+ t4 @) b$ v. R( ?. s( \8 o 一、平价窗口临近，海上风电前景广阔5 w. c8 _7 O6 e* U- l( Q1 a" d9 \
近年国内海风装机高速增长，国补时代即将结束。 + l! E6 x6 A6 a' O! `
2014年6月，《关于海上风电上网电价政策的通知》，明确潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时0.75元，近海风电项目含税上网电价为每千瓦时0.85元。 " `: h3 F& E0 n5 Z: c
标杆电价的出台对于我国海上风电发展起到极大地推动作用，从此，国内海上风电发展步入快车道；2020年，国内新增吊装的海上风电装机规模达到3.84GW，累计吊装规模超过10GW。
$ Y1 z3 \7 ]' f' H, ?# m' K; K 根据相关政策，前期已核准、2021年年底前全容量并网的海风项目才能享受财政补贴，2021年成为国内海上风电的抢装年，估计新增装机规模同比大幅增长。2022年起，财政补贴退出，海上风电的平价时代来临。
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国内风机企业已经储备好海上大型风机技术，单机容量有望快速提升。 4 E6 e' P0 m. V0 o) @9 f/ u
2020年，国内新增海上风电装机3.84GW，平均单机容量约4.9MW，2021年是海上风电抢装年，估计单机容量同比增长幅度不大。
& A; j9 s/ w. O, E 2021年抢装之后财政补贴退出是行业内早已形成的共识，风机企业近年的新机型开发主要面向平价市场。 ' @, d8 H8 ^- _2 G/ z& J9 g
目前看，风机企业新推的海上风电机组单机容量明显大于近年投运项目的单机容量，新推机组最大单机容量达到16MW，意味着抢装结束之后国内海上风电单机容量将快速提升。
' H# ?+ n* S1 B z& y5 t! k 2021年12月，华润电力苍南1号海上风电项目开工，该项目作为国内率先平价的海风项目，规划装机容量400MW，拟安装49台抗台风型海上风电机组（对应的平均单机容量超过8MW），其中将批量应用中国海装H210-10MW海上风电机组。
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近期招标显示海上风电主设备已降价35%。
3 O# W1 F7 j* ?( c, {/ ~ 近期，中广核象山涂茨海上风电场项目（280MW）和华润电力苍南1号海上风电项目（400MW）已经完成风机招标，华润电力苍南 1 号海上风电项目风机及塔筒的中标企业为中国海装，总报价16.24亿元，相当于单位千瓦的风机及塔筒采购价格4060元。 3 Q. W8 V! w& p+ T$ m$ t$ o
三峡昌邑莱州湾一期300MW海上风电项目的风机及塔筒采购于近期开标，其中明阳智能的报价为12.05亿元，该项目在2019年实施过招标，当时明阳智能的报价为18.6亿元，即风机和塔筒的采购价格大概下降了35%。
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0 B; v0 n" I; d 海上风电平价项目已经开始批量涌现。 1 ~# e% x! r5 e$ V4 Y
2021年10月以来，广东、浙江、山东等地新的海上风电项目开启招标，合计的规模超过7GW，除了广东以外其他省份暂未出台省级补贴政策，估计这些项目以平价项目为主，意味着即便不再享受财政补贴支持，国内的海上风电仍将规模化发展，海上风电的平价就在眼前。
. N2 o- M) k* l* o6 H5 z- r4 w* ` 近期，三峡能源公告，拟建设三峡阳江青洲五100万千瓦、青洲六100万千瓦、青洲七100万千瓦海上风电项目等三个海上风电场，计划于2021年12月开展首台基础沉桩；上述三个项目动态投资金额分别为140.5、137.6、133.6亿元，合计投资金额411.7亿元，离岸距离均在52-85公里、水深37-54米，对应的单瓦动态投资低于14元，考虑发电利用小时数3600-3900小时，在平价下具备较好的投资收益率。
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0 q* a3 ]1 q! a0 E 到2030年，海上风电有望为沿海省份贡献15%以上的电量。 & M6 |* l; L" T* u- A; `
结合海上风电可开发空间、国内平价进程、海外发展经验、沿海省份能源转型等因素，我们估计，到2030年海上风电有望为沿海主要省份（广东、江苏、山东、浙江、福建、辽宁、广西、上海）提供约15%以上的电量，从而带来巨大的海上风电装机需求。
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. s; t( G9 k1 m 2030年海上风电装机需求 205GW 以上。 : q* }9 s7 G, h% z9 W2 C5 m; j1 e
锚定2030年海上风电为沿海主要省份贡献15%以上的电量，按照平均利用小时数3700小时估算，则2030年海上风电的装机需求为205GW以上，而截至2020年底国内海风累计装机约11GW，未来十年国内海风的新增装机需求超过194GW。 0 H# X3 o% G9 O# v3 N9 D. `
按照2030年海上风电贡献15%电量的保守估计，预期十四五期间国内海上风电新增装机约56GW，年均约 11GW；十五五期间海上风电新增装机约140GW，年均28GW。
. j `6 y7 C% E) M 全球风能协会预测十四五期间海外海风市场高速增长。 & k! o R2 J' M) N3 q! ^; {" }6 R i
随着欧洲海上风电技术的逐步成熟以及规模化发展，在全球低碳发展的大背景下，海上风电的发展浪潮已经从欧洲蔓延到美国、日本、韩国等。
& U2 G5 R( ~3 H 根据全球风能协会的预测，到2025年，海外市场的海风新增装机有望达到约17GW，较2020年增长约4.6倍，2020-2025年间的复合增速达到41%；整体看，欧洲市场稳步增长的同时，美国和亚洲新兴市场有望跨越式发展。
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二、需求端：离岸化助力海缆价值量提升
) S: ?/ S; g7 h9 R; I2 d) C 35kV 集电海缆+220kV 送出海缆是海上风电海缆的常规配置。 * q3 Q8 Y! T6 A9 b! }
海上风电的发电环节由若干风力发电单位（包括风电机组、塔筒、管桩等）组成，电力送出环节包括交流送出和直流送出两种模式，目前以交流送出为主。
- Y5 }& ^7 c5 Q/ H! c 风电机组发出的电能通过 35kV 集电海底电缆接入海上升压站，升压至 220 kV，然后通过 220 kV交流海缆送至陆上变电站。国内已有采用直流送出的示范项目投产。 0 H9 l7 |5 r+ E9 O' h
目前，国内已投运的采用直流送出的项目主要为三峡如东海上风电柔性直流输电示范项目，该项目送出方案如下： , i- E' k) p* c+ D* K/ `5 ^- n$ Z
如东 H6风电场（400MW）、H10风电（400MW）及远期拟扩建（300MW）的风电场的场 区内各新建一座 220kV 海上交流升压站，风电机组发出的电能通过 35kV 海缆汇集至海上交流升压站的 35kV 线侧，经主变 升压至 220kV，每个 220kV 升压站均采用 2 回 220kV 交流海缆接至海上柔直换流站（离岸直线距离约 70km），经海上换流站整流后采用 2 回直流海底电缆（±400kV）接至陆上换流站。 ! r" y, @) W4 L
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不同电压等级和型号的交流海缆的电能输送能力不同。
: K$ s- m" g/ _# `5 v% o* I 国内目前主流的交流送出海缆电压等级为 220 kV，一般采用单回三芯结构，输电能力18-35万千瓦，其中3×500mm2的型号最为常见。220kV更大截面海缆（超过2500mm2）以及500 kV海缆输电能力可达到 40 万千瓦以上，但受绝缘要求以及制造、敷设技术等影响，需采用单芯结构，单回需铺设 3-4 根（考虑备用相时需 4 根），占用海底走廊资源较大。
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直流海缆的输送能力相对更强。 ) t, R/ M; y0 |
三峡如东项目采用直流送出，电压等级±400kV，截面积1600mm2，单回（正负 2 极）的输送能力能够达到100万千瓦。欧洲多个海上风电项目采用柔直送出，±320kV电压等级的直流海缆单回输送能力达到90万千瓦。 4 [' W. [- Y! E3 Q* T$ U1 @
% h% T5 G+ l" i1 I) _ L 参考欧洲经验，海上风电离岸化是趋势。 : i7 G$ \2 Z" e" U
向深远海发展是欧洲海上风电发展过程中较明显的趋势，截至2020年欧洲在建海上风电项目平均离岸距离44公里，其中英国的 Hornsea One、德国的 EnBW Hohe See和 EnBW Albatros等海上风电项目离岸距离超过100公里；截至2020年欧洲在建海上风电项目平均水深 36米。
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交流送出和直流送出存在等价距离，远距离采用直流送出可能更经济。
$ O3 \; L1 Q2 K9 L 在输送功率相等、可靠性相当的可比条件下，直流输电的换流站投资高于交流输电的变电站投资，而直流输电线路投资低于交流输电线路投资；随着输电距离的增加，交/直流输电存在等价距离。 ; D7 h8 a4 m: U
一般而言，当输电距离大于等价距离时，采用直流输电较为经济；反之，采用交流输电较为经济。 % S5 N! ^* X/ P: l* E
不同容量、不同电压等级输电系统，交/直流输电的等价距离不尽相同，通常认为约在50~75 km范围。
3 m) Y6 V0 d4 w Z7 S 随着电力电子技术发展、换流装置价格下降，交/直流输电的等价距离还会进一步缩短。海缆占传统海风项目投资成本的8%-13%左右。
* X: n9 T; V9 B$ g7 d 海上风电项目的主要成本构成主要包括风电机组、管桩/塔筒、海缆、变电站/换流站等主设备以及相关的施工工程，近年总投资成本约14-18元/W，后续有望较大幅度下降；不同海域（对应不同的海底地质条件）、不同的水深和离岸距离对应的海上风电项目成本结构不同，一般海缆采购相关费用占海上风电总投资成本的8%-13%。
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35kV 是集电海缆主流，单位千瓦价值约470元。
1 z' O7 D7 f# w! o- I) r 集电海缆主要将风电机组的电力汇集至升压站或换流站，常见电压等级是 35kV，根据截面积情况，35kV 海缆包括 3×70mm2、3×95 mm2、3×185 mm2、3×300 mm2、3×400 mm2等多种型号。
4 P' R6 F& \4 N! ^7 U9 Z 根据对华能、三峡近年招标的海缆项目情况统计，估算单位千瓦的 35kV 海缆造价大概在 470元左右。
: Y% D1 z! i: f% X 据统计，单体规模较大项目的 35kV 海缆的单位千瓦价值量相对较高，以三峡阳西沙扒三、四、五期海上风电项目为例，该项目规模 1000MW，采用单机容量 6.45-7.0MW 单机容量的风电机组，单位千瓦集电海缆采购价格超过 600 元。
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; h! z+ H: e, j$ w- c9 t2 i 66kV 集电海缆是趋势，有望降低集电海缆造价。 ) W y& T r6 t9 j8 d
随着海上风电单机容量和规模的不断增大，35kV 交流集电方案可互联的风机数量越来越少，35kV 海缆越来越长。
- O, c9 H" ^+ ^ g 66kV 交流集电方案在欧洲风电市场已得到初步应用，国内市场的应用场合也有望增加，根据披露的招标信息，三峡阳江青洲五、六、七海上风电项目均采用 66kV 集电海缆方案。 + ]& h7 @3 {- A/ @* y2 Y4 t: @, y
66kV 高电压等级的应用，提高了海缆的载流能力，与 35kV 方案相比，当海缆导体截面积相同时，66kV 海缆最多可连接风机的数量为 35kV 海缆的 2 倍，集电海缆长度的减少能够降低损耗、减少征海使用面积、减少海缆施工工作量等，在单机容量越大以及项目总装机容量 越大的情况下，66 kV 集电海缆的优势越明显。
6 a0 q5 u! m- T* q' H2 I6 u 根据相关研究结论，假定未来某近海深水区开发的海上风电项目总装机容量 为 1000 MW，布置 100台 10MW 的风力发电机组，采用 35kV 集电方案的海缆采购费用约 6.6 亿元，海缆施工与征地费用 约 3 亿元，而采用 66kV 集电方案的海缆采购价格约 4.2 亿元，对应的海缆征地与施工费用约为 1.4亿元。 u# x) W& b/ E2 h+ T. V' |
; |! ^) D, s, D1 |2 ?$ t 交流送出主要采用 220kV 海缆，截面积以 3×500mm2为主。
. v9 B4 X- O# [9 y3 U 目前，国内海上风电采用交流送出的海缆电压等级以 220kV 为主，导体截面积有 3×400mm2、3×500mm2、3×1000mm2等规格，400MW 海上风电场典型送出方式是采用 2 回 3× 500mm2的 220kV 海缆。 6 l. S' D* Y3 {- O
参考前期招标情况，3×400mm2的 220kV 海缆单价约 400 万元/公里，3×1000mm2的 220kV 海缆单价约 700-750万元/公里。据统计，送出海缆的长度大概为海上风电项目场址中心离岸距离的 1.33倍。 6 n8 P& z- S1 p4 W% e3 Y
以一个场址中心离岸距离 26.7公里（据初步统计国内近年建设的海风项目场址中心平均离岸距离 25-30公里）的 400MW 项目为例，采用 2 回 3×500mm2的 220kV 海缆，单回长度约 35.5 公里，则送出海缆造价约 3.6 亿元，对应单位千瓦造价约 900 元。 ; T' L% \1 _3 p0 B' C5 x% ], q
+ y9 r6 G( u1 W) T/ J5 w* i' Z 采用直流方案的送出海缆造价更省。 / q7 n& d. y# z. R- T2 Q
目前国内采用直流送出方案的项目主要为三峡如东项目，项目规模 1100MW（目前已 建成 800MW），换流站离岸距离 70公里，采用 2极总长约 198km（单极长度 99 km）的 1×1600mm2型号的±400kV 直流光电复合海缆，估算采购价格约 12 亿元，对应单位千瓦的送出海缆造价约 1100 元。
& I& u- G+ Q8 U/ v3 i0 j" L 显然，直流送出海缆的造价低于同等输送距离和容量的交流海缆造价。集电海缆和送出海缆电压等级上升是趋势。 ( I0 d) @! T! [# y4 r
随着海上风电单体规模的增大以及离岸化发展，集电海缆电压等级升级至 66kV 可能是趋势；送出方面，一方面直流海缆的应用比例将提升，另一方面交流海缆的电压等级也有望提升，未来 330kV 和 500kV 的交流送出方案有望获得应用。交流海缆敷设的价值量约占海缆本体价值的 20%以上。 % f+ T1 I: N2 w- I( {- A8 p
结合部分已建项目的海缆及海缆敷设中标情况，估算海缆敷设的价值量约占海缆本体价值的 20%-25%。 o' ^! J8 _7 z+ F" J3 ^
一般而言，三峡、中广核等运营商将海缆本体及海缆敷设打包进行招标，中标企业主要为海缆制造企业；近年，中天科技、东方电缆等海缆制造企业着力提升自身的施工能力，是海缆敷设施工的重要参与方。
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1 W2 y5 f' s* w/ o" p 未来海上风电海缆的价值量有望提升。
) `3 n# z5 u7 N# ?- ]1 G9 y# |& A 海缆的需求与输送容量相关，受风机的大型化影响相对较小，随着单体规模的增大，集电海缆的单位千瓦用量有望增加。 5 w( z0 L- i( V, v; ^/ J/ C
海上风电的离岸化发展是趋势，在交流送出方案之下，离岸距离的增大将增加送出海缆的需求；采用直流送出方案能够减少送出海缆的成本，但前提是离岸距离达到60-70公里及以上，从单位用量的角度，估计采用直流方案的送出海缆单位千瓦造价达到1100元及以上，还是高于当前常见的采用交流送出海风项目的送出海缆造价。
& Y0 m/ w1 y( }$ Z 整体看，未来单位千瓦海缆价值具有提升空间。 2 B# R2 u6 |* e8 o, O& F( M) ^
参考欧洲情况，假设2025年国内海上风电项目平均离岸距离40-50公里，估算单位千瓦的海缆造价超过1500元，高于当前1300-1400元的平均水平。 2 N/ O4 ?4 A& |4 Y
2025年国内海上风电海缆（集电+送出）需求有望达到270亿元以上。
, n/ C- k7 v" E5 _+ |( P 根据前期预测，2025年国内海上风电新增装机有望达到18GW，按照单位千瓦的海缆造价超过 1500元估算，则对应的海缆需求有望达到270亿元以上，较2021年110-120亿元的国内海上风电海缆市场规模明显增长。
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% Z( ^* ~3 P4 r3 Y 三、供给端：准入壁垒较高，竞争格局清晰5 \ b4 ^* }1 q- f0 t
海缆与陆缆在应用场景和性能方面差别较大。
* B9 z% O2 h T" c c* P' L5 t! m 海缆与陆缆的应用场景不同，决定了海缆的生产制造和产品性能与陆缆有明显的差别。
5 S7 }/ {; Q( `" J 海缆需采用专用敷缆船和敷缆设备将海缆敷设于水底，因此要求海缆必须具有良好的阻水和机械性能，防止水分渗透导致海缆发生故障，同时良好的机械性能也有利于防止船只锚害和洋流冲刷；此外海缆还需具有防腐蚀、防海洋生物的能力，保证使用寿命满足工程需求。 % H( K7 A% E3 ^
原材料是海缆和陆缆的主要成本构成，生产成本占比超过90%。
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. a0 y( d; S& ~' ^ 生产工艺较为复杂，交联聚乙烯是海缆主要绝缘方式。
; I1 @& C+ G% a" |) j: {. K. Q( R 交联聚乙烯（XLPE）海缆具有优异的电气和力学等方面性能，在我国海洋电力传输领域，XLPE绝缘海缆的使用范围越来越广，已经基本替代油纸绝缘海缆。
- @) h. x8 v7 S* i) K 海缆制造工艺流程较长，导体绞合、绝缘挤制、绝缘除气、大直径铅套挤制工艺对海缆本体质量较为关键，其中导体绞合、铅套挤制质量关系到海缆的重要性能——阻水性能的优劣，绝缘挤制和除气则关系到海缆中主绝缘性能。
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海缆对生产设备和码头岸线的要求较高，扩产周期较长。
5 a" s" i' \" K+ j) e 海缆产品结构较为复杂，对生产设备要求较高，通常涉及VCV立塔交联生产线、CCV悬链交联生产线、盘框绞机等设备，其中VCV交联生产线主要设备依赖国外进口。 3 O ^) w7 d5 Z& n. T
此外，海缆属于重型部件，需要通过专门的海缆敷设船进行运输，通常要求海缆企业靠近江河湖海等水域，由于码头岸线资源日益稀缺，对新进入企业或行业内原有企业扩产形成一定的壁垒。
: f* V2 I8 m3 a W0 o 正因为如此，海缆新建生产基地的建设周期较长，近年，东方电缆北仑基地、东方电缆阳江基地、中天科技汕尾基地、宝胜股份扬州基地等新建的海缆生产基地的建设期均在2年及以上，考虑前期准备工作，建设的周期更长。
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头部企业积累深厚，新进者面临的产业支持环境难以与早年相比。
, A! \: P. }/ L1 @" k3 } 在本轮海上风电市场起来之前，头部的海缆企业已经形成了十多年的技术和产业应用积累。
. ~4 P/ v* g+ G4 p 过去，国内海缆产业相对落后，国家和电网企业等业主重点支持头部海缆企业实现技术突破和项目应用；
* J7 V6 M* M/ T 2015年，国网浙江省电力有限公司联合中国电科院、国网电科院等科研单位，以及宁波东方、江苏中天、江苏亨通、青岛汉缆等国内高压海缆制造商开展单回500kV交联聚乙烯绝缘海底电缆试制工作，试制产品于2017年2月通过了型式试验，成为世界第1例通过型式试验； * |8 r( _4 O0 i7 s3 y7 j
直流海缆的情况类似，为满足舟山、厦门等柔性直流示范工程需求，电网企业组织头部海缆制造企业合作开展诸多科技与产业项目攻关。
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; R2 |5 U9 |5 D( Y4 z# ?8 k1 q: x 海缆技术迭代可能强化头部企业的优势。
* p$ s0 B" E( I! S4 s& L, i* B2 p5 A 海缆运行的水下环境复杂，强腐蚀、大水压的应用环境使得海缆对耐腐蚀、抗拉耐压、阻水防水等性能要求更高，其材料选择、结构设计、生产工艺、质量管理、敷设安装、运行维护等方面的技术难度较高，目前国内仅有少数企业具备海缆生产能力，具备220kV以上海缆批量生产能力的企业更少。 * H6 Z) r( n. j" Y1 p. z
2020-2021年，国内海上风电处于抢装状态，集电海缆和送出海缆主要采用交流35kV和220kV；随着抢装的结束，海上风电面临巨大的降本压力，同时海上风电的开发大型化、离岸化，推动海缆技术和应用升级。
. h& W5 V5 b0 H' { 未来送出海缆可能向直流或更高电压等级的交流发展，意味着技术要求的大幅提升，例如，交流500kV XLPE海缆研制存在高场强工厂接头研制、半导电屏蔽材料选择、大截面海缆敷设控制等诸多技术难题。
/ z+ A! Y/ u4 P( e, i* h 目前，头部企业已具备直流或更高电压等级交流的技术储备以及工程业绩，产品技术升级将巩固头部企业的优势。
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2 O3 `. a9 J3 @' ]2 D 品牌及历史业绩的作用突出。 - p1 o A3 a& |: a1 ]. N/ B4 s
海缆产品质量及稳定性是客户首要考虑因素，客户在评估潜在供应商时会将品牌及历史业绩作为重要参考指标；以海上风电送出海缆为例，如果送出海缆发生故障，对应的海上风电场可能全面停摆，需要等待海缆的维修和恢复运行才能正常发电，从而可能会给运营商造成重大损失。
8 `' c2 O4 H( v' i- i6 @ I4 A! T 因此，海缆行业呈现较为明显的“马太效应”，头部企业更容易获得优质客户的青睐和认可，并通过丰富的生产和项目经验不断强化市场地位。
8 o3 S% w9 a7 N. C: H/ D# n 在国内海上风电兴起之前，高电压等级海缆的应用市场主要包括电网相关示范工程，这些工程的海缆主要由中天科技、东方电缆、亨通光电、汉缆股份四家提供； * Q% @7 W- [7 n# \
近两年海上风电大规模发展，220kV及以上送出海缆的供应商仍局限在中天科技、东方电缆、亨通光电、汉缆股份、宝胜股份等头部企业；对于新进者而言，即便能实现技术攻关并做出合格的产品，如何获得产品运行业绩同样是极大的考验。 7 X5 H, t& p: G' [
" E% ]) p) \5 l- s2 |0 t 头部企业加快产能扩张，强化属地优势。
! k) T) y/ h* L0 J5 ]# m: A 一般而言，海上风电项目倾向于采购本地的设备，在同等条件下，本地的海缆企业在竞争海上风电海缆订单时具有一定优势。
8 w; j" I: L q+ Y- N 目前来看，头部的海缆企业根据海上风电市场趋势，在主要的市场区域进行产能扩张，以强化属地优势。 + w0 [2 }8 k2 O* ?4 g: x
例如，东方电缆和中天科技作为浙江和江苏企业，除了在本地扩大产能、强化属地优势以外，也分别在广东阳江和广东汕尾新建生产基地，从而获得了在广东的属地优势。 2 i* u) m2 k! _& V
多家新进者布局海缆业务，短期难以冲击海缆格局。 , L. F! s$ W } S
随着海上风电发展前景的逐步明朗，以及头部海缆企业业绩大幅增长，越来越多的企业计划投资建设海缆生产基地。
0 @2 t* s2 S! {# I% Z, I 目前来看，这些新进者仍处于新产能筹划和建设早期，考虑海缆产能较长的建设周期，未来 1-2 年这些新进者难以对现有的海缆格局形成实质性冲击。 # e4 B5 }- c% b
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国内集中度较高，头部企业占据绝大部分市场份额。 6 ?* r/ D2 Q( L4 }
目前，头部海缆企业主要包括中天科技、东方电缆、亨通光电、汉缆股 份和宝胜股份，这五家企业具备 220kV 送出海缆的供货业绩；35kV 集电海缆的门槛相对较低，供应商相对较多。 # Y$ \( W* m; V, @0 q
整体看，海上风电海缆的市场集中度较高，头部企业占据绝大部分份额；根据我们统计，前三家合计的份额超过80%。
, `- Q/ j F* P 近年，国内海上风电需求快速增长，2020-2021年国内海风抢装，由于扩产周期长，海缆一定程度供需偏紧，因此，近年头部企业的海缆业务盈利水平呈现上升趋势。
2 j# [+ j% w; K2 K! U0 Z8 k- K5 r/ ^3 Z 展望未来，海上风电平价将给设备企业带来成本传导的压力，同时海缆整体供需形势将趋于 相对宽松，海缆企业的毛利率水平大概率将在现有基础上有所下降；但考虑未来海缆竞争格局相对稳定、直流海缆等毛利率相对较高的高端产品占比提升，预期毛利率的下降空间有限，龙头企业有望实现海缆毛利率中枢40%左右。
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" v$ c8 g8 ~. e 欧洲海上风电海缆格局较稳定。 - |0 `/ G( A. T q
欧洲作为成熟的海上风电市场，具备完善的海缆产业；根据2018-2020年欧洲海上风电项目的海缆供应情况，送出海缆的主要供应商包括丹麦的安凯特（NKT Group）、法国的耐克森（Nexans）、意大利的普瑞斯曼、韩国的 LS 等；集电海缆的主要供应商包括英国的 JDR、法国的 Nexans、意大利的普瑞斯曼等。 : G( }4 d: j% R. A$ C( D
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四、报告总结9 [/ C. f) Z7 U( d9 |
根据近期的招标情况，海上风电的发展形势超出风电产业和资本市场预期，海上风电机组等主设备大幅降价，大规模的平价海上风电项目涌现并陆续开启招标；随着海上风电进入平价时代，成本较高这一原来制约海上风电发展的核心问题得以化解，海上有望风电成为沿海主要省份的主力电源之一。
$ i. }) q3 f4 z& n, e 按照2030年海上风电贡献沿海省份15%的电力需求估算，2030年国内海上风电装机规模将超过200GW，海上风电将迎来快速发展的黄金时代。
) b( P; ~9 T3 t. _2 n4 L 海缆是海上风电的核心环节，随着海上风电项目的离岸化发展，单位海风项目的海缆需求量有望提升；同时，海缆具备较高的准入壁垒，竞争格局清晰、稳定，头部企业有望维持较高的市占份额，并享受海上风电大发展和海缆价值量提升的红利。
: @+ X% a! a3 A: s' A* ` F 行业公司：技术实力和份额领先、在浙江和广东具有属地优势的东方电缆，中天科技、宝胜股份、汉缆股份、亨通光电等头部企业。
3 R i) R! y. P9 E B 五、风险提示/ k* t( W6 |. r" F! f
1、海上风电技术进步及降本速度不及预期，导致海上风电的平价进程以及未来的装机规模低于预期。 + n3 K% V9 e% v& K
2、2022年国内海上风电新增装机可能下滑，海缆企业可能短期业绩承压。 " J, W9 P! M! M8 F3 L: d# T
3、目前多家企业计划涉足或加码海缆制造，未来不排除海缆企业竞争加剧以及盈利水平不及预期的可能。 ) S" V" y8 X5 j# u
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