国金证券2025年中期策略报告揭示，此前受成本上行与利率高企压制的欧洲海风市场正迎来景气拐点。2025年1-5月欧洲海风完成最终投资决策（FID）的项目规模达5.6GW，较2024年全年提升107%。收益率回暖、政策调整落地、利率持续下行三重利好叠加，欧洲海风已进入加速放量周期，为国内出海企业提供明确中期增长锚点。
收益率回暖驱动FID规模跃升
欧洲海风市场化程度较高，项目决策高度依赖收益率是否达标。影响收益率的三个核心外部变量——资本开支、利率、上网电价——当前均呈现边际改善方向。资本开支端因供应链问题与金属原材料上涨略有承压，但利率端与电价端的改善足以对冲。
以典型英国海风项目为基准（单位资本开支4600欧元/kW，上网电价97欧元/MWh，贷款利率3.7%），项目IRR已回升至约8%的合理水平。具体测算显示，在贷款利率3.5%、上网电价95欧元/MWh的条件下IRR为7.7%，贷款利率维持3.5%、上网电价升至100欧元/MWh时IRR提升至8.9%。
收益率回暖直接推动了项目最终投资决策的加速。2025年1-5月欧洲海风完成FID的项目规模达5.6GW，同比2024年全年提升107%。FID是海风项目从规划阶段转向施工阶段的核心节点，其规模跃升标志着欧洲海风已进入实质性加速放量周期。
政策调整与利率下行双重驱动
政策端，英国在AR6拍卖中通过混合定价机制为老项目提供了综合CFD电价补偿，Inch Cape项目混合单价测算为41.51英镑/MWh，Moray West为41.57英镑/MWh，均较AR4的37.35英镑/MWh明显上修。丹麦、立陶宛等国家在2024年招标失败后，2025年新一轮招标的规则框架已进行针对性修复。
欧洲海风项目IRR敏感性测算（单位资本开支4600欧元/kW）| 上网电价（欧元/MWh） | 利率3.0% | 利率3.5% | 利率4.0% | 利率4.5% | 利率5.0% |
|---|
| 90 | 7.0% | 6.5% | 6.0% | 5.5% | 5.0% |
| 95 | 8.2% | 7.7% | 7.2% | 6.7% | 6.2% |
| 100 | 9.4% | 8.9% | 8.4% | 7.9% | 7.4% |
利率端，欧洲基准利率自2024年以来持续下行，项目贷款利率压力显著改善。以3.5%的贷款利率测算，相比5.0%的利率水平，在95欧元/MWh电价条件下IRR可提升约1.5个百分点。利率下行趋势尚未结束，若欧洲央行继续降息，项目收益率仍有进一步上修空间。补贴力度加大与利率下行共同推动欧洲海风项目收益率回归合理水平，项目方推进意愿显著增强。
2025-2030年欧洲需求52GW的节奏拆解
根据Wind Europe与GWEC数据，2025-2030年欧洲海风累计需求约52GW，年均约8.7GW。从项目推进流程看，海风项目从施工到并网约需2-3年，基础与海缆等重要设备的供应商确认至少需提前并网节点3-4年。
对欧洲各海风项目是否已确认基础供应商的梳理显示，2028-2030年未确认基础供应商的项目规模分别为1.9GW、7.4GW、12.1GW。小项目单桩招标提前约3年，超过1GW的大项目需提前4年以上。据此测算，2025-2027年欧洲海风基础招标规模分别约9.7GW（1-5月已确认1.9GW）、9.6GW、13.4GW，呈现逐年放量态势。
国内产业链出海机遇与受益环节
欧洲海风进入放量周期为国内风电产业链提供了明确的出海窗口。从竞争格局看，欧洲本土基础与海缆产能存在供给缺口，且扩产周期较长，国内头部企业在成本与交付能力上具有显著优势。
重点受益环节包括：单桩/基础环节，欧洲大单桩需求放量且单吨价值量高，国内头部塔筒企业已进入欧洲主流海风项目供应商名单；海缆环节，高附加值送出缆与阵列缆需求旺盛，国内头部海缆企业技术能力已接近国际一流水平。随着2025-2027年欧洲海风基础招标规模的逐步放量，国内出海企业订单有望持续超预期。
