天风·风电研究 | 电新：海缆行业：抗通缩环节，产品迭代期看技术，长期看整套解决方案能力

【核心观点】

海缆在海风产业链中的价值？

海缆作为输送海上风电的“血管”，复杂性与重要性并存。海缆作为海上风电中的输送环节，对海上电能传输的安全性和稳定性具有重要影响。海缆的应用环境决定其阻水及机械性能要求更高，同时海缆的故障尤其是送出海缆会影响整个风场的运营，产品质量至关重要。根据使用环节可将海缆分为用于【海上风场内集电线路的阵列海缆】和【输送到陆上集控中心的送出海缆】，根据我们测算，两者投资占海风项目初始投资成本（包括风机、塔筒、风电基础及施工、升压站等）的比例约为10%。

海缆的技术趋势和带来的影响？

短期向更高电压等级发展：随着风场及风机大型化，原有输电能力无法满足。更高电压等级的海缆无论从输电能力还是降低总体项目的投资成本方面均更有优势，海缆高压化成为趋势。

而由此带来的变化：1）以价补量：根据我们测算，量上——66kV阵列海缆相比35kV长度减少30%~40%，价上——66kV海缆采购单千米造价比35kV海缆提升约36%。同时66kV高附加值将对应更高的毛利以缓解整个海风产业链降本带来的压力；2）竞争格局上，由于高电压海缆的绝缘工作场强更为集中，绝缘材料的电气性能是提升电压等级的核心挑战，因此技术壁垒提升，利好竞争格局优化。

中长期柔直海缆并网占比提升：风场远海化趋势下，柔直海缆相比交流海缆在输送容量及长度方面的优势凸显，同时长距离摊薄柔直输电系统增加的换流站成本。我们预计中长期柔性直流海缆在远海项目的占比会大幅提升。

小结：1）量上：远海化使得单项目送出海缆使用长度增加；2）利上：柔性直流海缆的技术要求更高，相比交流海缆拥有更高的价值。远海化下量利齐升，使得送出海缆在整个海风项目中的投资占比有望提升，是难得的风电抗通缩细分赛道。同时，柔直海缆绝缘加工及软接头要求更高，技术壁垒使得竞争格局更为集中。

我国海缆的中期市场空间及投资机会？

核心假设：1）35kV海缆单千瓦价值21-25年同比变动3%/-1%/1%/1%/1%，66kV海缆单千瓦造价比35kV低5%；2）66kV海缆21/25年渗透率为0%/30%；3）21-25年新增风场规模CAGR为25%；4）21/25年我国海上风电项目平均离岸距离30/60km，单风场规模2021-2025年增速为20%，2021-2025年送出海缆单千米价格变动百分比分别为4%/1%/2%/2%/2%；5）海缆毛利率21/25年为45%/40%。

市场空间：对比海风平价使得风机等环节被大型化严重摊薄，我国海缆ASP（单吉瓦）并未有大幅下降，甚至在2021-2025年有1%的增幅。预计我国海缆行业21-25年CAGR达26%，25年市场规模达322亿元，其中阵列海缆及送出海缆市场规模分别为125、197亿元。我国海缆利润空间21/25年为58/129亿元，21-25年CAGR为22%。

竞争优势？

竞争要素：

1）产品质量是决定中标的关键，表现为资质及业绩门槛。海缆对海上电能传输的安全性和稳定性具有重要影响，维修及更换困难且成本较高，因此业主在招标时对资质及历史业绩有较高要求。

2）产品升级阶段领先技术尤为重要。产品迭代的难度系数成倍增加，所需的研发生产周期较长，领先的技术储备有利于厂商占据先发优势。

3）全生命周期的解决方案将成为长期增长点。海缆的采购与敷设总包趋势明显，集设计研发、生产制造、安装敷设及运维服务于一体的产业体系将成为公司的长期竞争力。

4）码头资源带来的属地优势。海缆厂商需建设专用的输缆栈道来衔接码头和厂区，而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。且各省市海上风电发展速度与规模均有较大差距，在海风项目当地拥有生产基地的海缆厂商在招标中将更有优势。

竞争格局：参考欧洲海缆市场，行业竞争格局比较集中，2020年国内CR3合计占比超八成。目前新进入者由于技术、资质、业绩等多方面壁垒短期难以突破，但长期来看若其建厂及技术积累周期快于技术迭代周期，且具有生产基地属地优势非头部企业仍可能有机会。就厂商地区布局截至2022.年4月2日已建成情况来看，山东：汉缆股份、万达电缆；江苏：中天科技、亨通光电（产能约40亿）、宝胜股份；浙江-东方电缆（规划产能60亿）；广东汕尾-中天科技。

投资机会：技术迭代期——国内市场正或将处于向更高电压等级海缆及直流海缆产品迭代期，头部厂商能够凭借持续的技术创新和自主研发巩固其领先优势。长期——海缆的采购与敷设打包招标将成为趋势，而海缆定制化设计、生产、测试、集成、敷设、运维的全寿命整体解决方案也将成为企业在海缆业务综合能力的体现。我们认为能够提前进行技术储备，并提供综合解决方案的海缆厂商竞争优势更大。

投资建议

东方电缆：高纯海缆标的，技术领先，多系统解决方案强化成长。

公司2018-2021年海缆业务营收占比从35%提升至41%。海缆技术及产品质量方面——高压交流海缆及直流海缆均有相应的技术储备，且66kV与500kV海缆均已有项目中标。

海缆产能方面——在广东阳江、浙江宁波扩产，22/23年规划产能60/75亿。

解决方案方面——公司积极打造集高端海洋缆产品设计研发、生产制造、安装敷设及运维服务于一体的产业体系，形成多服务系统解决方案，强化其成长性。

建议关注中天科技（通信组覆盖）：多板块布局形成海工全产业链，长期有望国内&国际双开花。

海缆技术及产品质量方面——公司500kV交流海缆、±400kV柔性直流海缆均已有项目交付。

海缆产能方面——新建江苏盐城和广东汕尾两大海缆生产基地扩产以匹配需求。

解决方案方面——公司多家子公司布局，目前已完成海缆--海底观测、勘探--海缆敷设--海上风电基础施工、风机吊装于一体的海洋系统工程全产业链布局并不断巩固完善，同时与欧洲电力供应商研发合作，有望逐鹿欧洲高端市场。

风险提示：海上风电项目需求不及预期；海缆技术迭代不及预期；测算具有主观性，仅供参考。

1. 海缆：输送海上风电的“血管”

海上风电的“血管”，复杂性与重要性并存。

1.1. 海缆重要性：海上风电的输送“血管”

海缆是海上风电至关重要的一环。海缆主要应用于海上风电、海洋油气开采、陆地与岛屿间电力、通信传输等领域，而海上风电是主要应用场景。海缆作为海上风电中输送电能的设备，对海上电能传输的安全性和稳定性具有重要影响。海缆的故障，尤其是送出海缆会影响整个风场的运营，且由于海缆的使用环境较为特殊，维修及更换困难且成本较高，因此其产品质量至关重要。

根据使用环节分为阵列海缆与送出海缆。海上风电用的电缆主要包括海上风电机组用电缆、风场内集电线路用电缆、海上升压站用电缆和输送到陆上集控中心用电缆。其中海上风电机组用和海上升压站使用的电缆标准基本与通常陆上风场的相应电缆规定相同，但用于海上风场内集电线路（阵列海缆）以及输送到陆上集控中心（送出海缆）的电缆与陆上风场相应电缆有明显区别，其采用海底电缆标准，要求更高。

海缆的传输电流电压的类型取决于海洋输电线路的容量、长度及成本等。目前阵列海缆一般为35kV，而送出海缆一般为220kV。

1.2. 海缆复杂性：应用环境决定性能要求更高

海底电缆的基本结构为：导体、绝缘、金属屏蔽、金属层及护套、填充、铠装、复合光纤、辅助材料等。

导体：用于承载电流，通常由铜或铝组成；

绝缘：为内外电势表面极高的电势差提供了有效屏障，目前常用材料为交联聚乙烯（XLPE）；

阻水护套：保护绝缘免受水分侵入的损害，保持绝缘强度；

铠装：提供机械保护和张力的稳定性，是重要的结构元件；

外披层：用以保护在运输、深埋安装过程中海缆铠装，通常是聚丙烯绳（PP绳）。

海缆主要应用于水下，除需要满足基本的电气性能外，对阻水性能、机械性能也具有更高的要求。

1.3. 我国海缆绝缘材料多为交联聚乙烯（XLPE）

充油电缆运维费用高，且可能造成海域环境污染。充油海缆中充入带油压的低粘度绝缘油，一方面可迅速消除由于负荷变化导致绝缘热胀冷缩而形成的气隙，另一方面可以平衡海水的压力而避免铠装受到损害，但充油海缆受运行时附属设施较多，需要供油系统的压力油箱、油泵站以及相应的油系统报警设备，工程造价高，运行时需定时记录、巡视，运维费用较高。同时，受到外力破坏后，电缆油会泄露，造成一定海域环境污染。

乙丙绝缘海缆不适用于高压。乙丙绝缘海缆与交联聚乙烯海缆结构相似，只是绝缘材料由交联聚乙烯改为乙丙橡皮，由于该材料的乙丙绝缘电缆介损正切值和介电常数比较大，一般只用于低于138kV电压的海缆，不适用高压绝缘。

交联聚乙烯绝缘海缆应用最为广泛。XLPE交联聚乙烯绝缘海缆具有良好的导热性， 输送容量大，损耗低，我国海缆厂商已掌握其工艺，是目前应用最广泛的海底电缆。

1.4. 海缆价值：占海上风电总投资比约10%

海缆占海上风电投资约10%，受各地海域条件影响有所差异。由于海底地质条件以及适合开发风电海域离岸距离不同，中国沿海各省海上风电造价有所差异。长江以北近海海域以滩涂、淤泥沉沙为主，工程造价偏低；长江以南海域海床以岩石为主，工程造价偏高。根据我们测算，风电机组、风机基础施工成本合计约占海风项目总投资成本的45%、23%，而海缆投资约占比为10%，单位投资总额约为16亿元/GW。

2. 海缆技术趋势?

短期高压化，中长期向柔性直流发展。

2.1. 技术趋势一：短期风场、风机大型化推动海缆高压化

风机大型化带来阵列海缆由35kV向66kV迭代。

目前国内海上风电场阵列海缆普遍采用35kV交流集电输送方案。每台风电机组都会通过一台就地升压变压器将机端电压升至35 k V，通过35 k V交流电缆汇集多个风机的电能送至海上升压站，再通过升压变压器的进一步升压，由海底电缆将电力输送至岸上，接入电网。其中，35kV海缆根据风力发电机输出功率逐级增大其电缆或导线截面。

随着风机大型化的趋势，35kV海缆的局限性凸显。由于每根电缆上可以连接的风机数目随着单台风机容量的增大而减少，随着海上风电场的不断扩容，可互联的风机数量越来越少，35kV海缆数目增加，同时也增加了相应的工程费用及海上升压站的接线复杂度。

66 kV交流集电方案在欧洲风电市场已得到普遍应用。2016年耐克森通过了66kV XLPE海底绝缘电缆系统的认证，为VBMS海上风电场首次提供66kV阵列电缆。2020年欧洲已有1/3的海上风电项目使用66kV阵列海缆。基于目前风机大型化趋势的加快，欧洲海缆龙头JDR已经开始研发90kV海缆以谋求行业领先。

66kV相比35kV阵列海缆的经济性优势：投资成本及运维成本均降低。

投资成本方面：更高的输送容量使得可互联风机数增加，总体投资成本降低。66 kV高电压等级的应用，提高了海缆的载流能力。等截面的66 kV集电海缆在同等工况下输送容量是同等截面 35 kV集电海缆输送容量的1.8倍以上，所需的海缆数量减少，也降低了海上升压站接线的复杂程度。且电缆外径相对于35 kV集电海缆的外径，尺寸变化并不大，对施工的影响有限。

运维成本方面：低损耗降低运维成本。海缆在输送同样功率时，较高的电压意味着较低的电流，同时也意味着较低的输送损耗。

66kV海缆相比35kV单位价值量提升，可以缓冲由更高输电容量带来的长度减少。同时，风机/风场容量6/288→8/288→10/300，35kV海缆用量为0.43→0.33→0.34km/MW，即在风机及风场大型化进程中，风机数量减少，距离增大，海缆的数量随之减少，但单根海缆长度增加，且中长期远海化使得远端风电机组与海上升压站的距离增加，整体海缆在量上的降幅相比风机等其他环节并不明显。

风场大型化使送出海缆高压化成为趋势。

国内目前主流的交流海缆电压等级为220kV，一般采用单回三芯结构，输电能力180～350MW，而220kV更大截面海缆（超过2500 mm2）以及500kV海缆输电能力可达到400MW以上。预计未来随着风场大型化，目前主流的220kV送出海缆将会提升至330kV甚至500kV。

单芯海底电缆与三芯海底电缆各有利弊。

单芯海缆的优点：外径小，单位重量轻，电缆的敷设及检修难度小，同时，因为单位重量、弯曲半径较小等因素，在相同的制造条件下单芯海缆的制造长度可以 较长；缺点：占用较大的海域面积， 敷设费用较高。

三芯海缆的优点：具有平衡的负载，在铠装层中没有感应的循环电流，敷设费用也低；缺点：外径较大，单位重量大，电缆的敷设及检修难度相对较大。

一般中低电压使用三芯，高压使用单芯，但具体情况要根据路由状况、安装敷设和保护措施及制造技术水平等综合考虑。

提升电压等级的核心挑战：绝缘材料的电气性能。更高电压等级的海缆绝缘被击穿的可能性更大，制造工艺要求更高，利好头部企业。

工厂接头绝缘恢复的硫化、冷却和海缆本体挤包绝缘是两个相对独立的过程，不同的热历史造成了XLPE不同的晶相结构，进而导致工频击穿、电树枝发展特征存在一定差异。与220 kV XLPE海缆相比，500kV XLPE海缆的绝缘工作场强更为集中，工厂接头的恢复绝缘与本体绝缘的微小差异以及过渡绝缘的存在，都可能引起XLPE绝缘发生电树枝劣化甚至绝缘击穿。为了保障工厂接头及近接头海缆挤制绝缘性能的稳定性，找到XLPE绝缘电树枝劣化甚至绝缘击穿的根本原因，需要分析不同注塑方式下，不同区域LDPE（低密度聚乙烯）熔体密度差异导致的工厂接头绝缘晶相结构差异，并在此基础上进一步分析海缆工厂接头及近接头海缆的绝缘性能差异。

2.2. 技术趋势二：中长期远海风电将以柔直并网为主

直流对比交流的技术优势：输电容量大、损耗低、长度无交流因电容电流的限制。

载流量和输电容量：在相同的电缆类型、导体截面和敷设安装条件下， 直流电缆比交流电缆具有大得多的载流量和输电容量。

损耗对比：直流海底电缆无任何交变电磁场引起导体、金属套和铠装损耗，亦不存在绝缘的介质损耗，运行损耗远低于交流海缆。

长度对比：交流海底电缆由于电容电流按电缆长度正比增大， 在电缆允许载流量限制下电缆线路长度受限；实际交流海缆系统为提高传输电流和减少线路的无功功率， 抑制线路中间和末端电压过分升高， 在线路末端和中间 （如有可能，如两段海缆的中间岛屿） 需装置并联电抗器补偿。而直流海底电缆没有如交流海缆这样的限制。

柔性直流对比传统直流：柔性直流输电在传统直流输电技术基础上，使用了大功率IGBT替代了晶闸管，其可控性、灵活性远优于传统直流输电技术。近年来IGBT逐步实现国产化，推动了柔性直流输电技术的发展，预计未来在远海风电、大规模可再生能源并网等方面具有非常大的优势。

交流海缆达到一定长度存在过电压问题，需要安装高抗，而直流海缆不存在过电压问题，但需要安装换流器。

交流海缆结构投资成本：变电站+海缆+敷设+无功功率补偿。海底电缆交流输电中，当海缆线路达到一定长度需装设高抗以抑制过电压。参考一般工程经验，当输电距离达到40 km时需在海缆一端装设高抗，当超过40 km但小于80 km时需在两端装设高抗，如超过80 km需要在海缆中间建设中继站安装高抗。

直流海缆结构投资成本：换流站+海缆+敷设。直流输电线路相比于交流线路来说要少用一根导线，使得线路造价较低；输送容量大、使用寿命长， 并且输送距离基本上不受限制并且可以方便地进行分期建设和增容扩建，但需要为其搭建大的直流平台且需海上组装换流器。

经济性方面：远距离柔性直流海缆送出更具优势。

对于容量400MW及以上的海上风电汇集外送，交直流输电方案对应的造价曲线交叉点对应的输送距离为60～70km左右。当输电距离在70km以内时，建议采用交流输电方案；当输电距离超过70km，应结合实际情况论证采用柔性直流输电方案。

柔性直流海缆的技术壁垒：绝缘加工及软接头技术。

绝缘加工：相比交流海缆绝缘结构要求更高。

区别于交流海缆，直流海缆在工作过程中出现温升后可能导致绝缘内最大场强由靠近导体屏蔽处向靠近绝缘屏蔽处迁移，因此对比交流海缆，直流海缆绝缘屏蔽与绝缘界面的完好要求更高，因此，以XLPE为代表的挤包绝缘直流海缆批量制造过程中绝缘结构的三层共挤（导体屏蔽、绝缘、绝缘屏蔽）是最关键的工序。三层共挤是通过3个独立挤出机完成材料熔融塑化后推进至共挤机头，再通过模具系统进行设计尺寸下的连续挤出。导体屏蔽和绝缘屏蔽均为半导电材料，与绝缘共挤后将形成内外两个界面，光滑均一的界面对直流海缆电场分布及长期电气性能稳定性至关重要。

软接头技术：受工人技术水平影响较大。

连续长度是海缆的基本要求之一，如果制造设备有限制，将使得单根海缆长度满足不了工程的需要，而软接头技术可以保证在接头处海缆的各项性能与正常海缆的性能基本一致，可在制造厂内用软接头将电缆连接到所需要的长度；大长度海缆在运输、敷设和运行过程中，发生故障是难免的，因此软接头又是修复海缆故障的重要手段。电缆与软接头匹配安装主要靠手工完成，工艺复杂，安装周期长，工人的技术水平对其质量的影响较大。

直流海缆的技术要求比交流会更高，考虑到远海项目的推广程度，我国“十四五”期间远海项目仍处于示范项目阶段，随着近海资源被逐步开发，我们预计“十五五”期间远海项目将进入规模化阶段，柔性直流海缆或将代替高压交流海缆成为并网的主要海缆类型。

3. 海缆行业市场空间？

海缆市场空间优于其他被大型化摊薄的环节。

3.1. 我国阵列海缆市场空间预测：风电场规模化下21-25年单千瓦价值量稳定

我们预计我国阵列海缆单位价值量较为稳定，21-25年单千瓦价值稳定，CAGR为0.1%，阵列海缆整体市场规模CAGR为25%，其中66kV阵列海缆占比2025年将达到30%。核心假设如下：

假设1：根据上海勘测设计研究院有限公司的研究数据，在其他条件不变的情况下，风场规模每变动1%，阵列海缆单位功率造价同方向变动0.22%，考虑到阵列海缆价格下降趋势，预计阵列海缆单位造价变动百分比是风场规模变动百分比的0.1倍。2021-2025年35kV海缆单千瓦价值同比变动3%/-1%/1%/1%/1%。

假设2：66kV阵列电缆相比35kV长度减少30%~40%。以2022年中广核浙江象山涂茨项目66kV海底电缆采购单千米造价与华润电力苍南2#海上风电项目35kV海缆采购及敷设单千米造价对比（中标均为东方电缆）提升36%。综上，我们预计66kV海缆单千瓦造价与35kV低5%。

假设3：根据目前披露的招标信息，三峡能源阳江青洲五、六、七（3000MW）均采用66kV的阵列海缆方案。我们预计基于66kV的经济性，未来随着风机大型化，66kV海缆占比会进一步提升。参考欧洲66kV海缆渗透率，预计2021-2025年66kV海缆占比0%/5%/10%/20%/30%。

3.2. 我国送出海缆市场空间预测：25年市场规模达197亿元，21-25年CAGR达26%

我们预计2021/2025年我国送出海缆的市场规模有望达到77/197亿元，21-25年CAGR达26%。核心假设如下：

假设1：根据近海项目：广东省2025年预计平均40km，远海项目：江苏省盐城市2025年预计达80km，预计2025年我国海上风电项目平均离岸距离60km。

假设2：参考欧洲风场近5年的规模变动趋势，考虑到风场基地化带来的多个项目共用送出海缆，实际单千米对应的风场容量增速更快，预计我国平均风场规模2021-2025年增速为20%；

假设3：随着后续送出海缆高压化，我们预计其高附加值将使得单位价值量有所提升。2021年由于抢装预计单价上涨，之后有所回落。预计2021-2025年送出海缆单千米价格变动百分比分别为4%/1%/2%/2%/2%。

3.3. 我国海缆行业相比海上风电其他被大型化摊薄的环节，ASP有1%的增幅

海缆行业的投资机会在于：随着风电逐步进入“平价”时代，海上风电产业链各环节降本。对比海风平价使得风机等环节被大型化严重摊薄，海缆由于1）成本中原材料占比接近90%，不具有可替代性，价格下降空间有限；2）风场及风机的大型化推动产品向着更高压及更大截面发展在一定程度上缩窄了海缆单价的降幅；3）远海化趋势使得海缆所需长度增加。海缆ASP较为稳定，在2021-2025年有1%的增幅。我们预计我国2025年海缆行业市场规模322亿元，2021-2025年CAGR达26%（海上风电新增风场规模CAGR为22%）；2025年利润空间为129亿元， 2021-2025年CAGR达22%。

4. 公司竞争优势

4.1. 竞争要素

4.1.1. 产品质量是决定中标的关键，表现为资质及业绩门槛

业主基于长期经济性对海缆质量有更高的要求。海缆对海上电能传输的安全性和稳定性具有重要影响，且其使用环境较为特殊，维修及更换困难且成本较高，且国内海上风电项目运行周期大多为 25 年，所以业主往往会考虑项目长期的经济性，在招标时对产品的安全性、可靠性和耐用性有更高要求，品质优于价格，多次海缆中标厂商并非最低报价。

停运损失：如果一台风机出故障，停运的只是一台风机，而如果是送出海缆出故障，则停运的会导致整个系统。以三峡能源300MW海上风电项目估算，年发电量81698万千瓦时，平均每天营业额约为184万元。且一次动力输出电缆的故障，可能需要3个月及以上的时间维修。

维修难度：海缆埋在海底，维修难度大，且需要海况配合。

产品质量的重要性使得海缆项目具有资质门槛及业绩门槛的限制。

资格门槛：海缆企业生产相关产品需要除需要满足普通电缆相同的条件，通常需要还就特定类型、应用领域的产品取得其他相应的资质、鉴定或通过客户认证。国内海缆在投用前完成型式试验和预鉴定试验一般需要花费一年以上的时间。

业绩门槛：客户在评估潜在海缆供应商时会将历史业绩作为重要参考指标，因此海上风电项目中对海缆进行招标时，往往需要历史工程业绩。例如需要提供同类产品一定时期、一定公里数的稳定运行数据，否则无投标资格。这样的条件使得新竞争者进入时间成本显著增高。

4.1.2. 产品升级阶段领先技术尤为重要

海缆生产流程更为复杂，高压产品技术难度成倍增加。因海洋底部自然环境恶劣，以及不可预见性，将海底电缆的设计和制造难度大大提高，对电缆生产企业的制造能力和技术研发设计水平都是极大挑战.。海缆的生产与同电压等级的普通电线电缆技术相比，生产流程相比陆上高压电缆的生产多了约 40%的工艺流程，所需研发生产周期较长（东方电缆500kV海缆研发周期约为三年），需要技术积累及有经验的生产运营团队。

产品迭代的难度系数成倍增加。一方面，提升电压等级对绝缘材料的工艺要求更高。根据上缆所在2009年中国电线电缆行业大会上提供的资料，以66kV电线电缆难度系数（主要指材料、制造工艺及配套技术等）为1，则132kV、220kV及400kV电线电缆的难度系数分别为3、6、26；另一方面，软接头作为输电距离提升的主要挑战，需要通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。能够在产品升级阶段拥有相应技术储备的厂商具有先发优势，有利于率先获得订单，进行业绩积累。

4.1.3. 整套解决方案将成为长期增长点

海外厂商服务营收占比逐年提升，我国海缆项目承包能力有待发展。从NKT近三年的营收情况来看，其Service & Accessories营收占比从2019Q1的12%提升至2021Q4的17%。相较海外海缆制造商耐克森、普睿司曼等，均能够提供从海缆的设计，到制造和现场服务支持的交钥匙解决方案，目前我国能够提供全生命周期解决方案的海缆厂商在少数。而随着风场规模化的发展以及企业出海，海缆的采购与敷设总包趋势明显，海缆系统设计研发、生产制造、安装敷设及运维服务于一体的产业体系能够更好地参与国际竞争。

4.1.4. 码头岸线资源日益稀缺

码头是海缆厂商生产基地的必备条件。因海底光缆单件长度大， 重量达千吨以上， 陆上运输难以实现，所以需要专用的海缆敷设船运到指定海域敷设安装。目前世界上海缆装船均采用“边生产、边装船“的方式， 需建设专用的输缆栈道来衔接码头和厂区。厂区储缆池中的成品海缆通过提缆后直接送至输缆栈道， 输缆栈道上设有带滚轮的托架， 海缆通过该托架进行输送。码头及引桥上需配备牵引系统，为海缆的输送提供动力。海缆直径大、强度高，输送过程中需做好防范措施以减少自扭， 码头与后方厂区做好衔接， 保证输缆栈道的衔接。由于近年来环保力度不断加强，码头岸线资源日益稀缺，从而对新进入企业或行业内原有企业扩产形成一定的壁垒。

码头资源带来的属地优势。根据各省市十四五海上风电规划，其海上风电发展速度与规模均有较大差距，广东、福建、江苏作为海岸线资源丰富区，十四五期间新增装机量占比接近70%。同时，同一省市不同区域，其海风项目规划也有较大差异。根据《广东省2022年重点建设项目计划》，22年海风重点建设项目集中在阳江，而前期预备项目集中在揭阳及汕头等。出于多重因素的考量，在海风项目建设当地拥有生产基地的海缆厂商在招标中将更有优势。

4.2. 行业格局：对比海外，集中度高，强者恒强

欧洲海缆市场格局集中稳定。从全球海上风电的发展来看，欧洲始终是行业发展的领头羊也是全球最大的海上风电市场。目前欧洲海缆市场竞争格局稳定，从2016-2020年欧洲海上风电项目海缆中标情况来看，整体市场高度集中，CR3约在80%以上。具体来看，阵列海缆中，JDR、Nexans（耐克森）、 Prysmian （普睿司曼）三家厂商市占率合计近90%，而在送出海缆中，主要厂商包括NKT、Nexans、 Prysmian。

JDR、Nexans、Prysmian等海外公司电线电缆应用领域广泛，在海缆领域均能够提供海缆产品的设计、制造和现场服务支持，贯穿整个海缆系统生命周期的解决方案，客户黏性强。其中，JDR、NKT稳居阵列海缆、送出海缆市占率第一，而Prysmian与Nexans在阵列海缆与送出海缆领域均衡发展。

产品特性决定竞争格局集中。海缆由于技术难度高，且下游客户对产品的质量要求较高，头部企业的质量往往已经被验证，从而使得整体行业竞争格局比较集中。目前国内市场主要制造商主要有中天科技、东方电缆、亨通光电、汉缆股份、宝胜股份、万达电缆等。2020年中天科技、东方电缆、亨通光电合计市场份额超八成。

从头部厂商的高毛利率凸显海缆产品质量的重要性。行业龙头中天科技与东方电缆的海缆业务毛利率逐年提升，2020年均达到50%以上，远高于陆缆产品毛利率（2020年分别为12.1%、10.4%）。

新进入者短期内难以突破，长期有机会。尽管均为电线电缆制造企业，但常规电缆厂房建设、装备要求、生产工艺和管理等和海缆是两个体系，有明显专业差异。海缆相比陆缆应用场景更为复杂，技术要求更高，需要技术、管理、团队的积累。同时，海缆的资质、鉴定或认证具有风险大、投入大、难度大、时间长等特点，新进入企业难以在短期内完成；树立自身品牌并积累一定规模的项目业绩也会对新进入企业有一定的门槛，短期内难以突破。但长期来看，新进入者若具有建厂的地理优势，建厂及技术积累、资质认证周期快于产品迭代周期，非头部企业仍有机会。

4.3. 竞争优势：产品迭代期看技术储备，长期看整套解决方案能力

4.3.1. 投资机会：短期产品迭代下头部优势放大，长期看解决方案能力

技术迭代期：大型化、远海化背景下市场正处于向更高电压等级海缆及直流海缆产品迭代期，头部厂商能够凭借持续的技术创新和自主研发，拥有先进的技术及质量可靠的产品巩固其领先优势。目前中天科技、东方电缆等头部企业对500kV及以下交流海缆、 ±535kV以下直流海缆均有相应的技术储备，能够满足业主的需求。

长期：随着海上风电建设规模化，海缆的采购与敷设打包招标将成为趋势，而海缆定制化设计、生产、测试、集成、敷设、运维的全寿命整体解决方案，甚至是整个海上风电项目总承包能力也将成为企业在海缆业务综合能力的体现。

我们认为能够提前进行技术储备，并提供综合解决方案的海缆厂商竞争优势更大。

4.3.2. 东方电缆：高纯海缆标的，技术领先，多系统解决方案强化成长

海缆业务占比达40%以上。公司拥有500kV及以下交流（光电复合）海缆、陆缆，±535kV及以下直流 （光电复合） 海缆、陆缆系统产品的设计研发、生产制造、安装和运维服务能力，2018-2021年海缆业务营收占比从35%提升至41%。

短期内凭借技术优势及优质的产品质量，订单充足，并持续扩充产能。2019年公司提供了两根500kV（含软接头）光电复合交联海底电缆的宁波—舟山500千伏联网输变电工程投运，是世界首个500千伏交联聚乙烯海缆敷设完工的项目。22年3月公司为粤电阳江青洲一、二海上风电场项目提供500kV海缆及敷设工程，这是首个500kV三芯海底电缆（含软软头）项目，验证了公司技术的先进性。2022年截止3月17日，公司已中标海缆及海洋工程约22.1亿元，在手订单充足。同时，公司通过在宁波及阳江新建生产基地扩充海缆产能，预计2023年将达到75亿。若当年能实现满产，乐观估计公司市占率将达到35%（2021年为32%）。

中长期凭借系统解决方案强化成长。公司积极打造集高端海洋缆产品设计研发、生产制造、安装敷设及运维服务于一体的产业体系，拥有2艘国际级专业敷设安装船：东方海工01、东方海工02，可提供220kV及以下海缆的敷设安装服务，有利于公司实现海底电缆系统总承包。依托海陆工程服务技术提升与装备研制，公司完成了从单一产品制造商向系统解决方案供应商的转型升级，实现了先进制造业与服务业的融合，目前已形成深远海脐带缆和动态缆系统解决方案、超高压电缆和海缆系统解决方案、智能配网电缆和工程线缆系统解决方案、海陆工程服务和运维系统解决方案共四大产品/服务系统解决方案。

4.3.3. 中天科技：多板块布局形成海工全产业链

公司技术储备领先，高压交流及直流海缆均有项目交付。海缆作为公司业务发展重点，主要包括交流海底电缆、柔性直流海底电缆、脐带缆、动态海缆、海底光缆等类别。公司已具备交流500kV及以下海缆和陆缆、直流±400kV及以下海缆、直流±535kV及以下陆缆的研发制造能力，于2019年交付运行了共计35.65公里的500kV交流海缆，2020年圆满交付的如东三峡±400kV柔性直流海缆项目，其直流海缆输电距离约100公里，高压交流海缆与直流海缆均有相应的技术储备。

公司海缆业务快速发展，基地扩产匹配需求。公司设立江苏南通、盐城和广东汕尾三大海缆制造基地，地理位置优越，且拥有1万吨级的专用码头，有利于产品及时、高效运输。子公司中天海缆的海缆业务2020年营收24.01亿元（同增+61.50%），产能达1294km，根据目前基地规划，预计2023年海缆产能将达到3394km。

多家子公司分板块布局形成整套解决方案，长期有望国内&国际双开花。公司多家子公司布局，目前已完成海缆--海底观测、勘探--海缆敷设--海上风电基础施工、风机吊装于一体的海洋系统工程全产业链布局并不断巩固完善，致力发展成为国际一流的海工项目EPC总承包商。公司先后参与欧洲领先的电力供应商荷兰TenneT ±525kV直流电力电缆系统及柔性直流海底电缆系统的研发合作，有望逐鹿欧洲高端市场。

4.3.4. 风险提示

海上风电项目需求不及预期：行业市场空间基于海上风电项目装机量来测算的，2022年进入海风平价时代政策环境发生变化，可能导致产业投资放缓，海上风电发展节奏存在不确定性，海缆需求可能不及预期。

海缆技术迭代不及预期：海缆技术的迭代受到风场大型化、风机大型化的影响，如果上述发展不及预期，海缆的需求可能发生变化。

测算具有主观性，仅供参考：本报告测算部分为通过既有假设进行推算，仅供参考。

注：文中报告节选自天风证券研究所已公开发布研究报告，具体报告内容及相关风险提示等详见完整版报告。

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风电3·海缆行业：抗通缩环节，产品迭代期看技术，长期看整套解决方案能力—电力设备