德国风电扩张渐近峰值，巴克莱更看好电缆供应商而非风机整机商

概览

报告研究德国电力系统究竟还需要多少新增风电，并将系统供需、EEG 2027政策、项目执行瓶颈和产业链盈利联系起来。巴克莱认为德国的可再生能源转型成效显著，但继续单纯增加风电已无法解决系统稳定性问题；未来投资重点可能转向电网、储能和可调度电源，因而相对偏好电缆供应商。

核心观点

德国过去十年的可再生能源建设显著降低了对外部能源和化石燃料的依赖。目前可再生能源贡献超过60%的发电量，其中风电和光伏约占50%；可调度及基荷电源的发电占比则由2015年的接近70%降至2025年的不足40%。政策路径包括EEG 2017将固定上网电价改为竞价、2020年煤炭退出法确立最迟2038年退煤路径、EEG 2021提出2030年可再生能源占比65%、2023年“复活节方案”将目标提高至80%，以及2023年完成核电退出。巴克莱认为转型方向正确，但可调度容量同步减少，使系统更依赖天气和进口电力。 系统层面的饱和迹象正在增加。德国在连续约二十年保持电力净出口后已转为净进口：低风时需要进口，高风时却因输电和消纳能力不足而弃风。负电价时数预计在2026年接近650小时，并继续以两位数速度增长，弃风补偿随之上升。报告的供需情景分析显示，在当前电力需求缺乏增长的背景下，机械实现政府风电目标只会扩大容量过剩、弃风和区域失衡，而不能解决低风时的供电问题。2025年德国用电量是数十年来最低水平，较2019年低8%、较2015年低12%。因此，系统更需要电网扩建、储能和燃气等可调度电源，而不是只增加风机。 巴克莱还认为传统平准化度电成本（LCOE）低估了风电的全系统成本。LCOE没有充分反映四项费用：风电在不同时间发电的价值差异、无法消纳时的弃风成本、维持供电安全所需的备用电源或储能成本，以及处理发电间歇性和发用电地域错配所需的电网升级成本。随着风电占比提高，这些成本大多继续上升，因此新增风电的边际经济性会逐步弱化。报告预计德国难以在2030年达到80%的可再生能源发电目标，其模型结果为超过70%。 EEG 2027草案体现了政策从追求最大化装机向系统整合转变。新规拟在弃风超过发电量5%的“容量受限地区”降低新项目的弃风补偿，未补偿弃风比例上限为20%；同时取消开发商在市场电价高于竞价中标价格时享有的全部上行收益。原有制度相当于提供“有上行空间的收益底线”，新制度则趋向“存在下行风险的收益上限”。巴克莱估计，风电最密集的4至5个地区可能突破5%门槛，这些地区合计占现有装机的45%及未来项目储备的55%，超过50%的潜在项目可能受到影响。收益确定性下降可能推高占德国风电建设主体地位的小型开发商的融资成本，使本已承压的项目经济性进一步恶化。 政策信号表面上存在矛盾：补贴条件趋严，但政府拟在2027年和2028年分别新增5GW竞价规模、2029年再新增2GW，合计增加12GW。报告认为开发商和行业组织的行为更能反映真实风险。为赶在旧规则下锁定项目，开发商在2026年竞价中积极投标，推动每千瓦时中标价格较2024年高点下降约30%，并降至2018年以来最低。巴克莱认为这些低价项目对未来市场电价上行的依赖更强，项目储备可能更具投机性，最终建成率可能低于历史约90%的水平。德国可再生能源联合会和风能协会分别警告可再生能源建设停滞及风电扩张显著放缓，而化工行业协会则认为改革有助于提高电网利用率并降低系统成本。 风电建设本身也面临执行瓶颈。德国MaStR数据库显示，2026年上半年约有2.4GW陆上风电投运，同比增长仅约10%。巴克莱假设下半年安装量较上半年增加约60%，高于过去五年最强的季节性加速幅度，据此估算2026年全年约安装6.3GW。虽然2026年仍可能创安装纪录，但2025年整机商取得的德国订单估计超过10GW，与约6GW的年化安装速度存在明显错配，反映运输、施工能力和项目延误约束。报告预计风机安装量于2027年见顶，2030年后长期维持较低活动水平；Nordex欧洲订单也已连续三个季度同比小幅下降，显示订单可能正在见顶。 项目地域集中进一步放大政策和电网风险。截至2025年12月31日，单位面积装机密度最高的五个地区占德国陆上风电装机超过50%；石勒苏益格-荷尔斯泰因、勃兰登堡、下萨克森和萨克森-安哈尔特等高密度地区年内又取得约60%的竞价项目，高于2025年水平。如果新增项目继续集中在既有风电密集地区，更多项目将落入EEG 2027定义的容量受限区，并承担未获补偿的弃风风险。 产业链层面，德国是Vestas和Nordex在2025年最大的陆上风电订单来源，估计占两家公司订单的30%以上；报告另估计德国可能分别占Vestas和Nordex当年订单约30%及超过40%，但德国发电量不足全球的2%。德国市场缺少中国厂商竞争且小客户占比较高，因此新设备利润率可能高于公司平均水平，不过这种异常集中的高利润需求难以长期持续。巴克莱预计德国订单于2025至2026年见顶，整机商订单和盈利将在本十年后期正常化。低竞价电价目前尚未影响风机价格，但风机是陆上项目最大的成本项，若项目需在更低中标电价下保持经济性，整机价格最终可能承压。 基于上述判断，巴克莱偏好受益于电网扩建的NKT、Nexans和Prysmian，而非风机整机商Vestas和Nordex。对于Nordex，报告认为盈利峰值仍在后面，并显著上调近期盈利预测：2026年调整后EPS由€0.99上调至€1.84，增幅86%；2027年由€1.12上调至€2.37，增幅112%。其调整后EPS预计从2025年的€1.01升至2027年的€2.37，2028年略降至€2.33；调整后EBITDA利润率预计由2025年的8.1%升至2027年的11.1%，2028年回落至10.9%。报告以DCF将Nordex目标价由€15.80上调122%至€35，但维持等权评级，反映短期盈利改善与德国需求中期正常化风险并存。

分析框架

报告首先回顾德国核电退出、退煤和可再生能源支持政策造成的发电结构变化；随后通过自有电力供需模型比较政府建设目标下的供需盈余、进口、负电价和弃风情况。报告再分析EEG 2027对补偿、竞价和开发商融资的影响，并利用MaStR登记数据估算2026年安装量，将订单、安装能力、竞价价格和地区集中度联系起来。最后把电力系统和政策判断映射至产业链盈利，比较电缆供应商与风机整机商，并用DCF更新Nordex目标价。

方法论与常识提炼

• 行业/产业分析框架供需框架

  德国电力供需情景分析

  报告以不同可再生能源建设情景比较德国发电能力与需求，判断政府装机目标可能造成的容量盈余、弃风和低风期进口需求。

• 行业/产业分析框架产业链上中下游传导

  政策与系统成本向开发商、整机商和电缆供应商传导

  报告将电网拥堵和补偿规则变化先映射至开发商项目回报及融资成本，再分析其对风机价格、整机订单和电网电缆需求的影响。

• 估值方法DCF 现金流折现

  Nordex DCF估值

  报告依据更新后的盈利和现金流预测使用现金流折现法估值，将Nordex目标价由€15.80上调至€35。

• （词表外方法）

  平准化度电成本与全系统成本比较

  报告指出LCOE只衡量发电端平均成本，未完整计入发电时点价值、弃风、备用电源或储能以及电网升级成本，因此用全系统视角重新评估新增风电经济性。

• （词表外方法）

  MaStR登记数据安装量推算

  报告以德国MaStR数据库中已投运机组作为年内安装活动的代理，并假设2026年下半年安装量较上半年增加约60%，推算全年陆上风电安装量约6.3GW。

标的映射与对比

研报将主题/逻辑映射到具体标的时的结构化摘要（优势、劣势、对比与风险）。

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

  报告偏好的电缆供应商，有望受益于德国为解决拥堵和系统稳定问题而增加电网投入。

  优势

  业务与电网扩建、可再生能源接入和系统强化需求相关。

  对比

  相较风机整机商，报告认为电缆供应商更直接受益于投资重点向电网基础设施转移。

• Nordex SE（NDXG.DE/NDX1 GY）

  德国高利润订单支持近期盈利，但德国建设活动见顶后存在订单和盈利正常化风险。

  优势

  德国市场缺少中国厂商竞争且小客户占比较高，订单利润率可能高于公司平均；报告大幅上调2026至2027年EPS预测。

  劣势

  德国订单占比过高，欧洲订单已连续三个季度同比小幅下降，长期需求能见度受政策退坡及施工瓶颈制约。

  对比

  评级为等权，高于Vestas的低配评级，但报告仍整体偏好电缆供应商。

  风险

  德国订单转弱、安装延误、低竞价电价向风机价格传导及本十年后期盈利正常化。

• Vestas（vWS.CO/VWS DC）

  高度受益于德国近期陆上风电订单，但面临德国需求和利润率从异常高位回归的风险。

  优势

  德国是其2025年最大的陆上风电订单市场之一，且当地竞争结构有利于新设备利润率。

  劣势

  德国可能占其2025年陆上风电订单约30%，市场集中度较高。

  对比

  报告给予低配评级和€110目标价，并相对偏好Nordex及电缆供应商。

  风险

  德国政策支持下降、项目建成率走低、订单高峰后回落及风机价格承压。

关键数据

• 德国可再生能源发电占比>60%当前全部发电量中的占比
• 风电与光伏发电占比约50%当前德国电力结构中的合计占比
• 可调度及基荷电源占比2015年接近70%，2025年<40%核电退出及可再生能源扩张后的结构变化
• 2026年负电价时数接近650小时预计继续实现两位数增长
• 2025年德国用电量较2019年低8%，较2015年低12%为数十年来最低水平
• 2030年可再生能源占比政府目标80%；巴克莱模型>70%报告认为政府目标难以实现
• EEG 2027新增竞价规模12GW2027年和2028年各增加5GW，2029年增加2GW
• 容量受限区门槛弃风率>5%新项目可能面临较低弃风补偿，未补偿弃风比例上限为20%
• 受政策影响的风电项目50%+报告估计的未来潜在项目比例
• 2026年竞价价格变化较2024年高点下降约30%每千瓦时中标价格降至2018年以来最低
• 2026年上半年陆上风电投运约2.4GWMaStR数据，同比增速约10%
• 2026年全年安装预测约6.3GW假设下半年安装量较上半年增长约60%
• 2025年德国风机订单与安装速度订单>10GW；年化安装约6GW反映运输、施工及项目执行瓶颈
• 德国订单集中度占Vestas和Nordex 2025年陆上风电订单30%+德国发电量占全球不足2%
• Nordex目标价调整€15.80升至€35，+122%采用DCF估值，评级维持等权
• Nordex 2026年调整后EPS€1.84原预测€0.99，上调86%
• Nordex 2027年调整后EPS€2.37原预测€1.12，上调112%

影响与含义

报告认为德国能源转型将从单纯追求风电和光伏装机，转向同时建设电网、储能、可调度燃气电源及更有效的监管体系。该变化有利于电缆和电网基础设施需求，但会降低风电开发商的收益确定性，并使风机整机商在2025至2026年订单高点之后面临销量、价格和利润率正常化压力。

风险

• EEG 2027削减拥堵地区弃风补偿并取消市场价格上行收益，可能推高风电开发商融资成本。
• 交通、施工能力和项目延误可能使竞价项目无法按计划转化为实际装机。
• 低价竞得的项目储备可能更依赖未来电价上行，建成率或低于历史约90%的水平。
• 新增项目继续集中于电网拥堵地区，可能增加未获补偿的弃风风险。
• 更低的竞价电价最终可能向风机价格传导，压缩整机商利润率。
• Vestas和Nordex对德国订单的高度依赖可能导致本十年后期订单与盈利明显正常化。
• 德国电力需求不增长而可再生能源装机继续增加，可能进一步扩大负电价、弃风和系统失衡。

后续跟踪

• 关注EEG 2027草案最终条款及其自2027年起对弃风补偿和开发商市场电价收益的影响。
• 关注2027至2029年新增12GW竞价规模能否转化为实际投运项目。
• 关注MaStR登记的安装进度，以及2026年全年是否能达到约6.3GW。
• 关注运输和施工瓶颈能否缓解，以及德国陆上风机安装量是否在2027年见顶。
• 关注负电价时数、弃风补偿和净进口需求是否继续上升。
• 关注低竞价价格何时开始影响Nordex和Vestas的风机售价及利润率。
• 关注电网、储能和可调度燃气发电投资能否缓解德国电力系统失衡。