短期来看，随着沿海地区疫情得到控制，产能释放，下半年海风装机有望发力，预计中国下半年海上风电装机规模在8GW左右，需求提升将带动海缆行业在下半年快速地增长。中长期来看，随着“双碳”政策的持续推进，国家投资基建力度的加大，以及欧美国家海上风电装机计划的不断落地，未来10年，海上风电仍将在全世界内维持高景气度。

  作为海上风电的核心部件，需求端的持续增长以及深海远海化带来的单位价值量增加将助力海缆行业量价齐升。从公司竞争角度看，我们大家都认为海缆企业未来将维持强者恒强的格局，行业龙头中天科技（600522），东方电缆（603606），亨通光电（600487），这三家企业无论是在业绩经验，码头资源还是高端技术上都具备了一定的先发优势，后进入玩家短期内难以突破。

  2021年全球海上风电市场规模约为0.96万亿元，根据模型测算，2026年全球海上风电的市场规模将达到2.54万亿元，CAGR21.48%。若海风降本速度超过预期，2026年市场规模将达到2.23万亿元，CAGR18.36%。

  目前欧洲海缆在海上风电项目中成本占比约为18%，中国占比海缆占比约为10%，我们大家都认为随着高压化，深海远海化趋势，中国海缆市场的单位价值量将逐步提升，海缆投资所需成本占比在2026年将达到14%。欧洲则相反，2026年预计降低到16%。2021年全球海缆市场规模约为1373.2亿元，2026年预计将达到3781.1亿元，未来五年或迎来200%的增长。

  2015年12月12日，近200个缔约国在巴黎气候大会上签署了《巴黎协定》，各国在利用清洁能源取代传统能源，减少温室气体排放方面达成了共识。这也代表着风力发电作为绿色发电手段将得到愈来愈普遍的应用，是未来推进能源转型的重要路径。在取代煤炭发电方面，海上风电的减排效果更加显著，中国1GW的海上风电项目，每年可节省标煤消耗46.7万吨，减少二氧化碳排放约124吨。根据世界银行集团测算，全球海上风电技术可开发潜力为71TW，海上风能储备资源达到全球电力需求的十倍以上。

  近几年，全球海上风电的装机量持续增长，根据GWEC数据统计，2021年全球海上风电新增装机量21.1GW，创造了历史记录，全球海上风电装机总容量达到57.2GW。可以预计，在碳中和背景下，海上风电将成为未来低碳发展的主线、中国海上风电发展情况

  中国蕴藏着丰富的海上风力资源，根据发改委能源研究所发布的《中国风电发展路线米高度的海上风能资源可开发量为5亿千瓦，总面积39.4万平方千米。另外近岸潮间带、深远海也具备较丰富的风能资源。与陆上风电相比，中国海上风电具有运行效率高，风力资源丰富，发电稳定的特点，同时中国用电大多分布在在东南沿海地区，发展海上风电可以更靠近用电中心，就近消纳。

  随着国家政策的全力支持以及海风成本的降低，近几年中国海上风电快速地发展，慢慢的变成了了全球装机顶级规模的海上风电市场。根据GWEC统计，2021年中国海上风电新增装机量16.9GW，约占全球新增装机量80%，累计总装机量27.68GW，占全球总装机48.4%。中国海上风电发展历史大致分为四个阶段：

  中国海上风电相较于欧洲发达国家起步较晚，2010年6月，中国同时也是亚洲首个大型海上风电场——东海大桥100MW海上风电场并网发电，标志着中国海上风电产业迈出了第一步。但是受制于海上风电发展初期资本投入较大，发电成本比较高，风场运营维护经验不足等因素限制，2010-2014年期间海上风电发展速度较为缓慢，这一阶段，主要是采用特许权招标方式招标海风项目，截至2014年底，中国海风累计装机量654MW。

  在此期间，国家发改委发布了《关于海上风电上网电价政策的通知》，规定了2017年投运的潮间带海上风电和近海海上风电项目上网电价分别为0.75元/千瓦时和0.85元/千瓦时。这一阶段，随着地方政府层面的政策支撑，海风项目的经验积累，和技术设备逐渐成熟等因素驱动，海上风电累计总装机量迅速增长，从2015年1035MW增长到2018年4443MW，CAGR达到62.5%

  随着国家宣布2019年1月1日至2020年底前核准的海上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，不再享受国家补贴，中国迎来了为期三年的海上风电“抢装潮”。2019-2021年海上风电累计装机从4.44GW增长到27.68GW，CAGR为84%。这三年由国家政策驱动的海上风电规模跨越式发展，也同时带动了风电产业链上下游的需求，加强完善了产业链的结构，部分零部件如高端海缆，轴承等逐步实现国产替代。

  随着国补取消，部分省份用省补接力国补，海上风电迈进平价时代。相较于去年整年海上风机招标的冷淡，根据国际风力发电网统计，2022上半年海上风机公开对外招标量达16.1GW。山东和广东的海风总招标数占69%。其中，山东2204.5MW，广东1696MW。在海风平价上网阶段，海上风电产业链持续的降本增效将是驱动行业发展的关键因素。

  欧洲是世界上最早落地海上风电项目的地区。1991年，丹麦Vineby海上风场安装了世界上第一台海上风机。欧洲的海上风电距今已有30年发展的历史，无论技术上还是规模上都保持世界领先水平。过去的十年中，欧洲海上风电装机量CAGR达到18.88%，保持快速地增长的同时成为了全球最大的区域海上风电市场。2021年欧洲海上风电新增装机量为3.3GW，截至2021年底欧洲海上风电累计总装机量28.2GW。

  1)萌芽期(1991-2001年)，在这一时期，大部分政府和企业都不认可海上风电的发展前途。安装的容量很少，缺乏可靠的产业链。风机的容量一般在0.5-1MW，风场的规模较小，一般在20MW以内。2001年，欧洲海上风电累计装机不到100MW，平均安装成本2600USD/kW，平准化度电成本(LCOE)约为0.12USD/kWh。由于此阶段风场的规模较小，因此限制了海上风电的社会影响和经济效益。

  2)上升期(2002-2011年)，在这一阶段，海上风电得到了政府政策支持，施工安装技术加强完善，融资规模大幅度的增加，海上风电进入高速增长期，单一项目规模也达到100MW以上，2002年丹麦建设了一个有现代规模的风电场Horns Rev1，装机容量为160MW，离岸距离在14~20km。2011年欧洲海风平均安装成本4658USD/kW，平准化度电成本达到0.159USD/kWh，累计海上风电装机量达到3.8GW。

  3)市场化(2012-至今)，这一时期在技术可行性证明后，海风成本降低，政府进一步减少补贴，海上风电市场化成为主题。风机的设计容量不断增大，离岸距离也持续不断的增加。截至2021年，欧洲海上风电总装机量达到28GW。平均安装成本在2013年达到最高峰5740USD/kW后，开始慢慢地下降，2019年下降到4094USD/kW，平准化度电成本达到0.117USD/kWh。2018年，欧洲出现了“零补贴”海上风电项目，可再次生产的能源开发商Vattenfall获得了荷兰Kust Zuid两个海上风电场的开发权，随后，德国、丹麦、荷兰等国也有多个“零补贴”的海上风电项目相继落地。2021年12月，丹麦出现了首个中标的“负补贴”海上风电项目，标志着欧洲海上风电已经走向市场化。

  海缆分为海底通信电缆和海底电力电缆。电力海缆是海上风电的核心零部件之一，其特点是在绞合的导体外用绝缘层包覆，并辅以屏蔽、护套、铠装等特殊结构使其拥有非常良好的绝缘、机械、电气性能，主要使用在于电力系统中输配电网电力传输，安装方法以水下敷设为主。

  海缆的种类非常之多，根据电压等级，传输形式，输电作用，绝缘材料不同，我们大家可以把海缆分为四类

  根据电压等级的不同，可以分成低压电缆，中压电缆，高压电缆，超高压电缆，特高压电缆五类。低压电缆常用于住宅间或小型商业客户到公用事业的配电线，中压电缆常用于市区及郊区的电力分配，高压及以上电缆通常用于远距离或高效能电力传输。

  2)根据输电作用不同可大致分为集电海缆和送出海缆。集电海缆通常用于海上风力发电机的连接，送出海缆用于风机并网使用。在海上风电输电过程中，风力机组发电通过集电海缆送到海上升压站，将电压升高后，再由送出海缆传到岸上接入电网。在考虑经济性，输电效率，海上风电场容量的情况下，国内常见的集电海缆通常为交流35kV，送出海缆为交流220kV，根据不一样的需求也会采取更高电压等级。

  交流海缆输电发展较早，技术相对较为成熟，生产所带来的成本较低，早期海上风电多采用高压交流输电方式。高压交流输电过程中，先由海风驱动风机转动，带动发电机发电，通过变压器在机舱内部提高电压，再由集电海缆传输到海上升压站二次升压，最后由送出海缆输送至陆上变电站。

  4)根据在允许电压下不导电的材料的不同，我们把海缆分为油纸绝缘海缆，橡胶绝缘海缆，塑料绝缘海缆。交联聚乙烯(XLPE)绝缘电缆，是一种适用于配电网等领域的电缆，它结构相对比较简单、重量轻、耐热好、负载能力强、不易熔化、耐非物理性腐蚀，机械强度高，已经是应用最广泛的海缆产品。但是从高压直流输电海缆的市场来看，传统的油纸绝缘输电海缆仍然是主流产品。

  海缆原材料最重要的包含金属材料和化工原材料，其中金属材料包括铜杆(电解铜)、铝杆、合金铅锭、铝带、钢丝等；化工原材料包括绝缘料、护套料、半导电屏蔽料等。

  根据海缆导电芯数量的不同，可大致分为单芯海缆和三芯海缆。单芯海缆便于敷设，敷设长度一般为三芯电缆的三倍，总体施工时间比较久。同时，单芯海缆要敷设在三根非磁性管道中，而三芯海缆敷设在同一根管道中，单芯管材根数相比三芯需求较多，变电站多回进出线不方便布置。高压电力海缆因为相间绝缘问题通常使用单芯海缆，中压电缆因为电压较低，相间绝缘问题能忽略，一般都会采用三芯形式。

  目前国际上用来生产中高压海缆和110～500kV高压XLPE电缆的工艺装备主要有立塔交联(VCV与GCP法)、MDCV、CCV、FZCV等生产方法。

  随着海上风电的风机大型化，向深海远海发展的趋势，对与其配套的海缆行业也提出的更高的要求。未来海缆的技术将向高压化，直流化，软接头方向发展。

  同输电功率的情况下，电压越高电流就越小，高压输电能减少输电时的电流以此来降低因电流产生的热损耗和降低远距离输电的材料成本。目前市场上的送出海缆从传统的220kV交流海缆，慢慢地过渡到电压等级更高的330kV三芯交流海缆和500kV三芯交流海缆。

  交流电缆绝缘结构中的等效电容随着电缆长度的增加而增加，在电能传输过程中，等效电容与电源不断进行充电、放电，其充电电流可达到极大值而影响正常有功负荷的传输，因此交流电缆理论上存在极限传输距离，超过极限传输距离后使用交流电缆传输电力经济性将显著下降。柔性直流电缆长度不受充电电流的限制，介损和导体损耗较小，适宜远距离电能传输。由于换流站的造价和运行的成本均比交流变电所要高，但直流输电线路的造价和运行的成本比交流输电低，因此对于同样输电容量，输送距离越远，直流相比交流输电的经济性就越好。实际应用中，直流海缆和交流海缆的等价距离一般在40千米左右，超过40千米以上的远海输电，采取直流输电的方式更具有经济性。

  在长距离海缆应用中，受现有生产技术、能力的限制，通常单根无接头海缆长度无法达到使用距离，此时能够正常的使用软接头将多根海缆进行接续，以此来实现一次性敷设的应用需求，但两段电缆之间的接头处是性能最薄弱的地方，因此就需要着力提升接头处的性能，确保海缆整体的稳定性和可靠性。海缆软接头涉及焊接，高分子、绝缘多工种，很复杂。重点在于经过控制各种工艺参数，尽可能实现接头处的性能和本体保持一致，且随着电压等级的提高，相应的技术难度也不断增加。

  海缆产业链由上游的原材料金属(铜，铝，钢，铅等)，非金属(在允许电压下不导电的材料，护套等)，中游的海缆制造企业(中天科技、亨通光电、东方海缆等)，以及下游海上风电投资建设企业构成。在上游原材料中，金属铜占比最高，约占70%。

  海缆行业是资金和技术主导的高科技行业，生产的基本工艺复杂，生产线和技术迭代较快，敷设难度大，行业的壁垒较高。从生产技术，业绩经验，码头资源三个方面形成了行业壁垒，给后进入的企业造成巨大的难度。

  生产技术壁垒：风机大型化的需求，使得海缆的技术不断迭代。常见的35kV集电海缆和220kV送出海缆，已经难以满足发电厂的输电需求。目前66kV的集电海缆，330kV和500kV的送出海缆已经在国内的海风项目投入运行。高电压海缆对公司的研发能力，材料选择，工艺水平，生产线改进，质量检验，运营维护等方面要求都非常高，目前具有220kV以上海缆技术储备的只有中天科技，东方电缆，亨通光电三家龙头企业。

  业绩资质壁垒:海缆敷设属于重大工程，在项目招投标阶段，海缆企业的过往业绩和安装经验是下游客户重要的考察部分，近两年的海上风电项目招标时普遍对企业过往三年内有项目经验要求。同时海缆企业产品一定要通过CCC认证，认证周期长达一年。海缆项目的历史业绩要求比较高且资质认证周期较长，对于新进入玩家来说，很难与现有规模企业形成竞争。

  欧洲的海缆市场，2020年欧洲4家公司供应了集电海缆。TFK Group继续成为集电海缆(41%)的主要供应商，在德国、葡萄牙、比利时和英国拥有145根电缆。Nexans位居第二(27%)，负责Borssele1&2的涡轮机连接。PRYSMIAN排名第三(21%)，其在Borssele3&4的涡轮机连接。NSW Technology排名第四(11%)。

  2020年欧洲市场送出海缆的由四家公司供应，NKT Group和NEXANS分别占据33%市场占有率，Hellenic Cables(22%)和PRYSMIAN(11%)紧随其后。海缆行业在欧美发达国家起步较早，经过多年的发展，已形成了稳定的竞争格局。行业利润受上游原材料价格直接影响，在原材料价格波动中，小企业被逐渐淘汰，同时行业壁垒较高，给新进企业造成很巨大难度，因此头部几家企业占据了绝大多数份额。

  中国海缆行业具有较高的行业集中度。顶级规模的三家企业中天科技(37%)，东方电缆(33%)，亨通光电(17%)占据了接近90%的市场占有率，其余10%左右份额属于汉缆股份（002498），万达电缆和宝胜股份（600973）。中国较欧洲市场起步较晚，未来国内海缆行业的发展的新趋势也将是几家头部企业市场占有率进一步提升，由于海缆行业有较高的壁垒，新进玩家很难有机会挑战“三足鼎立”的格局。

  海缆敷设难度大，因此具有很强的属地优势。例如东方电缆在广东省投放了产能，在广东省中标的属地优势显著。目前国内只有中天科技，东方电缆，亨通光电三家公司有能力生产220V以上的海缆。三家公司均采用“研发设计，生产制造，安装配置服务”的模式为客户提供定制化产品，提供EPC总包服务及系统解决方案。目前三家企业毛利率均在40%左右，具有较强的盈利能力，市场之间的竞争格局相对较为稳定。

  全球市场需求的不断的提高，给海上风电的发展带来了较强的确定性，同时技术的一直在升级，降本增效，也将助力海上风电的发展。

  中国在“双碳”目标的指引下，沿海省份也出台有关政策，加快布局海上风电。目前已出炉的沿海省市海上风电“十四五”规划总产能共计100GW，根据GWEC数据，2021年底中国总装机量26.38GW，因此能预估2022-2025年期间中国新增海上装机将增加超过70GW。海缆作为海上风电的重要组成部件，将受益于海上风电的巨大增长，需求量同步提升。

  为了实现《巴黎协议》2050年净排放归零的目标，全球许多国家出台发展海上风电的政策，加快海上风电布局。美国、日本、英国、德国等世界主要经济体已经明确了海上风电远期装机计划。其中美国，日本目前海上风电规模还处于起步阶段，可以预期到2030年之前，美日两个国家海上风电将迅速增长，逐步扩大对海缆的需求量。

  海上风电逐渐向深海远海迈进，一方面远海深海的风力资源较为丰富稳定，有助于海风降本增效；另一方面，近海风电制约因素较多，开发能力有限，深海远海蕴藏着更大的开发空间。根据IRENA的数据，2001年投入到正常的使用中的海上风力发电场距离海岸约5公里，水深7米。2020年，海上风电场与海岸的加权平均距离和水深分别为30公里和38米。

  中国近两年的海上风电招标项目中,射阳100万千瓦海上风电项目，粤电阳州一、二海上风电场项目，明阳阳州四海上风电项目，离岸距离均达到50km以上。在深度方面，目前中国海上风电项目的平均深度为20-30m，而受制于深远海特点不同，不一样的地区的发展的潜在能力也不同。以浙江和江苏为例，浙江距离海岸线米水深，而江苏则距离海岸线公里才可以做到同样深度。海上风电场离岸距离越来越远的趋势下，单一海风项目的海缆需求量也将同步提升。

  随着海上风电的深海化，远海化发展的新趋势，为减少输电损耗和运维成本，远距离输电多采用高压输电，欧洲则广泛采用柔性直流输电技术。根据招标多个方面数据显示，220V电压等级的海缆成本一般在400-500万元/千米,而500V的海缆项目，招标价格通常在1000万元/千米以上。海风输电电压提升，海缆单位价格也随之提升。

  经过几十年的发展，全球海上风电技术已日臻成熟，欧洲海上风电已从实验和验证阶段进入到规模化商业开发阶段，国内海上风电虽然起步较晚，但在国家政策支持下，目前已在近海风电技术开发、装备研制等方面达到国际领先水平。我们大家都认为，未来海上风电将向以下方向发展。

  随着近海开发逐渐达到饱和，为了进一步发挥海上风电在绿色能源替代中的关键作用，未来的海上风电项目将向深海远海探索。柔性直流输电技术将成为主要技术发展趋势，±525kV以上的直流海缆会在海风项目中得到普遍应用。而漂浮式风机可在深水区域获得丰富的风力资源，其海面空间至少是固定式风机的四倍，可大幅度提升海上风电场选址的灵活性，根据DNV预测，至2050年，全球漂浮式海上风电项目装机量将高达264GW，漂浮式风机未来的大量运用将增加对于动态海缆的需求。

  根据GWEC预测，2022-2026年期间，全世界内预计将增加90GW海上装机，预计每年海上平均装机容量为18.1GW，CAGR达到8.3%；中国将增加39GW，平均每年增加7.8GW，CAGR达到19.9%。

  我们根据各省公布的“十四五”期间产能，在GWEC的预测数据的基础上做调整。预计2022-2026年内国内新增海上风电装机量80GW，CAGR32.45%，累计装机106GW，全球新增海上风电装机量130GW，CAGR26.82%，累计装机187GW。

  受益于中国海上风电供应链国产化程度提高，风机大型化技术的进步，安装运维的经验技术积累，装机成本已经从2010年中国首个海上风电场23700元/kW降低到目前15700/kW,降幅达到33.76%。根据发改委多个方面数据显示，2021年全球海上风电资本支出基准为16787.5元/kW。在中国海上风电产业链较为成熟的江苏地区，投资所需成本能达到14400-16300元/kW。2021年中国度电成本为0.52元/kWh，全球平均为0.57元/kWh。

  目前海上风电市场主要分布在中国和欧洲，由于中国处于发展中国家，劳动力和原材料价格相比来说较低，在成本方面与发达国家有较大差异。因此我们把海上风电的装机成本分为国内和海外两部分考虑，分别对两个市场的装机成本进行计算和预测。

  为了计算国内海缆的市场规模，我们对江苏、广东和福建地区的海上风电项目进行成本拆分。其中，风电机组(含安装)和施工占比最高，占比65-70%左右。江苏和福建海缆成本占比约为8%，广东约为13%，我们大家都认为全国海上风电项目海缆成本平均占比10%。

  由于国内海风平价带来持续降本增效的压力，浙能台州1号海上风电场、中广核象山涂茨海上风电场、华润电力苍南1＃海上风电项目招标均为低价，风机最低价为3548元/kW(含塔筒)。今年1月，海上风电再现低价跌破3000元/kW，与2020年7000元/kW的平均报价相比，最大幅度已降低超50%左右。风机成本的持续降低，意味着海上风电的整体规模是通缩的，而海缆环节受益于深海远海化，海缆长度更长；高压柔直化，使得单位长度价格更高。因此，海缆规模有望不降反升，是海上风电的抗通缩环节。目前海缆占比约10%，我们以1%的年增长率乐观估计，2026年有望达到14%。

  由NREL机构对600MW海上风电项目成本拆分可知，海缆在海外占比更高，约占18%左右。

  从NERL2017-2020年的海缆成本占比数据看出，欧洲海缆的整体趋势与中国相反，海缆的占比在不断减少。我们大家都认为，原因有以下几点。一是欧洲海缆的发展顺序与中国相反，欧洲海缆优先开发风力资源较为丰富的远海和深海，这一部分海缆的单体造价较高，长度更长，而中国先从近海开发；二是欧洲的海缆技术更成熟，国家间通过跨海联网的需求更大，远距离输电多采用高压直流输电，多个项目已经应用±320kV或±525kV的直流海缆，而中国的技术趋势还在向欧洲靠拢，高压直流化。

  1H22全国海上风电新增装机量仅为0.27GW，装机规模没有到达预期，加上4-6月份长三角地区海缆施工受到疫情扩散影响，部分海缆项目延期交付。需求端的疲软叠加疫情对海缆施工的扰动使得海缆企业上半年业绩普遍不及预期。

  从行业发展角度，短期来看，随着沿海地区疫情得到控制，产能释放，下半年海风装机有望发力，预期中国下半年海上风电装机规模在8GW左右，需求提升将带动海缆行业在下半年快速地增长。中长期来看，随着“双碳”政策的持续推进，国家投资基建力度的加大，以及欧美国家海上风电装机计划的不断落地，未来10年，海上风电仍将在全世界内维持高景气度。需求端的持续增长以及深海远海化带来的单位价值量增加将助力海缆行业量价齐升。