海外海风发展痛点一：成本压力 欧洲部分海风项目拍卖和建设遇冷，成本压力是重要影响因素。收益端，拍卖端报价过低、负电价等因素导致收益端存在不确定性；成本端，项目开发成本和高利率为开发商带来压力。高利率和高开发成本、收益端承压等因素下，开发商存在观望情绪，欧洲海风项目出现拍卖投标不足、项目落地延迟等情况。 2024年的丹麦和立陶宛海风拍卖、2025年6月和8月德国两轮海上风电拍卖，均出现投标冷清的情况，体现开发商在高开发成本下的迟疑和观望。具体项目落地亦存在延迟，2025年4月，沃旭能源 Ø rsted表示，考虑供应链成本增加和利率上升的影响，该公司决定暂停开发英国 Hornsea 4海上风电项目。2025年7月，荷兰政府宣布将“2040年海上风电装机50GW”的目标下调至30~40GW，原因是成本上升、且工业用电需求低于预期。 欧洲海风发展面临成本压力，我们认为风电整机降本和大型化有望成为海风项目降本的重要助力。欧洲海上风电拍卖出现投标不足现象时间国别招标项目或轮次具体情况2025年8月德国第二轮无政府补贴海上风电（N-10.1及N-10.2场址）招标无开发商投标，原因可能包括选址不当（环境复杂施工困难）和市场环境变化（负电价等）；同时，拍卖流程设计也需要优化。2025年6月德国德国北海 1GW N-9.4 海上风电区块招标6月初第一轮拍卖仅2家竞标者投标；6月16日“动态拍卖程序”（负价格竞标）中，道达尔以负投标获得该区块。2024年2024年丹麦North Sea I - Area 1/2/3规模共3GW，采用负招标（Zero-subsidy）模式。此次招标未能吸引投标，无人竞标立陶宛 第二轮海上风电拍卖采用差价合约（CFD）模式。仅收到一次出价，导致拍卖不成功，预计2026年初再次举行2023年英国第五轮CfD海上风电拍卖没有海上风电开发商参与竞标，原因是本轮拍卖规定的海上风电（固定式）价格上限为44英镑/兆瓦时，开发商认为该电价水平无法满足合理收益率要求。此次竞拍失败后，英国对第六轮CFD追加了补贴，将执行价格上限提高到73 英镑/MWh，提升幅度达66%。资料来源：风能专委会CWEA，Wind Europe《Wind energy in Europe 2024 Statistics and the outlook for 2025-2030》，平安证券研究所24
