2024年海洋风电专题报告：欧洲海风建设加速，国内企业扬帆起航

一、复盘：欧洲海风资源丰富，三十年发展历程年新增装机中枢不断上移

1.1 欧洲海风资源丰富，当前渗透率不到 2%

欧洲拥有丰富的海上风能资源。根据 NEWA 风能资源分布图显示，欧洲区域北海、波罗的 海等海域风速资源极其丰富，平均风功率密度在 1000W/㎡以上，为海上风电开发创造良 好的自然环境条件。

根据世界银行在 2021 年的一项研究，欧洲地区潜在固定式海风装机容量达 2.3TW，漂浮 式海风潜在装机容量近 9TW，其中英国、丹麦、挪威等国家海风资源开发潜力较大。截至 2023 年底，欧洲在运海风总装机规模仅为 34GW，对应资源开发利用率仅不到 2%。

1.2 欧洲海风发展历史回顾：政策演变与技术迭代齐头并进，绿色转型海风装机加速

欧洲海上风电政策的发展历史可以概括为以下几个阶段：初始探索阶段（1990s）、示范 项目阶段（2000s 前中期）、政策引导与规模化发展阶段（2000s 中后期到 2010s 初期）、 技术进步与实现平价阶段（2010s 中后期）、绿色能源转型加速阶段（2020s）。

初始探索阶段（1990s）： 1991 年，丹麦建立世界上第一个海上风电场 Vindeby，开启了 欧洲海上风电探索之路。 Vindeby 风电场由 11 个 450kW Bonus Energy（现为西门子歌美 飒）陆用风机结合灯塔基础组成，总装机容量 5MW，发电量约 12GWh/年，可满足 2200 个 丹麦家庭的年用电量。

示范项目阶段（2000s 前中期）：随着丹麦风电场 Vindeby 对海上风电场可行性完成验证， 英国、瑞典、荷兰等国家相继推进多个示范项目以测试海风技术并评估其经济可行性。在 技术上，不同于 Vindeby 风电场使用陆用风机及灯塔基础，制造商开始针对海上风机易腐 蚀、难维护的特点进行针对性的研发和设备迭代，如丹麦 2000 年投产的 Middelgrunden 海风场，采用的 Bonus Energy 海风机组使用了耐腐蚀涂装以及玻璃纤维叶片。此外，随 着机组大型化持续推进，海风机组也进入单台 MW 级时代。

政策引导与规模化发展阶段（2000s 后期-2010s 初期）：随着欧洲气候保护意识逐步觉醒， 叠加海上风电技术初步成熟，欧盟及部分成员国开始推动海上风电技术进入大规模运用。 2009 年，欧盟推出《欧洲经济复苏计划》，开始针对各项可再生能源技术进行大额补贴， 其中 9 个海上风机及相关基础设施项目获得了 5.65 亿欧元的资金支持。此外，在 2009 年 的海上风电大会上，13 个欧洲国家联合发表《斯德哥尔摩宣言》，提出制定一系列政策框 架及措施，推动欧洲充分发展利用海上风电。

国家层面，英国、德国、瑞典等国家均出台具体有力的海上风电支持政策，如提供补贴、 税收优惠和立法支持，有力支撑起尚不成熟的海上风电行业进行初期的规模化发展： 英国：2012 年英国设立绿色投资银行，计划通过提供一定规模的公共资金从而撬动私人 资本针对绿色可再生能源项目进行投资，从 2012 年到 2015 年 5 月，英国绿色投资银行拨 款投资了数个海上风电项目，总计规模达 11 亿英镑，并带动了接近 29 亿英镑的私人资本 进行联合投资。 德国：2009 年德国政府宣布更新可再生能源法案 EEG 政策，海风方面，设定 2015 年之前 的海风项目固定上网电价为 150 欧元/MWh；在融资方面，2011 年，德国复兴银行宣布提 供 50 亿欧元的专项贷款为海上风电场提供融资支持，单个项目最大的额度为 7 亿欧元， 大幅降低项目投资方的融资难度。

大量研发资金及项目需求带动下，欧洲海上风电进入规模化发展阶段。在欧洲整机制造企 业的持续迭代过程中，2012-2014 年欧洲海上风机的平均单台功率来到 4MW 左右，较 1991 年的 0.5MW/台大幅提升，为后续海上风电实现平价打下坚实基础。

在风机大型化背景下，欧洲海风场规模也逐步提升。海风场成本中海缆、变电站等硬性支 出以及审批流程带来的时间成本能够被海风场规模有效摊薄，更大规模的海上风电场成为 规模化降本的必然结果。2009-2014 年欧洲海上风电场平均规模来到 300-500MW 水平，较 早期发展阶段大幅增加。

技术进步与实现阶段（2010s 中后期）：随着海上风电技术取得显著进步，大型化风机得 到规模化应用，同时安装和维护费用持续改善，项目资本开支及运营支出开始显著下降。 在风机及海风场大型化推动下，海上风电度电成本迅速下降。根据 AEGIR 的数据（2022）， 当海风场规模从 200MW 提升至 700MW、风机单台功率从 4MW 提升至 11MW，海上风电项目度 电成本从从 100 欧元/MWh 快速下降到 59 欧元/MWh，其中风电场大型化贡献约 9.5 欧元 /MWh，风机大型化贡献 31.5 欧元/MWh。

受益于海上风电度电成本的迅速下降，2016-2018 年欧洲海上风电主要国家正式进入平价 时代，丹麦、德国、荷兰、英国海风项目中标价格相对于 2014 年及之前下降约 60%，推动 海上风电成为兼具经济性及环保可再生的能源形式。

绿色能源转型及加速阶段（2020s）：2019 年 12 月，欧洲委员会推出《欧洲绿色新政》， 设定了欧洲到 2050 年实现碳中和的目标。欧盟各成员国根据《欧洲绿色协议》相继制定国家能源和气候计划（NECP），提出各自的海上风电发展目标。

随着俄乌冲突爆发，欧洲同时面临气候变化挑战和能源安全问题，各国加大海上风电发展 力度，提出了更宏伟的装机目标。

二、展望：成本、利率等制约因素边际向好，欧洲海风进入新一轮增长周期

尽管自 2020 年宣布绿色转型以来，欧洲各国均试图加速发展海上风电项目，但从现实层 面来看，欧洲风电行业在中短期内仍面临较强的制约因素。

2.1 成本：通货膨胀叠加利率高涨，风电场成本大幅提升

资本支出（CAPEX）及利率是影响海风场平准化度电成本（LCOE）的核心因素。根据咨询 机构 AEGIR 的研究，海风项目的 WACC 每上升 1%，对应 LCOE 便上升约 4.6 欧元/MWh，而 资本支出每上升 15%，LCOE 上升约 5.5 欧元/MWh。此外，麦肯锡咨询的一项研究，自 2021 年以来，欧洲海风成本受通货膨胀及利率上行影响大幅上涨，以德国为例，2023 年实施的 海风项目度电成本约为 90-95 欧分/MWh，较 2020 年项目度电成本上涨 40%-60%，大幅削 弱海风作为电力能源的相对性价比。

从成本端来看，风机及基础占海上风电场资本开支接近 50%，通货膨胀因素导致风机及基 础成本大幅上升。从固定式基础海上风电场的资本开支构成来看，参考 NREL 2022 年数 据，风机、BOS 成本、软性成本分别占 34%、48%、18%；其中受原材料成本影响最大的风 机及基础分别占资本开支的 34%、13%。

风电场主要使用的原材料包括钢铁、电子废料、玻璃纤维增强塑料、铜等。从原材料使用 量占比来看，根据 GWEC 及 BNEF 的数据，钢铁占原材料耗量的 90%。2021-2022 年受欧洲 燃料成本上升，本土生产的中厚板等钢铁中间品价格大幅上涨。

原材料价格上行推高风机及基础成本，海风场资本开支提升。风机方面，参考 Vestas 公 布的数据，2022 年海风机组新签订单单价迅速走高，从 1100 欧元/KW 左右提升到 1500- 2500 欧元/KW 水平，同时公司 2022 年毛利率下降 9.2pct 至 0.8%，2023 年，受益于原材 料价格回调以及前期涨价订单逐步确收。公司毛利率恢复至 8.3%，但仍处于较低水平。

单桩原材料成本占比大约 40-60%，且主要以钢铁铁板为主，2021-2023 年受欧洲本土铁板 价格上行，单桩价格也大幅提升。根据欧洲本土单桩制造龙头 Sif 披露的年报显示，2020- 2023 年销售产品的单吨售价从 1700 元/吨左右提升至 2000-2400 元/吨水平。

此外，外部融资利率的大幅提升也对海风项目的投资成本形成压力。由于投资额普遍较大，海风项目极其依赖外部融资，这也导致项目投资决策对利率变动极其敏感。2022 年开始， 欧洲央行多次调高欧元区三大基准利率，其中再融资利率从 0%一度调升至 4.5%，对海风 项目融资成本产生较大压力。

成本及利率的变动拉高了项目的投资成本，进而严重影响海风项目开发商的投资意愿。由 于前期招标过程中制度设计的不完善，实际通货膨胀变动水平超出此前招标拍卖设计范畴， 导致部分已开标项目在进行最终投资决定（FID）时项目投资回报率较预期大幅降低，部 分项目被宣告延期或取消，2022 年欧洲海风风电项目投资额大幅减少，全年海风项目总 投资额仅约 4 亿欧元，对应风电场规模约 0.1GW。 项目延迟/取消：2023 年 7 月，瑞典开发商 Vattenfall 宣布停止其在英国北部海南 部的 Norfolk Boreas 项目的开发，并表示主要受成本大幅上涨影响；此外，也有不 少项目选择推迟项目安装开发进度，按照 Wind Europe 2020 年预测装机数据与实际 装机的差进行测算,2021-2023 年大约有 3-4.1GW 的海风项目受到影响而推迟了项目 开发，占 2020 年中性预期的 22%-31%。 招标流标/不及预期：由于设置了较低的最高投标限价，英国第五轮可再生能源招标 （AR5）中因没有海风项目参与投标而流标。

2.2 电网：规划迟滞及审批复杂推迟项目并网时间

除成本、利率变动导致项目投资商投资意愿放缓外，电网建设规划的大幅滞后以及复杂而 漫长的接入许可审批流程也对海风并网形成限制。 1）短期：复杂而漫长的电网接入审批导致项目暂停、推迟或取消。根据 Wind Europe 对 欧洲主要风电装机国家输电运营商（TSO）的审批数据整理，截至 2024 年第二季度，欧洲 各国有超过 500GW 的风电项目等待电网接入评估，其中，意大利 191GW，英国 145GW，德 国 70GW，波兰 51GW，西班牙 40GW。2024 年 9 月，由于缺乏与国家海上电网的合理连接点 这一先决条件，Vattenfall 宣布暂停 Swedish Kriegers Flak 海上风电场项目的开发。 2）中长期：电网规划及建设进度对中长期海风并网形成制约。2024 年 1 月，受海上电网 扩张预期延迟影响，德国联邦海事和水文局宣布 24 年及 26 年招标的 4 个海风项目预计 并网时间将延迟 1 个季度到 2 年。

2.3 建设条件边际向好趋势明确，项目投资有望逐步加快

绿色转型加速背景下，海风度电成本仍具备优势。尽管受通胀及利率因素欧洲海风度电成 本在 2022 及 2023 年大幅上涨，但相比天然气发电仍具备竞争力。据 BNEF，2H23 英国及 德国的海上风电度电成本分别 114 美元/MWh、95 美元/MWh，而 CCGT 度电成本分别为 144 美元/MWh 和 149 美元/MWh，较海风度电成本高约 30%。

同时，随着原材料成本不断改善，主要西方国家开启降息周期后融资利率压力逐步缓解， 以及欧洲主流国家对招标流程的优化，欧洲海风项目投资有望逐步回暖。 成本改善：随着欧洲天然气价格逐步回落，海风机组主要原材料钢铁等工业制品价格进入 下降通道，风机、塔筒基础等金属原材料成本占比较高的产品价格有望逐步回落，进而带 动项目资本开支逐步下降，提升项目投资回报率。

原材料成本改善作用下，海风项目单位资本开支有望逐步下降。根据 Wind Europe 相关数 据测算，2022-2023 年，受原材料价格大幅上升影响，欧洲海风场单位资本支出提升至 3800-4000 欧元/KW,较 2020-2021 年大幅提升。2024 年上半年欧洲完成 FID 的三个项目平 均单位资本开支为 3263 欧元/KW，下降的原因主要是三个项目均为德国项目，输电系统由 政府提供，实际项目资本开支仍然处于相对较高水平。随着原材料成本改善逐步向下游传 导，预计欧洲海风项目资本开支有望逐步降低，从而减轻项目开发商成本压力。

利率：欧洲降息周期启动，项目财务压力有望逐步缓解。2024 年 6 月，欧洲中央银行召 开货币政策会议，决定在连续 22 个月维持高利率之后降息 25 个基点，正式开启降息周 期；9 月欧洲央行宣布再次进行降息，将存款机制利率调降 25 个基点，将主要再融资和 边际贷款利率下调 60 个基点。除欧洲央行外，欧洲多国也已开启降息进程：3 月，瑞士央 行开始降息；8 月，英国央行宣布降息 25 个基点至 5.00%；瑞典央行于 5 月及 8 月降息两 次至 3.5%。随着欧洲各国降息逐步推进，海风项目融资环境有望得到大幅改善。 招标设计不断优化：2023 年以来英国、德国、法国等主要海风装机大国均宣布对招标进 行优化改革以加速并确保项目能够顺利落地。

英国：英国第六轮招标（AR6）中做了以下三点较大的改变：1）上调海风项目 CfD（差 价合约，Contract for Difference）价格上限：AR6 海风项目 CfD 价格上限由上一 轮的 44 英镑/MWh 提升至 73 英镑/MWh，保障开发商的盈利空间；2）临时大幅提高海 风项目招标预算：2024 年 7 月，能源安全和净零排放部（DESNZ）宣布增加 AR6 总预 算增加 5.3 亿英镑，其中 3 亿英镑将分配给海上风电；3）新机制保障老项目顺利实 施：引入海上风电许可减少项目（Offshore Wind Permitted Reduction Projects）， 给予此前分配轮次中标项目撤回原有项目的部分容量并重新参与招标的机会，保障 这些项目在成本及融资利率上调后仍能继续实施。从开标结果来看，中标的老项目均 为 AR4 中标项目，此前中标价格均为 37.35 英镑/MWh，当前成本及利率条件下项目落 地概率较低，而 AR6 中标后项目平均中标价格提升至 39-44 英镑/MWh，有望保障项目 顺利推进。

德国：2023 年德国将海风项目招标流程更改为双重竞价模式，主要分为预集中调查 招标及非预集中调查招标：1）预集中调查招标：德国政府对海风场址进行测量及调 查，招标将采用零补贴、负竞价的方式，投标者的中标打分标准由愿意为场地支付的 特许权金额大小（占评分标准的 60%）以及定性标准（占评分标准的 40%）构成；2）非预集中调查招标：场址未进行事先调查，招标沿用有补贴、上网溢价的形式，但如 果由多个投标者选择零补贴，则进入新的投标流程，比较投标者愿意支付场址的使用 权金额大小来决定中标人。

从运行结果来看，2023 年及 2024 年的海上风电招标均取得不错的结果，同时，高额 保证金的收取也在一定程度上保障了项目的顺利落地。此外，由于德国海上风电项目 中的输电系统由德国政府组织负责建设，也在一定程度上减轻了项目投标方的资本 开支压力。但从长期来看，相较于 CfD 模式，项目投标方需要自主签约供电协议，其 未来收益存在一定不确定性，因此也具备一定的风险。

法国：法国计划将建造海上风电场所需时间的 10-12 年缩短至 6 年，为此宣布了多项 新措施以“大幅简化和缩短”规划和许可程序；此外，法国承诺将拍卖的总持续时间 从现在的 3 年缩短到 12 个月左右，有望大幅加快项目的推进速度。

我们针对差价合约以及负竞价这两种主流的海风招标模式分别建模进行盈利测算，衡量 当前价格水平下的海风投资收益率水平。

差价合约模式（代表国家为英国、法国、挪威）：海风场成本/资本开支、融资利率、 中标合约价格是影响差价合约模式下海风项目收益率最主要的四大因素。根据我们 测算，在单位资本开支为 4000 欧元/KW、贷款利率 6.4%、贷款比例 80%、中标合约价 格为 70 欧元/MWh 的假设前提下，我们测算出规模 1GW 的欧洲海风项目股权回报率大 约为 5.7%。往后看，资本开支下降 10%/贷款利率下降 1pct/中标 CfD 价格提升 10 欧 元/MWh 对项目收益率 IRR 的影响分别为+1.5/+0.7/+2.3pct。

负竞价模式（代表国家为德国、荷兰）：海风场成本/资本开支、融资利率、年上缴特 许权费用是影响负竞价模式下海风项目收益率最主要的三大因素。根据我们测算，在 单位资本开支为 2500 欧元/KW（不含输电系统）、贷款利率 6.4%、贷款比例 80%、每 年单位特许权费用为 1 欧元/KW 的假设前提下，我们测算规模 1GW 的欧洲海风项目股 权回报率大约为 6.6%。往后看，资本开支下降 10%/贷款利率下降 1pct/年单位特许 权费用下降 1 欧元/KW 对项目收益率 IRR 的影响分别为+2.0/+1.0/+0.1pct。

根据 Wind Europe，2023 年欧洲完成海风项目 FID 总规模约 356 亿欧元，较 2022 年提升 约 352 亿欧元。随着机组成本以及融资环境的不断改善、各国对招投标流程的不断优化设 计，海风项目投资逐步回暖，预计 2024-2030 欧洲海风有望保持较快速度增长。

三、供应链：海风建设加速下，交流缆、单桩环节供需矛盾凸显

3.1 海缆：长产能建设周期下供需矛盾凸显，具备海外项目业绩的国产企业有望受益

受益于欧洲海风需求增长及电网互联需求释放，欧洲海缆需求高景气，但从供应端看，海 缆产能建设周期相对较长，且头部企业本轮扩产周期预计到 2026-2027 年结束，若欧洲海 风及电网互联项目进度符合预期，则有望出现较为明显的订单外溢机会。 从供应端看，欧洲海缆市场主要由 NKT、NEXANS、Prysmian 三家头部企业把控，受益于欧 洲海风需求及电力互连需求持续增长，2023 年 NEXANS、NKT、Prysmian 在手订单分别同 比大幅增加 74%/130%/67%。

海缆长距离、高电压趋势下建设周期被显著拉长。随着海风项目逐步向深远海发展，以及 欧洲电网互联需求逐步释放，海缆需求长距离，高电压趋势明显。从欧洲海缆三大巨头的 最新一轮产能信息来看，最新官宣产能均为具备生产 500kV 及以上高电压等级海缆的产 能。从 NKT 新产能与旧产能对比来看，目前在建的挤出塔高度及宽度均较老产能更大，同 时建设周期也从 2 年提升到了 4 年。从本轮欧洲海缆三大巨头的扩产时间表来看，目前欧 洲高电压等级海缆产能建设周期大约在 3-4 年左右。

按电流类别进行划分，海缆可以分为交流缆及直流缆两种类型，其中，交流缆主要优点在 于系统价格较低，但不适合长距离运输，因此在海风场中主要用于距离相对较短的阵列缆 及外送缆；而直流缆整套系统价格相对较高，但长距离输电损失较小，因此下游应用主要 以海风场的外送缆及各国海底电网互联的输电网为主。

本土龙头企业订单获取以价值量更高的直流缆为主。由于直流缆项目运输距离较长，且高电压等级海缆具备一定技术门槛，因此项目的订单规模及盈利性相对占优。随着欧洲电网 建设加快，跨国电网互联需求增加带来旺盛的直流缆需求，目前欧洲三个海缆企业以直流 缆订单获取为主，同时富余产能承接交流缆订单。

欧洲本土产能勉强满足高压直流海缆需求，海风交流缆订单有望外溢。根据 4C offshore 2023 年的数据，欧洲本土海缆巨头产能仅勉强满足高压直流海缆需求，而目前欧洲大部 分海风项目仍采用的是交流海缆送出方案，随着欧洲海风项目持续推进，交流缆订单有望 外溢。

3.2 单桩：本土企业扩产保守，供需缺口下国际化、本地化领先的国产企业加速出海

从需求来看，欧洲固定式海风基础以单桩为主。横向对比各类海风基础，单桩主要用于水 深 60m 以内的海风场建设，而水深超过 60m 则需要应用导管架等其他固定式基础或漂浮式 基础。根据 Rystad 的预测，预计到 2030 年之前，欧洲海风项目基础仍将以单桩为主。

欧洲本土单桩基础供应商包括 Sif、EEW 等，海风需求迅速扩张背景下供需缺口明显。按 照当前各单桩制造企业的扩产计划，在假设欧洲现有海风项目按照计划落地的前提下，乐 观情形下预计 2025 年欧洲单桩需求出现供需瓶颈；若出现招标延期或者因电网、港口等 其他因素导致的项目延期，则 2025 年出现供需瓶颈，但 2026-2028 年由于本土产能陆续 投产供需好转，2029 年重新出现较大缺口。

从现有产能规划来看，欧洲本土企业扩产相对保守，我们认为主要受劳动力供给以及风机 大型化背景下单桩新产能扩建难度加大约束。 劳动力：根据 Sif 2023 年年报披露，为了保证 2024 年投产的新产能顺利运行，公司需要 招聘 150 名新的固定员工，但由于单桩制造对员工的生产经验有一定要求，实际能满足要 求的劳动力较少。截至 2023 年底，年龄在 40 岁以上的员工占 Sif 固定员工总人数的 65%， 其中 50 岁以上的老龄劳动力占固定员工的 33%，侧面反映出欧洲本土紧张的劳动力关系。

大型化下扩产难度加大：根据 Sif 官方网站披露，2024 年扩建后的生产设备将每周输出 4 根单桩，配套 15-18MW 的风机，对应年配套风电装机约为 3.0-3.6GW。但如果相同的资 本开支用来扩建 11MW 级的单桩生产平台，则将产生每周 10 根单桩的产量，对应年配套风 电装机 5.5GW，随着风机大型化占比逐步提升，单桩产能的扩建难度也会相对提升。 产能供需缺口下，国内桩基企业依靠领先的国际化、本地化水平加速出海。一方面，在海 外监管收紧环境下，国内企业开始逐步注重企业 ESG 管理，生产流程及产品标准严格对标 欧洲规范和标准；另一方面，部分企业也开始布局欧洲本土产能实现市场的拓展。

大金重工：公司是目前亚太地区唯一实现向欧洲批量交付海上风电基础结构的供应 商。2022 年以来，公司单桩产品在欧洲斩获约 6GW 订单及 4GW 锁产协议，合同金额 约 200 亿元，根据公司披露，2023 年公司在欧洲海上风电基础结构领域订单份额达 到 30%。根据公司半年报披露，2024 年上半年，公司海外收入占比达 55.9%，同比提 升 11.7pct，在短期国内海风开工不及预期背景下对公司业绩形成有力支撑。

公司持续加强巩固国际化经营水平，生产标准努力与国际一流水平对齐，同时积极推 进公司可持续性发展。2024 年 4 月，公司发布首份可持续性发展报告，计划全面落 实企业可持续管治。针对下游应用普遍关心的“降低碳排放”议题，公司目前已经实 现行业领先水平，2023 年公司生产单桩产品碳排放约为 2.9kg /千吨，大幅低于欧洲 本土单桩龙头 Sif 的同年碳排放水平。依靠领先的国际化与可持续性水平，公司有望 打造同业所不具备的稀缺竞争力，保障项目订单持续获取。

天顺风能：公司 2019 年收购德国库克斯港海风桩基生产基地并逐步进行翻修改造， 根据公司公告，德国工厂预计将于 2025 进入投产阶段，预计 2026 年开始交付产品， 有望匹配 2026 年开始的欧洲海风单桩大面积缺口。

3.3 复盘欧盟塔筒反倾销税始末，供需瓶颈逻辑下海缆、单桩惩罚性关税可能性较小

复盘欧盟对国内塔筒企业征收反倾销税始末，主要有以下几个重要时点： 2020 年 9 月 9 日，欧洲风塔协会（European Wind Tower Association）向欧盟委员 会提出反倾销立案调查的申请； 2020 年 10 月 21 日，欧盟委员会发布公告称，应欧洲风塔协会代表钢制风塔生产商 提出的申请，欧盟委员会对原产于中国的钢制风塔进行反倾销立案调查，调查期为 2019 年 7 月 1 日～2020 年 6 月 30 日； 2021 年 12 月 16 日，欧盟委员会发布通知，决定对原产于中国的钢制风塔作出反倾 销肯定性终裁，决定对涉案产品征收反倾销税 7.2%-19.2%不等。

从反倾销终裁结果书来看，对本土供应商形成的市场份额及价格压力是推动上诉的主要 原因。 根据反倾销终裁结果书，2017 年至 2020 年年中，从中国进口的钢塔在欧盟钢塔消费量中 占比保持向上趋势，调查期中，中国进口钢塔数量在总消费量中占比达 34.4%。在本土生 产企业市占率不断被压缩的过程中，产能利用率持续下行，调查期中本土钢塔生产企业的 产能利用率跌至 50%以下，本土企业生存空间大幅被挤压。

从价格来看，中国钢塔销售价格较本土钢塔企业具备明显优势，2019 年后售价差拉大至 300 欧元/吨以上，导致本土钢塔生产企业不得不以低于生产成本的价格进行销售，进而 导致本土钢塔企业联合申请调查。

当前状态下，欧洲本土单桩、海缆企业无论是盈利能力还是开工率都处于健康状态，供需 瓶颈逻辑下提出惩罚性贸易制裁可能性较小。单桩方面，根据 Sif 年度演示材料，2022、 2023 年产能利用率分别为 86%、90%，仍保持在相对健康的水平。海缆方面，头部本土海 缆巨头在手订单持续增加，以 Prysmian 为例，截至 2024 年 6 月，公司在手订单达 180 亿欧元，环比 2023 年年末增加 68.2%。综合来看，我们判断无论是单桩环节还是海缆环节， 在供需缺口得到满足之前，本土生产企业健康良好的财务状况决定了他们大概率不会提出 惩罚性贸易制裁申请。

编辑：火腿肠