德国电力系统实际还需要多少风电？

德国的电力系统实际上还需要多少风能？ 欧洲资本货物 中性 无变动 德国正成功地向可再生能源转型，但越来越多的证据表明，风能已经开始与经济抗争，并开始与物理规律抗争。陆上风电面临政策不利和日益增加的建设瓶颈。优先考虑电缆（NKT、NEX、PRY），而不是涡轮机制造商（VWS、NDX）。 欧洲资本货物 +44 (0)20 7116 1117vlad.sergievskii@barclays.comBarclays, UK弗拉基米尔·谢尔盖耶夫斯基 +44 (0)20 7773 3616madalena.azevedo@barclays.comBarclays, UK马达莱纳·阿泽维多 德国风电“奇迹”能否在逆风出现时持续？德国在向可再生能源发电转型方面已取得长足进展（目前发电量的60%以上来自可再生能源），这极大地减少了对外部/化石能源的依赖，考虑到地缘政治不稳定性增加，这一转变至关重要。然而，德国的风电扩张已面临经济挑战（削减成本增加、平准化度电成本未能涵盖系统级费用），并开始与物理规律“抗争”，我们专有的德国电力供需模型显示不平衡现象正在加剧。新提出的政策（EEG27）可能将优先事项从“全力”风电扩张转向更平衡地支持电力系统稳定和适用性强的电网。我们认为，政府对风电开发商的政策支持力度下降（从“有下限的上限”变为“有上限的下限”）比风电拍卖量增加更重要，行业领袖的谨慎评论证实了这一观点。尽管德国发电量不到全球2%，但它已成为最大的风电订单吸收市场，预计2025年将占VWS/NDX陆上订单的30%以上，并可能带来盈利增长；我们预测风电扩张将在2027年达到峰值，之后订单量和利润率面临风险。在本报告中，我们还更新了我们的NDX预测，提出了基于DCF的35欧元/股的价格目标，并维持不变的平均权重评级；提请注意的是，覆盖范围已于12月转移至我们这边。 +44 (0)20 3555 8585george.featherstone@barclays.comBarclays, UK乔治·费瑟斯顿，CFA持证人 +44 (0)20 7773 6879timothy.lee@barclays.comBarclays, UK李天明，CFA持证人 +44 (0)20 3555 5193rajesh.patki@barclays.comBarclays, UK拉杰什·帕特基 +91 (0)22 6175 1682amit.batra@barclays.comBarclays, UK阿米特·巴特拉 Vaspaan Yazdi Avari+91 (0)22 6175 2382vaspaany.avari@barclays.comBarclays, UK 1.德国电力系统已显现可再生能源饱和迹象： 削减额（及补偿金）正在上升，但电力进口量同时也在增加。德国在经历了二十年电力净出口后，如今已成为电力净进口国。 欧洲公用事业与清洁能源 2.负电价时段价格预计到2026年将接近650，再有一年的两位数增长，同时未发电的削减补偿支付也在增加。 +44 (0)20 3555 0125peter.crampton2@barclays.comBarclays, UK彼得·克莱姆普顿 +44 (0)20 3134 2364dominic.nash@barclays.comBarclays, UK多米尼克·纳什，博士 巴克莱资本有限公司及其附属公司中的任何一家均与其研究报告涵盖的公司进行或寻求进行业务往来。因此，投资者应注意，该公司可能存在利益冲突，从而影响本报告的客观性。投资者应将本报告视为其投资决策的单一因素。 本研究报告由部分或全部在美国境外工作的、未在美国金融业监管局（FINRA）注册或获得研究分析师资格的股票研究分析师准备。 完成：2026年8月20日，13:03格林威治标准时间请参阅第24页开始的分析师资质认定和重要披露。发布：2026年8月21日，03:00格林威治标准时间 3.可再生能源的政策建设目标可能会加剧系统失衡：我们看到的是持续的消纳受限。电网建设和可调峰发电能力随时间推移可能有助于解决这一问题。 4.德国政策改革草案（EEG27）将激励措施与现实挂钩：（i）对风电开发商而言，激励措施将从“保底不封顶”转变为“设顶有保底”，未来50%以上的潜在项目可能受影响。（ii）更加重视电网投资和可调度发电。 5.拍卖价格已下降，引发了对已 securing 项目管道质量以及涡轮机价格可能面临的下行压力的质疑：在法规变更之前，风电开发商在旧规则下竞争以 securing 项目管道，这导致拍卖千瓦时价格从2024年的峰值下降了约30%，引发了关于已 securing 项目管道经济性的质疑。 6.拍卖量名义上有所增加，但行业领袖的反馈趋于谨慎。新政策将未来拍卖量名义上增加1200万千瓦，预示着风电部署将加速。然而，行业领袖的反馈大多持谨慎态度，指出新规则带来的不确定性正在增加。 7.风电扩容成本被低估。根据平准化度电成本（LCOE），间歇性可再生能源通常被视为最低成本的电力供应方，但这并未考虑系统层面的成本：(1) 风电的间歇性（‘风大’时段产生的电力价值与高峰用电时段不同），(2) 裁剪（curtailments），(3) 备用电源/储能的成本，以及 (4) 为应对发电的间歇性和地域不匹配而需要升级电网所产生的成本。 8.德国风电装机已面临建设瓶颈；可能将在2027年达到峰值。官方数据显示，由于运输和建设能力瓶颈，2026年上半年风机安装仅增长约10%。我们模型预测2027年将达到风机安装峰值，且2030年后将经历一段活动平淡期。 9.风电OEM订单/收益正常化风险。德国是VWS和NDX最大的陆上风电订单吸收国（2025年订单量占30%以上），尽管其发电量占全球不到2%。我们预计德国订单将在2025-26年达到峰值，导致本世纪下半叶收益正常化。 公用事业与清洁能源团队观点：能源政策已成为德国政府的核心关注领域之一，体现在一系列重大立法举措中，包括已批准的发电厂战略和拟议的EEG改革/网络包。发展方向似乎很明确：德国正计划现在大力投资，以解决系统瓶颈、完善更广泛能源价值链，并从长远来看创建一个更高效、更低成本的能源系统。重要的是，这也表明了一种更务实的能源转型方法。德国实际上承认，仅靠可再生能源无法保障供应安全或系统稳定；转型还需要电网强化、储能、灵活发电以及能够吸引充足资本的监管框架。这应支持对新增燃气发电能力和电网基础设施的投资。然而，政策可能会日益限制或减缓未来陆上风电和光伏的装机，EEG改革和网络包暗示这两种技术相对于先前预期可能面临较低的增长轨迹。参见EEG/电网改革、发电厂战略、配电网包。 8个关键图表 图3。过去十年，可再生能源的占比显著增加，如今风能和太阳能已为德国提供约50%的电力。 图4。2026年上半年，陆上风电装机增长放缓，这可能是由于项目延误以及运输/建设瓶颈所致。 投资摘要 优先选择电缆供应商而非OEM厂商。由于风电装机容量的加速扩张，尽管德国发电量仅占全球不到2%，但在2025年，德国可能占Vestas（陆上风电）/Nordex（海上风电）陆上风机订单的30%至40%。我们认为，德国的盈利能力也因区域内缺乏中国竞争对手以及接触到规模较小的客户而对平均新设备利润率产生实质性提振。德国电力系统已面临失衡，而德国电力需求不增长的事实则加剧了这一问题：2025年电力消费量处于数十年来的最低水平，较2019/2015年分别下降了8%/12%。政府的新政策框架似乎减少了可再生能源的支持力度，通过激励措施与现实需求相匹配（如建设适用性电网和可调度发电能力）来实现这一目标。基于以上原因，我们更倾向于选择电缆供应商而非风电OEM厂商。 德国电力系统正显现出风电饱和的迹象，机械地实现政府装机目标会导致系统出现大量电力过剩：德国近年来在向可再生能源转型方面取得了令人印象深刻且非常必要的进展。但饱和迹象已显现：1）负电价时段（及削减补偿）正在增加，2）一个原本平衡的系统现在在可再生能源发电量较低时必须进口电力，但在风能高峰期则需削减发电。这个问题不能通过增加更多风电来解决；我们的情景分析表明，在政府装机目标下，失衡/削减只会加剧。相反，系统可能需要将投资重新导向可调度的电力和电网，而我们认为新政策正是旨在实现这一目标。 德国风电扩张已面临限制，且可能已达到顶峰。 未来几年：我们预计德国面向OEM的风电订单（预计2025年将超过100GW）与安装速度之间存在显著不匹配（按历史季节性规律估算，年化安装速度约为60GW）。我们理解项目执行正面临日益增长的瓶颈，包括运输和施工。我们的观点是，德国风电装机建设将在未来几年达到峰值（订单已现见顶迹象：NDX欧洲订单连续三个季度同比温和下滑），并非所有拍卖量最终都会建成，在本世纪末德国将可能建成其真正所需的绝大部分风电基础设施，此后新风力涡轮机的需求期或将持续较长一段时间。 从2027年起减少政府对风能的政策支持，是调整激励措施的一步。 向现实：新政策草案在电网已拥堵的德国地区部分减少了削减补偿支付，设定了5%的削减阈值。我们估计，四个至五个风电存在最严重的地区，合计占安装风电容量的45%/55%或未来项目储备，面临突破此5%阈值的风险。新政策实际上取消了风电开发商的保证未来收益（与之前的系统相比，该系统对任何削减都给予全额补偿），并可能导致开发商的融资成本显著增加，可能损害其本已紧张的财务状况。 政策信息存在冲突，但开发商的行动和行业领袖的评论正凸显风险加剧：某些政策信息可能被视为存在冲突：一方面，建设风电的激励措施正在减少，另一方面，头号GW目标却在增加。我们认为，开发商在政策变更前（2026年拍卖会供不应求，自2024年峰值以来每千瓦时拍卖价格下降30%）的激进竞标以及行业领袖最近的谨慎评论，揭示了真实情况。 风电在整个电力系统中的占比不断提高，其全成本也随之增加。 间歇性可再生能源在根据平准化能源成本（LCOE）计算时，常被筛选为电力成本最低的提供者之一，但我们认为这可能并未反映全貌。LCOE并未考虑若干重要的系统级成本，例如：1）风能的间歇性（‘风大’的正午发电价值与...） （如在傍晚用电高峰期）；2）削减（LCOE假设电网可以接纳所有发电量）；3）备用电源/储能成本（为支持以可再生能源为主的电力系统所需）；以及4）为应对发电日益间歇性以及发电与消费地域错配日益加剧而需进行的电网升级成本。因此，新增风电项目的经济性往往不太理想，因为上述大部分成本与电力系统中风电占比的上升同步增长。 德国电力系统已显现风电饱和迹象 过去十年间，德国的能源体系经历了多次能源政策改革的重塑，特别是2023年引入的改革，其重点在于加速向可再生能源转型。尽管电力需求相对稳定，但该国的发电结构已发生显著变化，这反映了加速可再生能源部署、逐步淘汰核能以及减少对化石燃料依赖的努力。了解这些主要政策变化，有助于理解在此期间塑造德国电力市场的结构性转变。 • 2017年《 EEG 法案》：从固定上网电价到可再生能源拍卖系统。这使可再生能源的扶持更具市场导向性。 • 2020年《煤炭退出法案》（KVBG）：德国确立了具有法律约束力的途径，以在2038年前逐步淘汰燃煤发电，并设定了2022年和2030年的中期发电容量削减目标。 • 2021年脑电图（EEG）谈判：德国提高了可再生能源目标，计划到2030年实现65%的可再生能源电力占比，同时更加注重电网扩张和拥堵管理。 • 2023年复活节套餐：该法案将可再生能源认定为处于压倒性的公共利益之中，简化了许可程序（在某些情况下允许其绕过公众咨询），并将可再生能源电力目标提高至2030年的80%。 • 2023年核能退出：这进一步增加了对可再生能源、电网基础设施、互联系统、灵活热力发电和储能解决方案的依赖。 • EEG 2027：从最大化可再生能源部署转向管理系统整合。该改革旨在解决一些新兴的