报告出品方：广发证券以下为报告原文节选------ 一、能源转型迫在眉睫，欧洲海风步入增长“快车道”（一）资源禀赋：欧洲海风潜能巨大，英德装机增长并驾齐驱2016-2023年间欧洲各国海陆风新增装机增量波动较窄，总体稳中求进，预计2026年海风新增装机达8.6GW，2024-2026年CAGR高达54.56%。
根据Wind Europe和GWEC，2017年欧洲各国海风新增装机迎来历史高峰，英国占总新增装机53%，根据英国卫报，主要系英国政府海风竞标价格落至历史低点，叠加上网电价方案于2016年大幅削减直至2019年，导致2017-2019年英国海风装机持续引领欧洲。
2020年英德两国装机大幅下滑，荷兰迎风而上海风装机达历史高峰，主要系北海荷兰区域4.5GW海风目标第一步Borssele Wind Farms系列的投产为荷兰带来了约1.5GW的海风装机容量。
2021年欧洲海风再次迎来小高峰，英国占总新增装机的70%，主要系英国Kincardine和Triton Knoll风场的投产。
我们预计2025年欧洲海风新增装机有望增长至5.5GW，同比高增53%，2026年欧洲海风装机实现8.6GW，2024-2026年欧洲海风新增装机CAGR达54.56%。
欧洲海上风电主要集中在英德等几个拥有北海领海的国家，装机量增长强劲。
北海、波罗的海、大西洋沿岸拥有丰富的风力资源，根据North Sea Energy，北海盆地的潜在风能资源达418-635GW，风速高且稳定，适合海上风电场的建设。
北海-波罗的海临岸地区100米高度年平均风速稳定在9m/s以上，地中海临岸地区100米高度年平均风速达4-7m/s，虽然风能资源相对较弱，但临国正在小部分符合条件的海域开发海上风电。
爱尔兰海的部分浅海和半深海区域也被用于海上风力发电，如位于英国西北海岸的Walney Extension风电场和位于爱尔兰东海岸的Arklow Bank风电场。
据 Wind Europe 统计，英国和德国合计占欧洲海上风电总容量的近70%，荷兰/丹麦/比利时/法国各占14%/8%/6%/3%。
2023年英国和德国累计并网装机量分别为14.7GW 和8.4GW，欧洲海风新增装机也继续突破记录，达历史最高3.8GW，荷兰贡献主要驱动力，主要系 Hollandse Kust Noord 的投产助推荷兰海风装机达4.7GW，超额完成2013能源协议既定目标。
2024年荷兰政府将提前进行 Ijmuiden Ver Alpha and Beta 区域的4.6GW 海风装机竞标拍卖，英国政府提高 AR6海风竞标价格从而促进拍卖等因素，都将带动欧洲海风建设，助推达到2030年预设目标。
在此背景下，Prysmian 宣布投资18亿欧元扩大产能以满足不断增长的电缆需求；Sif 计划在现有产能基础上进行扩建，50万吨超大单桩产能预计2025年全面投产。
海风放量刺激欧洲风电基础设施的建设需求，海缆及塔筒作为海风发电的重要部件将吸引大量投资。
英国拥有欧洲最大的海上风电市场，装机量稳定增长，加速开发深远海风电。
根据英国政府官网，英国计划在2030年实现50GW的海上风电装机量目标，累计并网装机量2016-2023年间由5.1GW提高至14.7GW，CAGR达16.33%，海上风电占其总发电量的16%。
继2017年在Equinor运营世界上第一个商业浮动风电场后，英国新增装机量向深远海倾斜，设立了到2030年实现5GW漂浮式海上风电装机的目标，目前，苏格兰INTOG项目正在进行招标，预计主要为深远海漂浮式海上风电项目。
凯尔特海用海权招标拟授予4GW项目，全部将采用漂浮式海上风电技术。
此外，苏格兰第二轮用海权多数项目将采用漂浮式海上风电技术。
吸取政策失误教训，英国政府财政加码第六轮CfD计划（AR6），预计AR6与AR7贡献超过21GW海风装机。
根据UK Energy，合约差价（CfD）是英国支持海上风电市场开发的主要政策，保证固定的电力购买价格，降低投资风险。
由于2021年英国第四轮差价合约拍卖（AR4）中获胜的5个项目只有2个进入了最终投资决策阶段，第五轮CfD计划（AR5）预算不足，未考虑供应链问题导致的项目成本增加以及乌克兰战争导致的商品价格上涨，致使无开发商参与竞标，英国错失海上风电发展目标。
据英国CfD分配轮次资源门户光网，英国政府已确认为第六轮CfD计划（AR6）提供15.55亿英镑预算作为回应，并将其中11亿英镑分配给海上风电项目。
根据S&P Global，AR6的海上风电投标电价上限也被大幅提高，固定式风电上升66%至73英镑/兆瓦时，漂浮式风电上升52%至176英镑/兆瓦时。
当前英国海上风电已有约15GW投入运营，14GW正在建设，考虑到从获得CfD合同到新建海上风电场首次发电大约需要五年时间，为实现2030年50GW的目标，AR6和AR7需要贡献总计超过21GW海风装机量。
德国2024年H1在波罗的海和北海的海上风电装机总容量约8.8GW，深远海开发趋势显著。
根据Wind Guard Deutsche，北海在德国海上风电开发中占据重要地位，截至2024年6月30日，德国并网海上风电装机主要位于北海，累计7.3GW，波罗的海仅有1.5GW，未来德国海上风能扩张将更多地集中在北海，特别是北海专属经济区(EEZ)。
北海和波罗的海的海上风力发电机主要安装在专属经济区，累计8.3GW，仅有0.5GW安装在领海。
北海平均深度95米，高风速和广阔的海域空间使其具备巨大的深远海风电开发潜力，对北海的开发需求推动德国积极布局深远海风电。
据Wind Guard Deutsche测算，德国已建成的海上风力发电项目平均水深为30米，平均离岸距离为75千米。
23年新投产的海上风力发电项目平均水深为44米，深度增长47%，所有项目平均离岸距离不低于50千米，深远海开发趋势显著。
EEG 2020引入价格上限，“负补贴”彰显德国海风市场自我驱动性。
根据欧洲海上风电资料，EEG是德国可再生能源发展的基石，规划海上风电到2030年达20GW，到2040年达40GW。
通过固定电价补贴、竞标机制、优先电网接入权等措施，为海上风电项目提供了稳定的投资回报和市场准入保障。
根据北极星风力发电网，自2017年起，德国引入了竞标机制，开发商通过竞标争夺海上风电项目的开发权。
但由于最近两次海上风电竞标的最低中标电价都是零补贴，EEG 2020引入了价格上限的概念，即在竞标过程中，海上风电项目的投标价格不能超过政府设定的上限。
这一举措旨在防止投标价格过高，保证项目的经济性。
而后德国政府于2023年7月批准一种特别招标形式，允许“负补贴”，即开发商可以在零补贴电价的基础上支付一笔费用，价高者得项目开发权，这意味着开发商不仅不需要政府的补贴，反而愿意支付额外的费用来获得项目开发权，传递出德国海风市场对行业发展的信心，从依赖补贴过渡到自我驱动。
2023年德国7GW的海风竞标因无上限“负补贴”等因素，开发商需支付政府126亿欧元的天价，但由此引发的供应链压力、消费者潜在用电成本的升高等仍不容忽视。
荷兰超额完成海风路线图阶段性目标，取代英国成为欧洲2023年海风装机增量最高国家。
根据Netherlands Enterprise Agency(RVO)，2013年，荷兰通过能源协议加速实现气候目标，并于2022年在原有基础上新增3个位于北海的区域建设海上风场，更新计划目标2030年海风装机累计达11.5GW。
2023年，随着759MW装机容量的Hollandse Kust北荷兰省海上风场年底投产，荷兰年度新增海风装机容量达1.9GW，累计4.75GW，在预算之内且无补贴的情况下超额完成4.5GW的目标，并将2030年海风路线图装机目标加倍调整至21GW。
2024年4月，荷兰宣布由于供应链压力、并网许可及并网时间等原因，21GW的海风路线图目标达成时间推迟到2032年，并在接下来2025年的竞标拍卖上引入新的专业对比评级模型，由荷兰企业局RVO指定评级标准，企业带报价提出创新解决方案，评分最高的项目予以中标。
一站式服务链叠加成本管控，质量标准加速荷兰海风发展。
根据荷兰企业局RVO，荷兰政府于海风能源路线图（2023）期限内成功实施一站式服务方法，降低了投标前成本及相关风险。
根据荷兰审计局，海上风场及电网成本在2013年至2018年间下降了71%，且荷兰自2018年以后海风竞标均为零补贴，主要系一站式原则提供的特许权及并网服务、供应链实现成本降低、已成立的购电协议市场及选址的资源优势等能为竞标方带来足够的开发便利性以及能够确定的盈利性。
同时，荷兰发展海上风场的时间跨度显著收窄，从7-10年缩减至3-4年，一站式服务链能够在海风风场在进行竞标拍卖之前赋能选址研究、许可流程及电网发展等，从而有效提高整体风场建成速率。
荷兰独特的质量竞标拍卖标准则被众多荷兰海风 企业所青睐，其被公认能够刺激个体海上风电风场的技术创新及供应链创新，并赋能企业未来发展。
丹麦2023年全国电力超过一半来自风能，特许权与少数国有化助推海上风电迈进发展。
根据欧洲风能协会，2023年丹麦约56%的电力需求被风能覆盖，其中接近40%为海上风电。
作为世界上第一个建设海上风电场的国家，丹麦自2003年以来沿用的丹麦招标模式不断衍变并持续加速海风发展，目前丹麦已拥有2.7GW的海上风电装机容量，1GW的Thor海上风场将于2027年投产。
据丹麦能源署，2024年4月丹麦启动历史最大的海上风电招标，涉及6个海上风电场的特许权，至少6GW装机容量，同时丹麦政府决定成为这些项目的少数所有者，仅持有20%股份为全球首次，以缓解政府运营企业与政治干预之间的担忧，并赋予企业特许权以达到最高10GW的装机容量，实现有限空间扩容。
作为海风领域的先锋，丹麦不断创新并为海风开发商提供有利条件。
根据丹麦能源署DEA，中央拍卖是丹麦目前建造新风电场最常见且唯一的方式，2023年以前的开放式程序由于违反欧盟竞争法而被废止。
中央拍卖的所有招标均由政治能源协议及丹麦能源署规定，且选址严格局限在招标区域中。
丹麦在2020年气候协议提出全球首个能源岛规划，预计在北海与波罗的海分别构建两个能够提供共计10GW电力能源的人工能源岛，目前在建设与招标中。
2023年丹麦公布下一阶段9GW海风招标框架，其中6GW分布在4个项目点，3GW为能源岛招标，并允许通过有限空间扩容，实现最大14GW突破。
以上四个国家累计海风装机占欧洲90%左右，未来仍将作为欧洲海风发展的驱动主轴。
英国作为目前唯一确定提供政府补贴的国家，新一轮AR6的有力补贴将激发开发商的主动性，但目前招标流程繁琐、中标后仍可能不被授权等因素将减缓招标进度。
德国拥有预开发与非预开发两种招标模式，极大地促进了整体招标规模，2023年8.8GW的中标项目中有7GW为非预开发地区，且LCOE成本在2010年-2020年期间降低了超过40%，尽管对于招标要求严格需要保证金及承购函，其仍然将保持欧洲最大的风能市场。
荷兰目前的一站式服务机构极大地便利了开放商的投资环境，同时其出色的电网连接服务降低了开发商相当部分的开发成本。
丹麦作为未来海上风电确定的输出国，2024年的全部招标项目预计能够覆盖全国用电需求，未来将成为欧洲其他国家有力的海风电力供应方。
除此之外，四个国家都具备一定不同的质量定性标准。
英国的许可制度因不确定性被广泛批评，中标后仍可能被拒绝许可使得其海风招标遭受一定的阻碍。
德国的定性标准更加简化流程且客观，同时降低定性标准对投标决策的影响，且其2023年过于高昂的中标金额将相当开发成本转嫁给了供应链与消费者，对于海风建设有一定负面影响。
荷兰的一站式服务与稳定政策及定性标准透明且详细，只有项目被技术与经济上可实现且有足够担保或现金流才能够被许可。
丹麦对于定性标准的容忍程度最高，仅需符合各方面的最低要求以及支付年度费用即可。
（二）需求端：政策助推欧洲“海风+电网互联”需求加速释放海风激励机制1：俄乌战争爆发以来，以能源安全为核心目的的能源转型成为欧洲各政府间共识，欧洲海风供应链迎来需求扩张期。
2022年俄乌战争爆发，欧洲国家对俄罗斯实施了一系列经济制裁，欧盟承诺逐步退出对俄罗斯的天然气依赖。
紧张的政治局势导致欧洲天然气价格飙升，根据同花顺iFinD，天然气价格于2022年8月一度达到破纪录的96.3美元/百万英热单位，比上年同期水平增长了640%，近期价格虽有回落但整体价格依旧高于战争爆发前，以能源安全为核心目的的能源转型成为欧洲各政府间共识，目前欧盟主要海风发展政策皆制定于俄乌战争爆发后，可见海上风力发电成为欧洲能源转型的重要选择，欧洲海风供应链面临高需求。
海风激励机制2：能源转型加速，欧陆各国陆续推出与海上风电发展的相关政策。
乌克兰危机升级加快了欧洲能源转型的步伐，欧洲议会通过可再生能源指令REDⅢ，计划到30年将可再生能源占比提高至42.5%，将能源安全和能源转型与应对气候变化结合在一起。
根据《埃斯比约宣言》提出的一个以绿色欧洲为领导、不依赖于俄罗斯能源并展开海上可再生能源建设区域合作的总体愿景，预计为2.3亿欧洲家庭提供海上风电。
英国能源安全战略明确英国将通过年度竞标提供明确的可投资信号，降低下一轮竞标的成本，在港口和供应链方面投资1.6亿英镑，在研发方面投资3100万英镑。
政策背景下，英国、法国、挪威、环北海等国家相继公布海上风电的发展目标，海风项目拍卖量增加。
根据GWEC，英国计划在2030年需达到50GW海上风电装机规模，法国预计在2050年前建造40GW的海上风电。
欧盟诸国制定合作目标，2030年前，各国海上风电装机容量达60GW以上，2050年前提高至300GW以上。
政策目标带动竞拍规划，法国Q3将启动两轮规模分别为1.2、1.5GW的海风项目拍卖，2025、2026年分别展开2.5/10GW的拍卖规模，欧盟同意的108亿欧元补贴将支持后续拍卖。
政策目标刺激海风竞标，海缆+塔筒/管桩投资增加。
各国政策积极推动海风放量，欧洲各地海上风力发电新增装机量持续增加。
根据 Wind Europe，新英国政府将第六轮差价合约竞标分配（AR6）的预算提升到历史性的15.6亿欧元，其中11亿欧元被分配到海上风电板块，较 AR5增长了38%，叠加英国刚通过的73欧元/MWh的底端固定式和176欧元/MWh 漂浮式海风装机竞标单价，预计将宽幅助长欧洲基础设施需求。
德国2023年进行了8.8GW 的海风竞标，2024年则预计启动约7GW 的海风竞标拍卖。
葡萄牙、挪威、意大利等都在2024年左右启动首次海风竞标拍卖，其中，葡萄牙预计3.5GW、挪威预计3GW、意大利预计在2024-2028年内3.8GW。
政策背景下，电网互联助推海缆需求增长。
欧洲地区之间能源分布不均，为提高可再生能源的开发利用消纳，政府为跨国输电建立电网互联。
根据Financial Time和4C Offshore，由于欧洲海陆交错，海底电缆成为跨海电网建设的必然选择，预计2030年欧洲海底电网互联工程占全球需求70%。
欧盟提出2020年各成员国跨国输电能力至少占本国装机容量的10%，2030年要达到15%，加之能源转型背景下各国出台各种助力可再生能源开发的政策，欧洲海底电网互联工程及海缆投资需求随之快速增长，电缆累计长度不断增长，预计2024年较前年增长7%，欧洲电网互联电缆累计长度2027年有望达44.3万千米。
海风激励机制3：欧洲央行三大关键利率下调25个基点，海风融资环境改善。
除设定海风目标外，货币政策优化也促进欧洲海上风电产能扩张。
2024年6月6日欧洲央行决定将欧元区三大关键利率均下调25个基点，自2019年以来首次宣布降息。
目前，欧元区主要再融资利率、边际借贷利率和存款机制利率将分别维持在4.25%、4.5%和3.75%的水平。
对于海上风电行业来说，开发和建设海上风电场通常需要大量的资金投入，低利率环境下，投资者的储蓄意愿降低、投资意愿增加，相关企业以低成本获得必要的融资，融资环境优化带动产能扩张。
海风激励机制4: 风机大型化助推降本，海风开发成为欧洲能源增长关键点。
根据Research Gate，目前欧洲海上风电只有小部分得到开发，成本下降为海风开发提供契机，其关键驱动因素之一是大型涡轮机的发展，高发电效率和低运营成本直接导致了单位发电成本（LCOE）的下降。
另一重要因素是海上风力供应链产能的增长，规模与协同效应直接降低了涡轮机安装的成本。
面对能源转型现状，海风降本增效使政府视其为发展清洁能源的战略重心之一，制定有关装机目标，助推欧洲海风市场需求增加。
海缆是海上风电场与陆地之间的关键传输通道，有交流送出和柔性直流两种送出方式。
根据《Failure Rates of Offshore Wind Transmission Systems》，风力发电机组发出的电力通过海缆传输到海上变电站，再通过主海缆传输到陆地的变电站和电网系统，实现电力并网。
除此之外，海缆还能为数据通信提供的通信渠道，确保风电场的运行状态和电力输出得到有效监控和管理。
通常，近海浅水区域的海上风电采用交流输电，而柔性直流输电不受输电距离的限制，更适合远离海岸且容量较大的深远海项目。
塔筒/管桩是风电设备的重要支撑部分，利润依赖规模效应。
作为连接风电机组和桩基的组件，塔筒支撑风舱、轮毂和涡轮叶片的质量，确保整个结构的安全和稳定。
与塔筒类似，管桩在海风项目中支撑和固定风力发电机组，通常作为单桩使用。
根据Offshore Wind，塔架的重量占风电机组总重的1/2左右，但成本仅占海上风电建设成本的5%。
相比风机的其他零部件，塔筒的技术壁垒和质量控制要求相对较低，大客户通常会选择生产规模较大且质量稳定的厂商作为塔架生产商。
（三）供给端：海缆+塔筒供需缺口明显，海风出口存在外部契机1. 海缆：供需缺口2027年达到最大，两大因素制约本地赋能从供给端来看，虽然政策推动欧洲海缆需求增加，但本土供给因原材料、行业准入门槛高两大原因无法满足欧洲市场的需要，因而产生巨大的供需缺口，为我国海缆厂商进入欧洲市场提供了外部契机：欧洲海缆本土供给制约因素1：原材料存在价格和供应风险，开发商扩产态度谨慎。
根据中天科技招股说明书，铜是海缆的主要原材料，占总采购成本的74%。
考虑到海缆在海上风电项目中成本占比约为18%，铜价变动带来的巨大价格缺口将极大程度影响海缆生产企业与海上风电项目的正常运行。
目前，全球制造业周期企稳反弹迹象渐显，同时从2022年初持续至今的俄乌冲突仍无结束迹象，使得各方阵营进一步加大军备开支，推动作为重要军事原材料铜的价格迅速上涨。
除此之外，考虑到未来原材料（尤其是铜）的供应风险，欧洲厂商对投资过多新产能持谨慎态度。
欧洲海缆本土供给制约因素2：电缆所需技术和资金导致较高的准入门槛，头部企业占据主要市场份额，本土其他竞争者加入市场难度大。
海洋环境复杂，海缆长期承受海流和波浪的冲击，为了确保海底电缆的长期运行，必须采用先进的材料、设计和制造工艺。
此外，由于海缆的品牌效应以及生产与施工需要专用设备、生产前期需要较大的资本投入，Prysmian、NKT和Nexans三家国际电缆巨头，依靠超百年的线缆产品研发技术积累和雄厚资金，占据较高市场地位，供货份额在海外海缆市场相对集中。
据GMI数据，欧洲2023年的海底电缆市场份额主要由Prysmian,Belden, Nexans, Sumitomo Electric, Fujikura五家公司平分。
基于上述原因，欧洲海缆及相关市场存在订单饱满、项目延迟等困境，供需缺口明显。
英国格雷恩岛-德国费德瓦登700多公里的跨境电网互联项目因电缆供应延迟，预计开通日期比最初计划晚了四年。
Prysmian的订单已经排到2026/2027年。
德国风电集团RWE英国和爱尔兰地区的高压直流换流站的交付周期已跃升至七年。
根据4C offshore及我们对海缆的供需测算，在不考虑中国市场的情况下，海外高压电缆2024年开始出现供需缺口，基于2028年及之后电网互联对海缆的建设需求逐渐趋向饱和的现实考虑，2027年海缆供需缺口达到最大1234km，参考Prysmian海缆995万元人民币/km的售价，我们预计，欧洲海缆市场单年最大可为我国企业可提供约122.8亿元人民币的市场空间。
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