引言

2026 年以来，欧洲公开披露的海风管桩订单约 1.5GW，显著低于过去几年的年度水平。短期订单落地偏慢，并非 欧洲海风需求趋势发生逆转，而是德国等市场的存量项目在负补贴负担、尾流损失、并网延期和融资成本上升等因素 影响下，重新评估项目经济性并推迟供应链采购。在本篇报告中，我们主要回答两个问题：第一，欧洲海风管桩订单 为何低于预期，哪些存量项目构成主要拖累；第二，新一轮拍卖项目的放量和机制改革，能否提高项目从授标走向 FID 及供应链采购的转化率。

投资逻辑

德国存量项目集中，是短期订单偏弱的主要变量。德国已完成拍卖但尚未完成 FID 的项目合计约 16.5GW，占欧 洲同类存量项目约 38%。负补贴拍卖、尾流损失和并网延期共同削弱了部分项目的经济性，导致开发商阶段性放缓基 础、风机等核心供应链采购。但在较高保证金和履约节点约束下，开发商直接退出项目的成本同样较高，后续更可能 通过政策协商、项目优化和分阶段采购推进项目。

拍卖机制正在由追求低价转向兼顾收益稳定性与项目可交付性。德国计划引入市场化竞价与差价合约相结合的两 阶段机制，并提高项目履约保证金，在保障项目拍卖成功的同时，也提高业主参与的投机成本以保障项目交付确定性， 同时，对于存量的海风项目，德国政府也承诺重新规划场址从而降低现有已授标项目的尾流风险。法国 AO10 则将合 同与融资稳健性的评分权重从 12%提高至 18%，同时引入投运前后的 K、L 调价系数，以降低开发和运营阶段的成本错 配风险。随着政策关注点从“能否以最低价格完成授标”，转向“中标项目是否具备融资、采购和按期交付能力”，项 目中长期交付置信度有望不断提升。

法国 AO10 的供应链来源规则体现出较强的务实性。AO10 并未设置简单、刚性的法国本土制造比例，而是要求风 机、基础等 9 类战略组件中至少 5 类不来自欧盟认定的主导第三国；组件来源评分权重仅为 6 分，且满足 8 类即可获 得满分。该机制既推动欧洲关键供应链能力建设，也为具备稳定交付、原产地管理和欧洲本地化协同能力的国际供应 商保留了参与空间。

2026-2027 年拍卖规模仍处于历史高位，中期项目储备并未收缩。我们预计两年内欧洲计划定标的海风项目合计 约 39.4GW，其中约 30.7GW 已经完成授标或进入正式拍卖程序。法国 AO10 拟一次性拍卖约 9.7-11.1GW 海风容量，按 单轮拟授予容量计算，为欧洲历史上规模最大的海上风电拍卖。大规模拍卖将为 2030 年后的装机和供应链订单提供 项目储备，但从拍卖到订单仍需经历许可、融资和 FID 等环节，后续应重点跟踪项目转化效率，而非仅关注名义拍卖 容量。

能源安全继续构成欧洲海风中长期发展的底层支撑，看好供应链订单需求逐步释放。天然气价格上行再次凸显欧 洲对进口化石能源的依赖。海上风电作为欧洲资源禀赋良好、本土供应链发达，且符合欧洲意识形态的可再生能源， 势必成为欧洲能源基建最重要的选择。随着拍卖机制逐步修复、项目可融资性改善以及新增拍卖持续落地，欧洲海风 行业有望由“项目数量增长”逐步转向“可交付项目增长”，供应链订单也有望在未来几个季度逐渐放量。

投资建议

上半年欧洲海风供应链订单阶段性承压，但大规模项目储备、德国拍卖机制改革和法国 AO10 等积极变化，正在 提高未来订单恢复的可见度。重点推荐具有欧洲项目交付记录、超大型基础制造能力、本地化协同能力和稳定履约表 现的大金重工，建议关注东方电缆、金雷股份、明阳智能、海力风电（完整推荐组合详见正文）。

风险提示

海风项目建设推进不及预期，贸易政策风险。

内容目录

一、存量项目进展波动，短期欧洲管桩订单落地低于预期 ............................................. 3 二、机制修复提升项目可交付性，拍卖放量夯实中期订单基础 ......................................... 6

• 2.1 拍卖机制设计持续转向，政策兜底+关注可交付性加强新拍卖项目确定性 ........................ 6
• 2.2 拍卖规模维持高景气，中长期需求放量趋势明显 ............................................ 10

三、投资建议.................................................................................. 11 四、风险提示.................................................................................. 13

图表目录

• 图表 1： 年初以来欧洲公开管桩签单规模仅 1.5GW ................................................... 3
• 图表 2： 德国已拍卖但尚未完成最终投资决策的项目共计 16GW，占欧洲存量项目的 38%................... 3
• 图表 3： 德国业主与政府博弈时间线 .............................................................. 4
• 图表 4： 引入 CfD、降低场址建设密度，对存量项目进行纾困是欧洲顶级海风开发商的共同诉求 ........... 4
• 图表 5： 密集的场址规划可能导致存量项目的发电量预期下降 ........................................ 5
• 图表 6： 密集的场址规划可能导致存量项目的满负荷小时数预期下降 .................................. 5
• 图表 7： 业主在参与德国海风拍卖时需要缴纳较高比例的保证金费用 .................................. 5
• 图表 8： 若项目业主未能按照政策要求推进项目进度将面临保证金损失的较大风险....................... 5
• 图表 9： 保证金机制下，部分存量项目已陆续落地供应链签约 ........................................ 6
• 图表 10： 德国 WindSeeG 改革草案引入两阶段拍卖模式 .............................................. 6
• 图表 11： WindSeeG 内阁草案显著提高海风项目履约保证金要求 ....................................... 6
• 图表 12： 9 月 2 日联邦内阁通过草案，正式进入议会立法流程 ........................................ 7
• 图表 13： 作为欧洲有史以来最大规模的海风项目拍卖，本轮 AO10 共计拍卖 11 个场址，总计 9.7–11.1GW ... 7
• 图表 14： 本轮 AO10 海风项目拍卖大幅优化了流程设计，预计 2027 年有望落地.......................... 8
• 图表 15： 相较于 2025 年的 AO9 拍卖草案，AO10 在评分标准上进一步强化了项目可交付性的需求 .......... 8
• 图表 16： 通过设置 K 系数及 L 系数对电价进行调整，保障项目即使受到通胀冲击也能维持较好收益率...... 9
• 图表 17： 本轮 AO10 拍卖在本土化要求方面总体上体现出较强的务实性 ............................... 10
• 图表 18： 预计 2026-2027 年欧洲有望落地的海风项目拍卖规模近 40GW ................................ 10
• 图表 19： 预计 2026-2027 年落地的拍卖项目中，超 30GW 的项目已经完成定标或启动拍卖程序............ 11
• 图表 20： 9 月欧洲天然气价格创 2023 年以来的新高 ................................................ 12
• 图表 21： 海风依然是欧洲最适合能源基建的选择 .................................................. 12
• 图表 22： 欧洲潜在可开发海风资源丰富（GW） .................................................... 12
• 图表 23： 欧洲暑休结束后的 9 月是常规的管桩环节签单旺季 ........................................ 13
• 图表 24： 相关标的估值表 ...................................................................... 13

一、存量项目进展波动，短期欧洲管桩订单落地低于预期

2026 年以来，欧洲海风基础供应链订单落地明显偏慢。根据 Sif、Steelwind 等企业公开 披露，截至目前欧洲公开管桩签单规模约 1.5GW，表观较弱的订单落地规模引发了市场队 行业需求的担忧并导致相关标的股价的持续下行。我们认为，订单偏弱并不意味着中长期 需求消失，而是部分存量项目在拍卖机制、并网进度和项目经济性重新评估下推迟采购决 策，其中德国项目推进放缓是最主要的拖累因素。

图表1：年初以来欧洲公开管桩签单规模仅1.5GW

来源：Sif、Steelwind 等，国金证券研究所

从尚未完成基础供应商锁定的存量项目看，德国是影响未来两至三年欧洲管桩订单节奏的 关键变量。德国已完成拍卖但尚未完成 FID 的项目合计约 16.5GW，占欧洲同类存量项目 约 38%；其中 TotalEnergies 和 BP 持有的项目合计约 9.7GW，占德国样本接近六成，头部 开发商对存量项目经济性的重新评估，显著影响了欧洲管桩订单的短期释放节奏。

图表2：德国已拍卖但尚未完成最终投资决策的项目共计16GW，占欧洲存量项目的38%

项目容量 （MW）

海风场名

业主 计划投运时间

Waterkant（N-6.7） 295 Luxcara 2028 Waterekke（N-9.3） 1504 Luxcara 2029

Oceanbeat West (N-12.2) 2000 BP 2030 OstSee Energies (O-2.2) 1000 Total Energies 2031

Windbostel Ost (N-9.1) 2000 RWE 2032 Windbostel West (N-9.2) 2000 RWE 2032

• NordSee Energies 1 (N-12.1) 2000 Total Energies 2032 Oceanbeat East(N-11.1) 2000 BP 2033

• NordSee Energies 2 (N-11.2) 1500 Total Energies 2033 Dreekant (N-12.3) 1000 EnBW 2033

Nordsee Energies 3 (N-9.4) 1200 Total Energies 2034

来源：WindGuard，国金证券研究所，计划投运时间截至 2026 年 8 月

2025 年以来，TotalEnergies、BP 与 JERA Nex 等开发商围绕已中标德国项目持续与政府 沟通，争议由单一项目是否退出，逐步扩展至尾流损失、并网延期、负补贴负担以及存量 项目补偿等制度性问题。开发商的核心诉求并非降低德国海风开发目标，而是重新分配原 拍卖框架下难以由单个项目承担的系统性成本，使已授标项目重新具备可融资性和可交付 性。

图表3：德国业主与政府博弈时间线

来源：NDR 等，国金证券研究所

从主要开发商提交的政策意见看，引入双向差价合约、降低场址开发密度及尾流损失、延 长并指数化支持期限，以及为存量项目提供补偿或调整安排，已经形成较强共识。 Fraunhofer 对 N-12.3 场址的测算进一步表明，密集的场址规划会持续压低项目发电量和 满负荷小时数，其影响并非一次性的施工扰动，而是贯穿运营期的收入基数下降。因此， 场址重排和尾流风险的重新分配，将直接影响项目估值、融资能力及供应链采购时点。

图表4：引入CfD、降低场址建设密度，对存量项目进行纾困是欧洲顶级海风开发商的共同诉求

来源：德国政府游说登记网站，国金证券研究所

• 图表5：密集的场址规划可能导致存量项目的发电量预期 下降

图表6：密集的场址规划可能导致存量项目的满负荷小时 数预期下降

来源：Fraunhofer，国金证券研究所 来源：Fraunhofer，国金证券研究所

与此同时，德国现行制度通过高额保证金和分阶段里程碑约束中标方履约。以 1GW 项目测 算，非中央预调查场址与中央预调查场址所需保证金分别约为 1 亿欧元和 2 亿欧元，对应 项目资本开支的约 3.6%和 7.1%；若未按期取得许可、落实融资及关键设备合同或完成并 网投运，开发商可能损失 70%-100%的保证金。较高的退出成本能够抑制占位式投标，但在 项目经济性恶化时，也会使开发商更倾向于继续谈判或分阶段推进采购，而非迅速退出项 目。

图表7：业主在参与德国海风拍卖时需要缴纳较高比例的 保证金费用

图表8：若项目业主未能按照政策要求推进项目进度将面 临保证金损失的较大风险

来源：德国政府，国金证券研究所 来源：德国政府，国金证券研究所

高额保证金并未完全解决存量项目的经济性问题，但已推动部分近端项目优先锁定关键供 应链。Waterkant 已完成风机、基础及阵列缆采购，Waterekke 亦已确定风机供应商，而 其余项目仍处于方案优化和合同谈判阶段。由此来看，德国存量项目并非全面停滞，而是 呈现少数近端项目先行、远期大体量项目等待政策与并网条件进一步明确的分化特征。

图表9：保证金机制下，部分存量项目已陆续落地供应链签约

来源：Luxcara 官网等，国金证券研究所

二、机制修复提升项目可交付性，拍卖放量夯实中期订单基础

2.1 拍卖机制设计持续转向，政策兜底+关注可交付性加强新拍卖项目确定性

我们认为当前欧洲海风行业面临的核心矛盾并非项目储备不足，而是部分项目在过时的拍 卖机制、成本上涨、并网延期和尾流损失影响下，难以锁定关键设备供应商、合同价格及 交付安排。而年初以来，我们观察到德国、法国等欧洲重点国家纷纷瞄准拍卖机制改革， 通过优化拍卖机制设计从而实现加强项目确定性的作用。

德国：引入差价合约机制，回应共识性诉求，提高保证金比例以增加开发商投机成本

德国本次 WindSeeG 改革草案拟自 2027 年起引入两阶段海上风电拍卖机制。该设计并非单 纯由政府为降低补贴支出而提出，而是吸收了 Vattenfall、EnBW 等开发商此前提出的“先 检验市场化融资、未成功再转入 CfD”的建议。第一阶段从零支付报价开始；如果开发商 愿意在没有 CfD 保障的情况下，依靠市场电价、PPA 或自身资产负债表推进项目，则由市 场化阶段完成授标。只有第一阶段无人接受时，才进入以双向 CfD 为基础的第二阶段，从 而避免整场拍卖因项目经济性不足而直接流标。

图表10：德国WindSeeG改革草案引入两阶段拍卖模式

拍卖环节 具体规则

• 1、询问投标人是否愿意在没有 CfD 支持、也不向政府支付场址款的情况下开发项目；
• 2、如果只有一家投标人接受无政府支持拍卖，则该投标人中标；
• 3、若多家投标人接受零支付，则进入动态升价竞拍，愿意支付更高场址费用的投标人中标

第一阶段市场化拍卖

• 1、首轮以 0€/MW 询价时，没有任何一家投标人愿意接受纯市场化开发，则进入第二阶段；
• 2、如果该场址只有一家合格投标人，直接按适用 CfD 最高执行价中标；
• 3、若有多家合格投标人，以适用 CfD 最高执行价为起点，进行动态降价竞拍，价低者中标

第二阶段阶段 CfD 拍卖

来源：德国政府，国金证券研究所

与两阶段机制配套，草案将非中央预调查场址的履约保证金由 100 欧元/kW 提高至 200 欧 元/kW，将中央预调查场址由 200 欧元/kW 提高至 250 欧元/kW，并要求第一阶段中标者额 外提供相当于中标支付报价 5%的动态保证金。由此形成“市场化优先、CfD 托底、保证金 约束”的组合：既保留具备 PPA、交易能力和资产负债表优势的开发商无补贴建设项目的 空间，也在市场化条件不成立时提供收入保障，同时通过更高的资金占用和退出损失，提 高试探性、占位式投标的成本和中标项目的兑现概率。

图表11：WindSeeG内阁草案显著提高海风项目履约保证金要求 项目 现行规定 内阁草案 改革后保证金占/资本开支变化

非中央预调查场址 100 欧元/kW 200 欧元/kW 3.6%→7.1%

项目 现行规定 内阁草案 改革后保证金占/资本开支变化

中央预调查场址 200 欧元/kW 250 欧元/kW 7.1%→8.9%

第一阶段市场化中标 无动态部分 追加中标支付报价的 5% /

来源：德国政府，国金证券研究所；注：1GW 场址总资本开支按草案中政府假设的 28 亿欧元计算

从法案进程看，WindSeeG 法案改革已进入议会审议阶段，年内落地诉求明确。9 月 2 日， 德国政府通过 WindSeeG 改革草案，并于 9 月 4 日正式提交联邦参议院审议，在送审文件 中，政府将该法案列为“特别紧急事项”，并明确由于现有海风支持机制的欧盟国家援助批 准将于 2026 年底到期；为避免支持机制出现空档，德国需要在 2027 年 1 月 1 日前使新立 法改革正式生效，并取得欧盟国家援助批准。因此，我们预计后续联邦参议院、联邦议院 及欧盟国家援助审批流程均有较强的年内完成诉求。

图表12：9月2日联邦内阁通过草案，正式进入议会立法流程 立法流程 目前进度

BMWE（德国经济部）形成部门草案 8 月 10 日草案完成 行业征求意见 8 月 10 日–8 月 17 日完成

部委协调、修改草案 8 月下旬完成 联邦内阁通过政府法案草案 9 月 2 日通过

来源：德国政府等，国金证券研究所

法国：拍卖流程提速，通胀覆盖提升，重点关注项目可交付能力

6 月，法国正式启动 AO10 海风项目拍卖，本轮拍卖一次性推出 11 个海上风电项目，合计 容量区间达到 9.7-11.1GW，官方表述约为 10GW；按单轮拟授予容量计算，这是欧洲有史 以来规模最大的海上风电项目拍卖。项目覆盖诺曼底、布列塔尼、夏朗德滨海及地中海等 多个海域，其中 4 个固定式项目合计约 5.2-5.65GW，7 个漂浮式项目合计约 4.5-5.45GW， 固定式与漂浮式规模基本各占一半。相关并网设施预计分三个梯次交付：项目 A、B、C 预 计在 2032-2034 年交付，项目 1、2、4、6、7 最早于 2035 年交付，项目 3、5、8 最早于 2037 年交付。整体来看，本轮 AO10 拍卖除了为供应链提供较为清晰的中长期订单需求支 撑外，在拍卖流程、机制设计上也落地了不少积极的改进。

图表13：作为欧洲有史以来最大规模的海风项目拍卖，本轮AO10共计拍卖11个场址，总计9.7–11.1GW

项目 场址／项目名称 场址规模 技术形式 预计交付时间

• 项目 A Bretagne-Sud 2 400–550MW 漂浮式 预计 2032-2034 年交付

• 项目 B Narbonnaise Sud-Hérault 2 450–550MW 漂浮式 预计 2032-2034 年交付
• 项目 C Golfe de Fos 2 450–550MW 漂浮式 预计 2032-2034 年交付

• 项目 1 Fécamp Grand Large 1 1,350–1,450MW 固定式 预计最早于 2035 年交付
• 项目 2 Fécamp Grand Large 2 1,350–1,450MW 固定式 预计最早于 2035 年交付
• 项目 3 Fécamp Grand Large 3 1,350–1,450MW 固定式 预计最早于 2037 年交付
• 项目 4 Bretagne Nord-Ouest 1,150–1,300MW 漂浮式 预计最早于 2035 年交付
• 项目 5 Oléron 1 1,150–1,300MW 固定式 预计最早于 2037 年交付
• 项目 6 Golfe du Lion Centre 1 500–650MW 漂浮式 预计最早于 2035 年交付
• 项目 7 Golfe du Lion Centre 1 500–650MW 漂浮式 预计最早于 2035 年交付
• 项目 8 Golfe du Lion Centre 2 1,050–1,200MW 漂浮式 预计最早于 2037 年交付

来源：CRE，国金证券研究所

AO10 同时明显压缩了从投标到中标的审查周期。最终文件将投标截止日设为 2026 年 10 月 12 日，CRE 原则上应在 12 周内完成审查，必要时可以延长至 14 周；据此推算，中标 结果预计在 2027 年一季度公布。与 AO4-AO8 普遍持续两至三年的流程相比，AO10 通过批 量招标和统一审查提高了项目落地效率。

图表14：本轮AO10海风项目拍卖大幅优化了流程设计，预计2027年有望落地

来源：TGS，国金证券研究所

从单纯强调最低报价，转向同时关注项目是否具备真实落地能力。本轮法国 AO10 在拍卖 打分机制上也进行了积极的改革，在保持价格权重不变的同时，将“合同与融资安排稳健 性”的权重由 AO9 草案的 12 分提高至 18 分，并设置了更严格的淘汰门槛。不仅审查融资 结构和风险覆盖，还系统评估 CAPEX、OPEX、风机与基础方案的技术成熟度、产业化安排 及供应链交付可信度。因此，开发商即使报出较低电价，若其融资假设、设备选型或供应 链方案缺乏可信度，仍可能被直接淘汰。整体来看，AO10 明显强化了对项目可融资性、可 建设性和按期交付能力的约束，有助于减少低价中标后延期、重新谈判甚至弃标的风险， 也意味着具备成熟供应链资源和可靠履约记录的投标方将获得更明显的竞争优势。

图表15：相较于2025年的AO9拍卖草案，AO10在评分标准上进一步强化了项目可交付性的需求 评分项 AO9 草案 AO10 正式版 变化

参考电价 70 分 70 分 不变

合同与融资安排稳健性 12 分 18 分 增加 6 分 制造及交付碳足迹 6 分 6 分 不变

非“欧盟外主导第三国”组件数量 6 分 6 分 不变

永磁体供应来源 1 分 0 分 由评分项改为资格门槛 困难群体就业 2 分 0 分 由评分项改为资格门槛 学徒就业 2 分 0 分 由评分项改为资格门槛 公众融资或公众投资 1 分 0 分 由评分项改为资格门槛

来源：CRE，国金证券研究所

在防范通胀风险上，AO10 通过 K 系数和 L 系数构建了覆盖项目建设期与运营期的双重电 价指数化机制。其中，K 系数覆盖从投标至投运的开发建设阶段，根据工业品价格、人工、 钢材和铜等成本指数，对中标基准电价进行一次性重估，有助于缓解海风项目建设周期较 长、供应链成本波动所造成的 CAPEX 错配；项目投运后，L 系数则在 25 年支持期内逐年 调整参考电价，其中 20%与人工及工业品价格指数挂钩、80%维持固定。通过 K 系数和 L 系 数的设立共同起到降低成本波动对项目收益率冲击，改善项目融资条件，并减少开发商因 低价中标后成本大幅上涨而无法推进项目的风险。

图表16：通过设置K系数及L系数对电价进行调整，保障项目即使受到通胀冲击也能维持较好收益率

来源：CRE，国金证券研究所

作为欧盟净零工业法案（NZIA）进入正式实施周期以来的第一场海风正式拍卖，本轮 AO10 拍卖在本土化要求方面总体上体现出较强的务实性。在战略组件层面，开发商只需确保 9 类组件中的至少 5 类满足来源要求即可通过资格门槛，其中传动系统（含发电机）为必选 项；满足 5 类时该项得分仍为 0 分，此后每增加 1 类获得 2 分，达到 8 类即可取得 6 分满 分，第 9 类不再额外加分。与此同时，该项在 100 分总评分中仅占 6 分，远低于电价的 70 分和合同与融资稳健性的 18 分。由此可见，法国政府的政策目标并不是通过过高的刚性 本土化比例重构全部供应链，而是在设置最低供应链安全底线的同时，保留开发商进行全 球采购和成本优化的空间，在产业政策、项目经济性与交付可靠性之间取得平衡。

图表17：本轮AO10拍卖在本土化要求方面总体上体现出较强的务实性

来源：CRE，国金证券研究所

2.2 拍卖规模维持高景气，中长期需求放量趋势明显

尽管存量项目短期推进偏慢，欧洲新增拍卖供给仍处于高位。我们预计 2026-2027 年计划 定标的海风项目合计约 39.4GW，其中约 30.7GW 已经完成授标或进入正式拍卖程序，剩余 项目主要来自波兰、比利时和德国。大规模拍卖为 2030 年后的装机与供应链需求提供了 充足项目储备，指引中长期供应链需求高景气。

图表18：预计2026-2027年欧洲有望落地的海风项目拍卖规模近40GW

来源：Wind Europe 等，国金证券研究所

图表19：预计2026-2027年落地的拍卖项目中，超30GW的项目已经完成定标或启动拍卖程序

项目容量 （MW）

计划交付时 间

定标时间 国家 拍卖项目

技术类型 拍卖进展 拍卖机制

2026 英国 Awel y Môr 775 固定式 已开标 CfD 2030 2026 英国 Berwick Bank Phase B 1380 固定式 已开标 CfD 2030

• 2026 英国 Dogger Bank South East 1500 固定式 已开标 CfD 2032

• 2026 英国 Dogger Bank South West 1500 固定式 已开标 CfD 2031

• 2026 英国 Norfolk Vanguard East 1545 固定式 已开标 CfD 2030

• 2026 英国 Norfolk Vanguard West 1545 固定式 已开标 CfD 2029

• 2026 英国 Erebus 100 漂浮式 已开标 CfD 2030

• 2026 英国 Pentland 92.5 漂浮式 已开标 CfD 2030

• 2026 丹麦 Nordsøen Midt 1000 固定式 已开标 CfD 2032

• 2026 丹麦 Hesselø 800 固定式 已开标 CfD 2032

• 2026 挪威 Utsira Nord 500 漂浮式 已拍卖未开标 CfD 2030

• 2026 英国 AR8 8000（预计） 固定式+漂浮式 已拍卖未开标 CfD 2030-2032

• 2027 荷兰 IJmuiden Ver Gamma-A 1000 固定式 已拍卖未开标 CfD 2032

• 2027 荷兰 IJmuiden Ver Gamma-B 1000 固定式 已拍卖未开标 CfD 2032

• 2027 法国 AO9&AO10 5000 漂浮式 已拍卖未开标 CfD 2032-2040

• 2027 法国 AO9&AO10 5000 固定式 已拍卖未开标 CfD 2032-2040

• 2027 波兰 Phase 2 4000 固定式 未启动拍卖 CfD 2034

• 2027 比利时 Princess Elisabeth Zone I 700 固定式 未启动拍卖 CfD /

• 2027 德国 N-10.1 2000 固定式 未启动拍卖 CfD 2032

• 2027 德国 N-10.2 500 固定式 未启动拍卖 CfD 2032

• 2027 德国 N-13.1 500 固定式 未启动拍卖 CfD 2032

• 2027 德国 N-13.2 1000 固定式 未启动拍卖 CfD 2032

来源：Wind Europe 等，国金证券研究所

三、投资建议

天然气价格再次上行，进一步强化了欧洲降低化石能源进口依赖的政策约束。9 月荷兰 TTF 天然气价格一度升至约 83 欧元/MWh，创 2023 年初以来新高，较 6 月底接近翻倍。本轮气 价上涨一方面受到中东地缘冲突及卡塔尔 LNG 供应受限影响，另一方面也反映出欧洲自身 能源体系的脆弱性：截至 9 月 12 日，欧盟天然气储气率仅约 68%，显著低于往年同期水 平，在冬季临近背景下，低库存进一步放大了市场对于 LNG 供应扰动的敏感度。在此背景 下，海上风电作为欧洲本土资源禀赋较好、产业链最完善的可再生能源，势必成为中长期 欧洲能源建设的重点方向。

图表20：9月欧洲天然气价格创2023年以来的新高

来源：investing.com，国金证券研究所

图表21：海风依然是欧洲最适合能源基建的选择 图表22：欧洲潜在可开发海风资源丰富（GW）

来源：沃旭，国金证券研究所 来源：世界银行，国金证券研究所

从历史披露节奏看，欧洲管桩订单在暑休后的 9 月相对集中。2021 年以来的公开样本中， 9 月共有 13 个项目完成签约，为各月份最高。需要注意的是，该统计容易受到少数大项 目集中披露的影响，不能单独作为订单预测依据；但结合德国政策改革、法国 AO10 及英 国 AR8 等催化，未来几个季度欧洲海风供应链决策活跃度具备边际改善基础。

图表23：欧洲暑休结束后的9月是常规的管桩环节签单旺季

来源：Sif、EEW 等公司官网，国金证券研究所

上半年欧洲订单释放阶段性承压，但项目拍卖依旧维持高景气，各国政府加速改进拍卖机 制，项目交付确定性有望持续提升，能源自主可控焦虑及算力驱动下长期需求天花板有望 进一步打开，看好国内优质供应链加速出海：

• 1）管桩环节：重点推荐本土化布局领先，订单、业绩均有望明确放量，且漂浮式及安装 服务有望取得明显进展的大金重工，其次建议关注天顺风能、海力风电。
• 2）零部件环节：重点推荐与欧洲主流主机厂商达成长期合作关系，铸件产能进一步扩张 的金雷股份，建议关注：振江股份。
• 3）海缆环节：重点推荐具备海外历史交付业绩及高电压海缆生产能力的东方电缆。
• 4）风机环节：重点推荐出海布局领先的明阳智能。

图表24：相关标的估值表

来源：iFind，国金证券研究所；注：带*公司盈利预测来自于国金电新，其余为 iFind 一致预期，截至 2026 年 9 月 18 日

四、风险提示

市场竞争加剧风险：国内风电各环节均处于供给充裕状态，若市场竞争加剧，可能会导致 价格下降，对产业链盈利造成不利影响；

海风项目推进进度不及预期的风险：国内外海风项目易受到政策等因素的扰动，若行业政 策发生较大变动，可能会对项目推进节奏产生较大影响，从而对产业链盈利造成不利影响；

原材料价格波动风险：风电产业链大部分环节原材料成本占比较高，若原材料价格出现大 幅波动，会对风电产业链的盈利造成不利影响。

行业投资评级的说明： 买入：预期未来 3－6 个月内该行业上涨幅度超过大盘在 15%以上； 增持：预期未来 3－6 个月内该行业上涨幅度超过大盘在 5%－15%； 中性：预期未来 3－6 个月内该行业变动幅度相对大盘在 -5%－5%； 减持：预期未来 3－6 个月内该行业下跌幅度超过大盘在 5%以上。

特别声明：

国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。

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