解決できないと考えている。今後の投資優先順位は送電網、蓄電、調整可能電源へ移行する可能性があり、相対的にケーブル供給企業を選好している。

主要見解

過去10年間のドイツの再生可能エネルギー拡大は、外部エネルギーおよび化石燃料への依存を大幅に低下させた。再生可能エネルギーは現在、発電量の60%超を占め、風力と太陽光は約50%を占める。一方、調整可能電源およびベースロード電源の比率は、2015年の約70%から2025年には40%未満へ低下した。政策の軌跡には、固定価格買取制度をオークションに置き換えたEEG 2017、遅くとも2038年までの石炭退出経路を定めた2020年石炭火力廃止法、2030年までに再生可能エネルギー比率65%を目標としたEEG 2021、目標を80%に引き上げた2023年の「イースターパッケージ」、および2023年の原子力発電廃止完了が含まれる。バークレイズは移行の方向性は正しいと考えるが、調整可能電源の同時削減により、システムは気象条件と輸入電力への依存を強めている。 システムレベルでの飽和の兆候は強まっている。ドイツはおよそ連続する20年間、電力の純輸出国であった後、純輸入国となった。風力出力が低い時には輸入を必要とする一方、送電・吸収能力が不足しているため出力が高い時には風力を抑制している。マイナス価格の時間数は2026年に650時間近くに達し、二桁成長を続けると予想され、風力出力抑制への補償もそれに応じて増加する。本レポートの需給シナリオ分析によると、電力需要が停滞する中で政府の風力目標を機械的に達成すれば、低風力期の電力供給問題を解決せずに、余剰設備、出力抑制、地域的不均衡を増やすだけとなる。2025年のドイツの電力消費量は数十年ぶりの低水準で、2019年比8%減、2015年比12%減だった。したがって、システムに必要なのは単に風力タービンを追加することではなく、より多くの送電網拡張、蓄電、ガスなどの調整可能電源である。 バークレイズはまた、従来の均等化発電原価（LCOE）が風力発電の総システムコストを過小評価していると考えている。LCOEは、異なる時点における風力発電の価値の差異、出力を吸収できない場合の出力抑制コスト、供給安定性を維持するために必要なバックアップ電源または蓄電のコスト、発電の間欠性と発電地・消費地の地理的ミスマッチに対応するために必要な送電網増強コストという4つのコストを十分に反映していない。これらのコストの大半は風力比率の上昇に伴って増加を続け、追加風力容量の限界経済性を徐々に弱める。本レポートは、ドイツが2030年までに再生可能電力比率80%という目標を達成するのは困難と予想する一方、同社モデルでは70%超の結果が示されている。 EEG 2027の草案は、設備容量の最大化からシステム統合への政策転換を反映している。新ルールは、発電量に対する出力抑制が5%を超える「容量制約地域」において新規プロジェクトの風力出力抑制補償を減額し、補償されない出力抑制の上限を20%とすることを提案している。また、市場電力価格がオークションの落札価格を上回った場合の開発事業者の上振れ利益をすべて廃止する。従来の制度は実質的に「上振れ余地を伴う収益フロア」を提供していたのに対し、新制度は「下振れリスクを伴う収益上限」へ移行している。バークレイズは、風力密度が最も高い4～5地域が5%の閾値を超える可能性があると試算している。これらの地域は既存設備容量の45%、将来のプロジェクトパイプラインの55%を占め、潜在的なプロジェクトの50%超が影響を受ける可能性がある。収益確実性の低下は、ドイツの風力建設を主導する小規模開発事業者の資金調達コストを上昇させ、すでに圧迫されているプロジェクト経済性をさらに弱める可能性がある。 政策シグナルは矛盾しているように見える。補助金条件は厳格化される一方、政府は2027年と2028年にそれぞれ5GW、2029年にさらに2GWのオークション量を追加し、合計12GW増加させる計画である。本レポートは、開発事業者および業界団体の行動の方が実際のリスクをよりよく反映していると考えている。旧ルール下でプロジェクトを確保するため、開発事業者は2026年のオークションで積極的に入札し、kWh当たりの落札価格は2024年のピークから約30%低下し、2018年以来の最低水準となった。バークレイズは、これらの低価格プロジェクトは将来の市場電力価格の上振れにより大きく依存し、プロジェクトパイプラインはより投機的である可能性があり、最終的な完成率は約90%という過去の水準を下回る可能性があると考えている。ドイツの再生可能エネルギー連盟と風力エネルギー協会は、それぞれ再生可能エネルギー建設の停滞と風力拡大の大幅な減速を警告した一方、化学工業協会は、この改革が送電網利用の改善とシステムコスト低減に役立つとみている。 風力建設自体も実行上のボトルネックに直面している。ドイツのMaStRデータベースによれば、2026年上期に運転開始した陸上風力容量は約2.4GWで、前年比成長率は約10%にすぎない。バークレイズは下期の設置量が上期より約60%多くなると仮定しており、これは過去5年間で最も強い季節的加速を上回る。この前提に基づき、2026年通年の設置量を約6.3GWと推定している。2026年はなお設置記録を更新する可能性があるものの、風力タービンメーカーは2025年にドイツで10GW超の受注を確保したと推定されており、輸送、建設能力、プロジェクト遅延による制約を反映した年率約6GWの設置ペースとは明確なミスマッチがある。本レポートはタービン設置が2027年にピークを迎え、2030年以降は長期にわたり低水準にとどまると予想している。Nordexの欧州受注も3四半期連続で前年比わずかに減少しており、受注がピークに近い可能性を示唆している。 プロジェクトの地理的集中は、政策および送電網リスクをさらに増幅する。2025年12月31日時点で、単位面積当たりの設備容量密度が最も高い5地域は、ドイツの陸上風力容量の50%超を占めていた。シュレスヴィヒ＝ホルシュタイン、ブランデンブルク、ニーダーザクセン、ザクセン＝アンハルトなどの高密度地域は、その年にオークションで落札されたプロジェクトの約60%を獲得し、2025年の水準を上回った。新規プロジェクトが既存の風力集中地域に引き続き集中する場合、より多くのプロジェクトがEEG 2027で定義される容量制約地域に含まれ、補償されない出力抑制リスクを負うことになる。 産業チェーンレベルでは、ドイツは2025年にVestasとNordexにとって最大の陸上風力受注源であり、両社の受注の30%超を占めたと推定される。本レポートは別途、ドイツが同年のVestasとNordexの各受注のそれぞれ約30%および40%超を占めた可能性があると推定している。これはドイツが世界の発電量に占める比率が2%未満であるにもかかわらずである。ドイツ市場では中国メーカーとの競争が少なく、小規模顧客の比率も比較的高いため、新規設備の利益率は企業平均を上回る可能性があるが、このように集中した高マージン需要源は長期的には持続しにくい。バークレイズは、ドイツの受注が2025～2026年にピークを迎え、その後10年の後半にはタービンメーカーの受注と利益が正常化すると予想している。低いオークション価格はまだタービン価格に影響していないが、タービンは陸上プロジェクトで最大のコスト項目である。より低い落札価格でもプロジェクトの経済性を維持する必要がある場合、最終的にタービン価格に圧力がかかる可能性がある。 これらの見方に基づき、バークレイズは送電網拡張の恩恵を受けるNKT、Nexans、Prysmianを、風力タービンメーカーのVestasおよびNordexより選好している。Nordexについては、本レポートは利益のピークがなお先にあると考え、短期の利益予想を大幅に引き上げている。2026年の調整後EPSは€0.99から€1.84へ86%引き上げられ、2027年の調整後EPSは€1.12から€2.37へ112%引き上げられた。調整後EPSは2025年の€1.01から2027年に€2.37へ上昇した後、2028年には€2.33へやや低下すると予想される。調整後EBITDAマージンは2025年の8.1%から2027年の11.1%へ上昇し、その後2028年には10.9%へ低下すると予想される。DCFを用いて、本レポートはNordexの目標株価を€15.80から€35へ122%引き上げたが、イコールウェイトの格付けは維持した。これは短期的な利益改善とドイツ需要の中期的な正常化リスクが併存していることを反映している。

分析フレームワーク

本レポートはまず、原子力発電廃止、石炭火力廃止、再生可能エネルギー支援政策によるドイツの電源構成の変化をレビューする。次に独自の電力需給モデルを用い、政府の導入目標の下での需給余剰、輸入、マイナス電力価格、風力出力抑制を比較する。続いてEEG 2027が補償、オークション、開発事業者の資金調達に及ぼす影響を分析し、MaStR登録データを用いて2026年の設置量を推定するとともに、受注、設置能力、オークション価格、地域集中を結び付ける。最後に、電力システムおよび政策に関する見方を産業チェーンの収益性にマッピングし、ケーブル供給企業と風力タービンメーカーを比較し、DCFを用いてNordexの目標株価を更新する。

手法メモ

• 産業/セクター分析フレームワーク需給フレームワーク

  ドイツ電力需給シナリオ分析

  本レポートは、異なる再生可能エネルギー導入シナリオの下でドイツの発電能力と需要を比較し、政府の設備容量目標から生じ得る容量余剰、風力出力抑制、低風力期の輸入必要量を評価している。

• 産業/セクター分析フレームワーク川上・川中・川下の産業チェーン伝達

  政策・システムコストの開発事業者、タービンメーカー、ケーブル供給企業への伝達

  本レポートはまず、送電網混雑および補償ルールの変更を開発事業者のプロジェクト収益と資金調達コストに結び付け、その後タービン価格、タービンメーカーの受注、送電網ケーブル需要への影響を分析している。

• バリュエーション手法DCF割引キャッシュフロー

  Nordex DCFバリュエーション

  更新された利益およびキャッシュフロー予想に基づき、本レポートは割引キャッシュフロー評価を用いてNordexの目標株価を€15.80から€35へ引き上げている。

• （語彙外手法）その他

  均等化発電原価と総システムコストの比較

  本レポートは、LCOEが発電の平均コストのみを測定し、発電タイミングの価値、風力出力抑制、バックアップ電源または蓄電、送電網増強のコストを十分に含まないと指摘している。そのため、総システムの観点から追加風力容量の経済性を再評価している。

• （語彙外手法）その他

  MaStR登録データに基づく設置量推定

  本レポートは、ドイツのMaStRデータベースで運転開始として登録されたタービンを年内の設置活動の代理指標として使用し、2026年下期の設置量が上期より約60%多いと仮定することで、通年の陸上風力設置量を約6.3GWと推定している。

資産マッピングと比較

投資テーゼから固有資産への構造化マッピング（強み、弱み、同業、リスク）。

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

  本レポートが選好するケーブル供給企業。混雑およびシステム安定性の問題解決を目的としたドイツの送電網投資増加の恩恵を受けると予想される。

  強み

  これらの事業は、送電網拡張、再生可能エネルギー統合、システム強化需要と結び付いている。

  比較

  風力タービンメーカーと比較して、本レポートはケーブル供給企業の方が送電網インフラへの投資優先順位の転換からより直接的に恩恵を受けると考えている。

• Nordex SE (NDXG.DE/NDX1 GY)

  高マージンのドイツ受注が短期利益を支える一方、ドイツの建設活動がピークを迎えた後には受注および利益の正常化リスクがある。

  強み

  ドイツ市場では中国メーカーとの競争が少なく、小規模顧客の比率も比較的高いため、受注マージンは会社平均を上回る可能性がある。本レポートは2026～2027年のEPS予想を大幅に引き上げている。

  弱み

  ドイツ受注の比率が過度に高く、欧州受注は3四半期連続で前年比わずかに減少しており、長期的な需要の可視性は政策支援の縮小および建設上のボトルネックによって制約されている。

  比較

  イコールウェイトの格付けはVestasのアンダーウェイト格付けを上回るが、本レポートは全体としてケーブル供給企業を選好している。

  リスク

  ドイツ受注の弱化、設置遅延、低いオークション価格の風力タービン価格への転嫁、およびその後10年の後半における利益の正常化。

• Vestas (vWS.CO/VWS DC)

  最近のドイツ陸上風力受注から大きな恩恵を受けたが、ドイツ需要およびマージンが異例の高水準から反落するリスクに直面している。

  強み

  ドイツは2025年に同社最大級の陸上風力受注市場の一つであり、現地の競争構造は新規設備のマージンに有利である。

  弱み

  ドイツは2025年の同社陸上風力受注の約30%を占めた可能性があり、市場集中度の高さを示している。

  比較

  本レポートはアンダーウェイトの格付けおよび€110の目標株価を付与しており、相対的にNordexとケーブル供給企業を選好している。

  リスク

  ドイツの政策支援低下、プロジェクト完成率の低下、ピーク後の受注減少、風力タービン価格への圧力。

主要データ

• ドイツの発電量に占める再生可能エネルギーの比率>60%総発電量に占める現在の比率
• 発電量に占める風力・太陽光の比率約50%ドイツの電源構成における現在の合計比率
• 調整可能電源・ベースロード電源の比率2015年に約70%、2025年に<40%原子力発電廃止および再生可能エネルギー拡大後の構造変化
• 2026年のマイナス価格時間数約650時間二桁成長を続けると予想
• 2025年のドイツ電力消費量2019年比8%減、2015年比12%減数十年ぶりの低水準
• 2030年の再生可能エネルギー比率政府目標80%；バークレイズモデル>70%本レポートは政府目標の達成は困難とみている
• EEG 2027の追加オークション量12GW2027年と2028年にそれぞれ5GW、2029年に2GWを追加
• 容量制約地域の閾値風力出力抑制率>5%新規プロジェクトは風力出力抑制補償の減額に直面する可能性があり、補償されない出力抑制の上限は20%
• 政策の影響を受ける風力プロジェクト50%+将来の潜在プロジェクトに占める本レポート推定比率
• 2026年オークション価格の変化2024年のピークから約30%低下kWh当たりの落札価格は2018年以来の最低水準へ低下
• 2026年上期に運転開始した陸上風力約2.4GWMaStRデータ、前年比成長率は約10%
• 2026年通年設置予想約6.3GW下期の設置量が上期比約60%増加すると仮定
• 2025年のドイツ風力タービン受注と設置ペース受注>10GW；年率換算設置量約6GW輸送、建設、プロジェクト実行のボトルネックを反映
• ドイツ受注の集中度VestasおよびNordexの2025年陸上風力受注の30%+ドイツは世界の発電量の2%未満を占める
• Nordex目標株価の改定€15.80から€35へ引き上げ、+122%DCF評価に基づき、イコールウェイトの格付けを維持
• Nordex 2026年調整後EPS€1.84従来予想€0.99から86%引き上げ
• Nordex 2027年調整後EPS€2.37従来予想€1.12から112%引き上げ

影響と示唆

本レポートは、ドイツのエネルギー移行が単に風力・太陽光容量の追加を追求する段階から、送電網、蓄電、調整可能なガス火力発電、およびより有効な規制枠組みを同時に開発する段階へ移行すると考えている。この転換はケーブルおよび送電網インフラの需要に恩恵をもたらす一方、風力開発事業者の収益確実性を低下させ、風力タービンメーカーを2025～2026年の受注ピーク後における売上、価格、マージンの正常化圧力にさらすことになる。

リスク

• EEG 2027による混雑地域での風力出力抑制補償の減額と市場価格からの上振れ利益の廃止は、風力開発事業者の資金調達コストを上昇させる可能性がある。
• 輸送制約、建設能力、プロジェクト遅延により、オークションで落札されたプロジェクトが計画どおり実際の設置へ転換されない可能性がある。
• 低価格で落札されたプロジェクトは将来の電力価格上振れにより大きく依存する可能性があり、完成率は約90%という過去の水準を下回る可能性がある。
• 新規プロジェクトが送電網混雑地域に集中し続ければ、補償されない風力出力抑制のリスクが高まる可能性がある。
• より低いオークション価格は最終的に風力タービン価格へ波及し、メーカーのマージンを圧縮する可能性がある。
• VestasとNordexのドイツ受注への強い依存は、その後10年の後半に大幅な受注および利益の正常化をもたらす可能性がある。
• ドイツの電力需要が停滞する中で再生可能エネルギー容量が引き続き増加すれば、マイナス電力価格、風力出力抑制、システム不均衡がさらに増加する可能性がある。

注目点

• EEG 2027草案の最終規定、および2027年以降の風力出力抑制補償と開発事業者の市場電力価格収入への影響を注視する。
• 2027年から2029年に追加される12GWのオークション量が、実際に運転開始するプロジェクトへ転換できるかを注視する。
• MaStRに登録される設置進捗、および2026年通年の設置量が約6.3GWに達するかを注視する。
• 輸送・建設上のボトルネックが緩和されるか、ドイツの陸上風力タービン設置が2027年にピークを迎えるかを注視する。
• マイナス価格の時間数、風力出力抑制補償、純輸入必要量が引き続き増加するかを注視する。
• 低いオークション価格がNordexとVestasの風力タービン販売価格およびマージンにいつ影響し始めるかを注視する。
• 送電網、蓄電、調整可能なガス火力発電への投資がドイツの電力システムの不均衡を緩和できるかを注視する。