2022年海洋风电行业成本及市场空间分析

1、2022年海洋风电行业成本及市场空间分析1. 序言2021 年来海上风电凭借较大的降本潜力与广阔的成长空间关注度持续提升。与陆上风 电相比，海上风电优势显著：1）海上风能资源充沛。根据 IRENA 测算，国内水深在 20m 以内的海域可开发潜力约 496GW；随着海上风电场将从近海逐步向远海延伸，国内水深 20m-50m、50m-100m 的海域可开发潜力分别为 1127GW、2237GW，中远期海上风场资源开发潜力超 3000GW。2）海风利用小时数较高。根据十四五中国海上风电发展关键问题中对于各省份海 上风电利用小时的指引，海上风电利用小时数普遍在 2500h 以上，其中风能资源较好的 福

2、建省可以达到 4000 小时的水平，远超陆上风电平均利用效率。3）海风更贴近用电负荷中心，无需远距离传输。从区域分布上看，国内沿海省份中江 苏、广东、浙江、福建、山东都是用电大省，而海风可以作为重要的电力负荷补充。4）海风波动性相对较小。陆上风场在山丘、建筑物等障碍物的影响下对风会有一定影 响，而海风相较陆风更为平稳，其波动性低于陆风，对电网的影响相对有限。源于更高的技术要求，国内海上风电的发展比陆上风电更晚，装机基数相对较低。截至 2021 年末国内风电累计并网规模 328.5GW，其中海风累计并网规模约 26GW，装机占 比约为 8%；从增速上看，2016 年以来海上风电装机增速整体高于陆

3、上风电（除 2020 年陆风抢装）。我们认为，2021 年海风抢装后逐步进入平价时代，广阔的市场增量空间 使海风有望成为风电板块的，本文将聚焦海风降本及市场空间，进一步探寻海上风电 的。2. 海洋风电行业成本：降本潜力无限，平价进程或快于预期海上风电降本潜力广阔，过去十年降本近 50%在技术的进步下海上风电建设成本持续下降。根据 IRENA 发布的可再生能源成本报告， 2010-2020 年海上风电的度电成本（LCOE）由 0.162 美元/千瓦时降至 0.084 美元/千 瓦时，10 年间降本幅度达 48%，印证了海风降本的潜力。与此同时，2020 年国内海上 风电 0.084 美元/千瓦时

4、的 LCOE 约合 0.54-0.55 元/千瓦时，在无补贴情况下与沿海省 份 0.4-0.45 元/千瓦时的上网电价相比，距离平价仍需 20%-30%的降本空间。海风距平价的降本需求约 4000-5000 元/KW由于不同省份的沿海情况、风能资源、电价情况均有所不同。具体来看： 1）海床条件不同使施工难度有差异化，例如江苏省海底相对平坦，建设难度相对较低； 福建海岸位于中国台湾海峡之间，较为复杂的海底条件使风机基础造价相对较高； 2）风能资源的不同导致发电利用小时数有所差异，例如江苏省沿海区域风速在 7m/s 左 右，对应的利用小时数在 3000h 左右；福建沿海区域风速在 7.5-10m/

5、s，最高利用小时 数可达 4000h 以上； 3）不同省份上网电价不同，如广东省基准电价为 0.453 元/千瓦时；而江苏、福建等省 份基准电价为 0.39 元/千瓦时，电价的差异对项目收益率也有显著的影响。基于此，判断海风平价需统筹考虑不同省份的实际情况。我们以广东省（基准电价 0.45 元/千瓦时）、江苏省和福建省（基准电价 0.39 元/千瓦时）为例：1）对广东省，在等效利用小时 3200h、基准上网电价 0.45 元/千瓦时的条件下，海上风 电单位造价 14000 元/KW 时对应的项目收益率 IRR 在 6.7%；若考虑广东 2022 年 1500 元/KW 的省补，其 20 年生命

6、周期对应的平均度电补贴在 2 分/千瓦时，14500 元/KW 对 应的 IRR 在 7.0%左右。我们以 IRR 收益率到达 7%作为衡量平价的标准，则广东省单 位千瓦投资降至 14000-14500 元/KW 可实现平价。2）对江苏省，在等效利用小时 3000h、基准上网电价为 0.39 元/千瓦时的条件下，海上 风电造价在 11000 元/KW 时项目收益率 IRR 在 7.4%。以 IRR 为 7%作为衡量平价的标 准，则江苏省单位千瓦投资额降至 11000-11500 元/KW 左右可实现平价。3）对于风速相对较高的福建省，利用小时数在 3500-4000h，基于 0.39 元/千瓦

7、时的基 准上网电价，造价在 14000-15000 元/KW 即可实现平价。根据水规院统计，2019 年前海上风电的单位千瓦造价大致在 14000-18000 元/KW。2021 年在抢装背景下，吊装及运输成本预计有 1000-2000 元/KW 的上浮，2021 年江苏省、 广东省、福建省的单位千瓦造价分别在 15000-16000 元/KW、17000-19000 元/KW、 18000-20000 元/KW 左右。 我们以 7%作为衡量平价的标准，则各省距离实现平价所需的降本幅度约为 4000-5000 元/KW。根据沿海各省的特点，江苏省凭借更优的海床建设条件、广东省凭借更高的上 网电

8、价、福建省凭借更高的利用小时数有望率先实现平价。从降本路径角度看，海上风电的成本主要包括海风风机、海风塔筒（含导管架、桩基等）、 海缆、海上风机基础、海上升压站等部分。根据 2021 年抢装前的典型项目，风机成本 占比超 40%以上，风机基础成本占比在 20%-25%，此外主要成本还包括塔筒、海缆、 海上升压站等环节。因此，下文将参考成本占比相对较高的环节，探究海风的降本路径。风机招标价格下跌的降本空间达 2000-3000 元/KW海上风电运行环境更加恶劣复杂、运维难度更大，往往需要满足抗台风、抗腐蚀、载荷 优化等要求，故对整机和零部件的可靠性要求要高于陆上，因此海上风机的造价相较陆 上风机

9、更高。2019-2020 年海风风机招标价大致在 6000 元/KW 以上，不过 2021 年以 来新招标的海风风机项目价格大幅调整：如中广核象山涂茨海上风电场风机采购项目中 标价格为中国海装的 3830 元/kW；华润电力苍南 1 海上风电项目风机（含塔架）实际 中标价为中国海装的 4061 元/kW。平均来看，2021 年四季度来不含塔筒的海上风机加 权平均招标价降至 3700 元/kW 左右（剔除塔筒），对风机降本提出更高要求：首先，风机环节降本主要源于大型化带来的成本摊薄。根据明阳智能官网发布的海风机 型数据，当风机功率由 5.5MW 提升至 8.3MW 时功率提升 50%，同时发电机

10、、齿轮箱、 叶片等零部件重量之和由 430 吨提升至 460 吨，计算可得单位兆瓦重量下降幅度接近 30%。考虑到零部件中原材料成本占比在 60%-80%，因此当机型功率 5.5MW 提升至 8.3MW 时，仅由原材料实现的降本幅度在 15-20%左右，考虑到此前海上机型以 3MW4MW 为主，功率增至 8MW 左右带来的成本降幅有望达 20%，约合 1000-1500 元/KW。 2021 年以来投标机型主要以 8MW+机型为主，一定程度印证风机大型化的降本有效性。其次，大型化过程中模块化与平台化实现的降本空间亦较为可观。同样以明阳智能 5.5- 8.3MW 风机平台为例，76.6 米的叶片

11、可同时覆盖 MySE5.5-158 和 MySE7.25-158 机 型，同一叶轮亦同时覆盖多个功率，即零部件可通过标准化建设大幅摊薄生产成本（如 叶片磨具、轮毂磨具）。平台化+模块化建设可使同一零部件满足多个机型的功率段，进 而摊薄模具生产制造成本，提升整机制造环节的降本空间。近期大兆瓦海上风电机型不断涌现，10MW+海风机型的供应商逐步增多，也一定程度 印证了大型化降本的趋势。具体来看，金风科技、明阳智能、运达股份、电气风电、东 方电气等企业均推出了 10MW+的海风机型，其中明阳智能、中国海装均推出高达 16MW 的大功率机型。随着大兆瓦海上风机的持续推进，海风风机的成本有望进一步得到摊

12、薄。安装环节的降本空间达 1000-2000 元/KW抢装潮下施工能力短板凸显。我国累计已竣工海上项目规模有限，且由于船机设备技术 不成熟导致建设成本相对较高。此外，海上风电的安装受天气影响较大，每年平均可施 工窗口期仅 100 多天，所需的吊装船/安装平台等装备（如基础打桩、风电机组运输、吊 装等）短期供给不足，使得海上风电的安装施工费阶段性高企。从海风安装能力看：目前国内在役海上风电施工船在 40 艘左右，而一条施工船单年可 实现的吊装数量在 40 台左右，因此年理论吊装规模约 1600 台。我们按单个风机 4-5MW 计算，对应的年装机规模在 7GW 左右。2021 年在供给偏紧的背景下

13、，海上风机吊装成 本大幅提升，当前单台海风风机的吊装成本已由 2020 年的 300-400 万元上涨至 1000- 1500 万元（部分前期签订的合同价格约 600-800 万元/台，供给最紧时最高价格达 1500 万元/台）。如果按单个风机 4-5MW 计算，则安装费用已由 2020 年的不到 1000 元/KW 上涨至接近 3000 元/KW 的水平。我们认为，近期供给进展带动吊装成本高企有望于明后年缓解。供给方面，近期海上风 电施工船/平台投运频繁，海上风机安装能力大幅回升；需求方面，抢装过后的 2022 年 海风吊装需求阶段性放缓。同时，风机的大型化将进一步摊薄吊装成本。若风机的吊装

14、 成本由今年的 2000-3000 元/KW 回归至 2020 年的 1000 元/KW 以下，对应的降本空间 有望达 1000-2000 元/KW。风电场规模化带来的降本空间约 500-1000 元/KW随着风电场规模扩大，海上风电场关键部分投资总体上呈下降趋势，因此较大的风电场 规模可摊薄各项成本。一方面，开发规模扩大后采购设备、施工环节、服务环节均有一 定的议价空间；另一方面，规模化开发后能够统一设计、统筹安排组织施工，提升建设 效率，降低单位千瓦的投资水平。近期海上风电招标项目均采取较大的风电场单体规模， 一定程度上印证了风电场规模化带来的降本空间。其中，华润电力浙江苍南项目招标规 模

15、达 400MW；广东电力发布关于投资建设粤电阳江青洲海上风电场项目合计规模达 1GW。如果平均按单体规模由 300MW 增至 500MW-800MW 计算，则通过风电场规模 化可以带来的降本空间大约在 500-1000 元/KW。根据水规院的深远海海上风电规划， 对单体项目规模的要求原则上不小于 1GW，预计未来海风项目的单体项目容量有望进 一步增长，风电场规模化带来的降本幅度仍有增长空间。除建设成本之外，风电场规模化可大幅降低后期运维成本。从风电场项目的成本角度看， 后期运维成本占海上风电项目生命周期成本的 15%-25%，是运营企业的核心支出成本。 目前我国海上风电的运维方式主要为五年质保

16、期内由机组整机厂商提供相关服务，出质 保后由风电场投资开发商自行招聘人员运维或通过寻找第三方运维服务商提供运维服 务。目前，我国海风运维采取周期性计划检修为主、突发性故障检修为辅的运维模式， 面临风电机组故障率高、专用运输工具紧缺等问题。风电场的规模化建设能有效摊薄运 维成本，实现“共享式”运维，可大幅降低后期运维成本。漂浮式技术有望进一步打开中长期降本空间除风机环节降本、安装环节降本、风电场规模化降本之外，中长期看漂浮式技术亦有望 带来可观的降本空间。目前，海上风机基础主要包括负压桶、单桩、多桩、导管架等方 式，当离岸距离越远、海底越深，对应的风机基础成本越高。为进一步拓展远海风场，海上漂浮

17、式技术海上风电提供了新的机会和替代方案，特别对 福建省、广东省等海床结构相对复杂的省份，漂浮式海上风电技术的规模化应用亦有望带来可观的降本空间。技术方面，当前漂浮式海上风电的技术路线尚处于规模化前期， 其主要技术路线包括如下几类：1）驳船（Barge）。这类浮动平台与水接触的表面积较大，可以实现较高的稳定性。驳 船式风机像船，可以移动以避免结构承受过大的压力和压力。为了最大限度地减少这些 运动，平台通常装有升沉板。驳船型基础具有结构大、浮力分布均匀、稳定性好的特点， 但对所在海域环境非常敏感，如美国的 NREL/MIT 风机和日本的 NMRI 风机。2）半潜式（SEMI-Submersible

18、）。本方式一般由立柱、横梁、垂荡板和系泊系统等结 构组成。立柱之间通过横梁和斜支撑连接形成整体平台，平台由系泊链固定。立柱内通 常分隔成众多舱室，底部一般安装有大直径的垂荡板以减缓基础的垂荡运动。当基础处 于漂浮状态时，较大的水线面积为系统提供足够大的复原力矩，使平台有良好的稳性。3）单立柱型（SPAR）。柱式力求重心压低以保持风机的稳定性。其中浮力舱提供浮力 支撑上部结构，压载舱装水、碎石或高密度混凝土进行压载使系统重心位于浮心之下， 由系泊固定其位置，使平台在水中形成“不倒翁”式结构以保证结构的稳定性。单立柱 型基础的吃水深，所受垂向波浪激励力小，因此，其垂荡性能好。但单立柱型基础的水 线

19、面积小，其横摇和纵摇运动较大，在风机功率增大的过程中本方案的制造、运输和安 装相对较难。4）张力腿式 (TLP)。张力腿式由浮式平台、系泊和上部结构组成。平台由垂直张力腿 连接至海底基座模板、吸力沉箱锚或桩基锚，平台的设计浮力大于自身重力，多余的浮 力由始终处于张紧状态的张力腿抵消。张紧的系泊能够有效地控制平台的位移，因此， 该基础具有良好的垂荡和摇摆运动特性。但系泊系统的安装费用高，且其张力受海流影 响大，上部结构和系泊系统的频率耦合易发生共振运动。从实际应用角度看，欧洲在漂浮式海上风电项目开发方面起步较早，但整体仍处于规模 化量产前夕，主要源于漂浮式海上风电仍普遍面临技术、成本与产业链配成

20、熟度低等难 点。根据 GWEC全球海上风电报告 2020，截至 2019 年底全球共有 65.7MW 漂浮式 海上风电装机，占 2019 年全球海上风电累计装机量 29GW 的 0.2%，主要分布于欧洲。 国内方面，目前明阳智能、金风科技、上海电气等整机企业在漂浮式技术方面有所布局，其中 2021 年 7 月首台抗台风型漂浮式海上风电机组在三峡阳江沙扒海上风电场成功安 装（单机容量 5.5MW）。该机组应用的浮式基础平台为半潜式，基础平台和风机根据 50 年一遇的风况进行设计。随着海上漂浮式技术的逐步推广，降本空间有望进一步打开。随着漂浮式技术的规模化 应用，我国深远海风电资源有望被激活，进一

21、步打开国内海上风电的资源天花板，降本 有望进一步提速。根据碳信托（Carbon Trust）预测，2030 年全球浮式海上风电规模有 望达 15GW，2040 年有望达到 70GW，在规模化应用背景下市场空间有望进一步拓展。海风可降本空间 3500-5000 元/KW，即将迈入平价门槛综上，我们对海风降本的进程较为乐观，具体的降本路径可总结为：1）风机招标价格下 降可实现超 2000 元/KW 的降本（其中，由风机大型化可降本达 1000-1500 元/KW，其 余降本空间需零部件环节发挥协同效应）；2）安装环节供需回归平衡可带来 1000-2000 元/KW 的降本；3）风电场规模化可带来

22、500-1000 元/KW 的降本，这几项合计降本空 间达 3500-5000 元/KW，即可迈入平价门槛。 从降本的时间角度看，根据 2021H2 以来的招标项目，风机大型化趋势明确且风电场单 体规模也有显著增长，预计海风项目有望逐步平价阶段。分省份看，广东省凭借较高的 上网电价、江苏省凭借优异的海床条件、福建省凭借优异的海风资源有望率先实现平价。3. 海洋风电行业空间：方兴未艾，海风或为风电的蓝海市场我们由近及远来看：1）2022 年，考虑到部分开建项目的顺延及部分今年下半年招标项 目并网，预计 2022 年海风装机量在 6-8GW 左右；2）“十四五”期间预计国内海风累 计装机量达 50

23、GW 左右且有进一步增长的空间；3）中长期规划看，中国水规院的深远 海海风规划共布局 41 个海上风电集群，总规模达 290GW；4）从潜在市场容量看，国 内水位深度在 20 米内海域可开发潜力约 500GW，中远期我国海上风资源技术开发潜 力达 3000GW，海上风电的中长期空间广袤无垠。2022 年：海风装机有望实现平滑过渡从海上风电招标情况看，根据金风科技公告，2015-2021 年国内海上风电累计招标规模 约为 36GW，其中 2019-2021 年在海风抢装背景下招标规模合集约 25GW。我们预计 2022 年海上风电装机规模有望实现平滑过渡：1）已招标未并网项目：根据国家能源局统计

24、口径，2021 年国内新增海风并网容量 16.9GW（+452%），截至 2021 年末海上风电累计并网量为 26.4GW，较累计招标量低 约 10GW 左右。考虑到部分项目有延期或调整，我们预计已招标但未并网的规模在 5- 10GW 左右；2）2021 年顺延项目：根据中国国家风能协会统计口径，截至 2021 年末海上风机累计 吊装量 25.35GW，较能源局的并网口径低 1GW 左右，据此测算该部分项目有望于 2022 年实际贡献吊装增量；综上，考虑已招标未并网项目部分落地及部分顺延的项目，我们预计 2022 年海风装机 规模有望达 6-8GW，在 2021 年海上风电抢装的基础上有望实现

25、平滑过渡。十四五：海风装机规模增长空间广阔进一步展望“十四五”期间，自 2021 年下半年起新一轮海上风电项目建设拉开序幕， 国内沿海各省海风装机规划积极：1）广东省：截至 2020 年末全省海风累计装机量为 1GW，2025 年末力争达 18GW（即 十四五期间新增 17GW），有望于全国率先实现平价并网；2）江苏省：“十四五”期间江苏省规划海上风电项目场址共计 28 个，总规模 9.09GW； 3）浙江省：“十四五”末力争风电装机 6.4GW 以上，新增装机 4.5GW（预计海风为主）； 4）广西省：明确将海上风电作为“十四五”能源和产业发展的重点方向，“十四五”力 争核准海上风电 8GW

26、 以上，投产 3GW 以上； 5）山东省：组织实施山东省海上风电发展规划，规划总规模 35GW。到 2025 年全省海 上风电力争开工 10GW、投运 5GW；结合山东省 2022-2024 年的海风补贴规模（2022- 2024 年补贴规模分别不超过 2GW、3.4GW、1.6GW），有望实现 10GW 的装机目标； 6）海南省：“十四五”规划 11 个场址作为重点项目，总开发容量 12.3GW，其中示范 项目 3 个共 4.2GW；从“十四五”海风装机节奏看，2021 年抢装后 2022 年海上风电装机将阶段性放缓， 2023-2025 年随着海上风电逐步步入平价阶段，装机规模有望进入高速

27、增长阶段。我们 预计“十四五”期间国内累计风电落地规模有望达 60GW 以上，在海风平价持续推进的 背景下有进一步加速的可能性，乐观情形下“十四五”海风累计装机量有望超 70GW。从十四五海上风电装机节奏看，2021 年抢装之后 2022 年海上风电将向平价阶段过渡。 而 2023-2025 年随着海上风电逐步步入平价阶段，装机规模有望步入高增时期，预计 “十四五”期间国内累计风电落地规模有望达 50-60GW。同时，在海上风电平价进程 持续推进的背景下有进一步增长的可能性，乐观情形下“十四五”期间海风装机规模有 望接近 70GW。中长期：千 GW 级蓝海市场逐步拉开序幕在“十四五”期间海风装

28、机规模高增的基础上，近期海上风电的中长期规划频出，千 GW 级的蓝海市场逐步拉开序幕：1）2021 年 11 月，福建漳州市提出 50GW 海上风电大基 地开发方案，用海 8000 多平方公里，风电利用小时数接近 4000h，整体投资金额超 1 万亿元；2）2021 年 11 月，江苏盐城“十四五”期间将规划 9GW 近海、24GW 深远海 上风电项目，总计规模超 33GW；3）2022 年 3 月，山东省海上风电发展规划，规划总 规模 35GW。2021 年 11 月，中国水规院表示已完成深远海海上风电规划，推进海上风电项目集中连 片开发，分为项目、集群、基地三个层次，单体项目规模原则上不小

29、于 100 万千瓦（1GW）， 由单体项目组成百万千瓦级的海上风电集群，由海上风电集群组成千万千瓦级海上风电 基地。规划总体布局将围绕山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾五个千万千瓦级海上风电基地，共布局 41 个海上风电集群，其中五大基地规划 19 个集群，基地外海共规 划 22 个集群，总容量高达 290GW。在海上风电平价节奏加速的背景下，国内深远海海 上风电规划正逐步打开中长期成长空间。中长期开发潜力无限。根据 IRENA 测算，国内水位深度在 20 米内海域可开发潜力约 496GW；而随着海风技术的逐步完善，20-50 米、50-100 米深的海域，开发潜力分别 为 1127GW、2

30、237GW，中远期我国海上风资源技术开发潜力超过 3000GW。根据世界 银行能源部门的预测报告，中国 200 公里以内、水深 1000m 内海上风电的开发潜力为 2982GW。其中包括固定式装机规模 1400GW（对应于国内水深 0-50 米的装机容量）， 漂浮是装机规模 1582GW（对应于国内水深 50 米以上的装机容量），对此亦有所印证。4. 探寻海上风电的综上，我们从降本空间、市场空间两方面探究了海上风电的发展，在海风进入平价的进 程中装机规模有望实现高增。从下游细分赛道看，具备高价值量增长、高进入壁垒、优 异竞争格局的赛道有望成为海上风电的：1）海缆具有基于港口码头的区位资源壁垒、

31、 基于设备与工艺的技术壁垒，基于已有项目的资质壁垒，同时在深远海化背景下线缆长 度、线缆价值量均呈增长态势，其市场增速有望超海风装机增速；2）海上风塔具有价值 量增长逻辑及集中度提升逻辑；3）海上风机竞争格局有望优于陆上，主要源于海上风 电场源于较高的运维费用，对风机可靠性要求更高，具备项目经验优势、供应链整合优 势、平台化建设优势的龙头企业有望脱颖而出。海底电缆高壁垒+高价值量，铸就其核心首先，海缆环节的核心壁垒较高。在海上风电覆盖的众多赛道中，海缆凭借其较高的准 入壁垒、高于行业装机增速的市场空间增速，成为风电板块中具备核心 Alpha 环节。1、基于港口码头的区位资源壁垒：海缆产品需要运

32、输船，通常需要 2000 吨级以上码头 及海缆运输设备，以及相关的工业用地，因此通常要求海缆企业具备一定的港口码头资 源。此外，随着海缆的长度及电压等级逐步提升，单条海缆重量将进一步提升，对码头 和运输船的要求将进一步提升。与此同时，一方面码头的建设需通过省政府审批满足规 划，另一方面码头的岸线使用权需要通过国土资源部审批，码头岸线的资源审批难度持 续加大。从这个意义上看，已获审批的港口码头等生产基地逐步成为稀缺资源，港口码 头的先发优势显著。2、基于设备与工艺的技术壁垒：海缆设备生产工艺要求和产品技术难度表现在：1）设 备工艺要求：生产海底电缆涉及 VCV 立塔交联生产线、CCV 悬链交联生

33、产线、盘框绞 机、海缆立式成缆机等设备，部分设备需要进口自德国等国家；2）技术难度：连接两端 海缆之间的软接头是性能最薄弱的地方，需要较高的工艺参数，尽可能使软接头处的性 能与海缆本体一致。因此，国内海缆在投用前一般需要花费 1 年以上的时间完成型式试 验和预鉴定试验，且要通过相关产品资质认证。随着海风向深远海的比例提升，当升压 站到陆控站的距离超过 50km 时将进一步催化对于软接头技术、高压柔性直流技术的刚 性需求，技术难度以及线缆的价值量亦有望提升。3、基于已有项目的资质壁垒。海缆产品不同于其他零部件，产品质量一旦出现问题维 修成本相对高昂。因此，业主在招标时需要考虑 20-30 年的可

34、靠性及海缆企业高效完善 的服务能力，对投标人会设置较高的资质要求，除了缆产品的试验报告，港口海岸工程 专业承包资质（包含敷设）等相关认证证书，同时会对要求竞标企业 3-5 年内至少有一 个有效的海缆成交合同。我们以苍南 1#项目 220kV 海缆招标、青州四 220KV 海缆招标 项目为例，均要求投标企业有相关的项目经验，成为新进入者的准入壁垒。综上，较高的准入壁垒使海缆赛道头部企业具有明显的先发，强者恒强效应凸显。考虑 到海缆环节较强的壁垒属性，目前海缆的格局相对稳固，龙头企业市场份额相对较高。 目前国内主要海缆生产企业为第一梯队的东方电缆、中天科技，还包括亨通光电、汉缆股份、宝胜电缆、起帆

35、电缆、太阳电缆、万达电缆等企业。从截至 2021 年年末的累计 中标数据来看，目前订单主要集中于东方电缆、中天科技、亨通光电为代表的头部企业 中，且东方电缆和中天科技合计市占率超过 70%。2022 年以来，国内新增海缆项目亦 主要集中于东方电缆、亨通广电等企业中。我们认为，海缆环节较高的壁垒使得新进入 者短期内获取大规模订单的难度较高，行业格局短期内仍将保持稳定。其次，海缆环节相较海上风电或有更高的增速。在海风降本的过程中大部分环节的单位 GW 价值量是通缩的，反映在价值量层面，即大部分环节的市场空间增速低于行业装机 增速。而海缆环节在当前风机大型化的过程中价值量有望进一步提升：1、伴随风场

36、离岸距离的增加及单机功率的增加，线缆长度呈增长趋势。对于送出缆（即 主缆），随着海上风场由近海区域向深远海发展，送出缆长度随着离岸距离的增加而增 加。从新建海风项目情况看，青州五六七项目离岸距离均在 50km 以上，而汕头部分项 目离岸距离接近 100km，大幅增加对线缆长度的需求。而对于场内缆，随着单机功率的 增大及叶片直径的增加，为降低风机之间的尾流效应，海上风机到升压站间的间距亦有 望增加，场内缆长度亦呈上升态势。2、伴随电压等级的提升，单位长度的线缆价值量呈增长趋势。风电场单体规模的增大 会驱动主缆采用330KV或500KV电压等级的线缆。从招标数据来看，电压等级为220KV 的送出缆单公里价值量一般在 500-600 万元/km，而 400KV 或 500KV 电压等级的线缆 价值量则有望超 1000 万元/km，如 2022 年东方电缆中标的青州一、青州二项目单公里 价值量达 1400 万元/km 左右，较 220kV 等级海缆增幅显著。 综上，海缆有望向着长度更长、单位长度价值量更高的方向发展，是风电板块中为数不 多具备显著 Alpha 属性的环节。从未来的市场空间看，随着线缆长度、单位