摘要
■ 投资建议
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。
风险提示
海风项目建设推进不及预期，贸易政策风险。
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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
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
2.2 拍卖规模维持高景气，中长期需求放量趋势明显
三、投资建议
四、风险提示
正文
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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