海上风电的发展方向（海缆行业深度报告）
海上风电的发展方向（海缆行业深度报告）此外，“十四五”纲要中亦提到优化国内能源结构，提高新能源的比重，建设智 慧电网和超远距离电力输送网。根据国家对电线电缆主要应用领域——电力（新能源、智慧 电网）、轨道交通、航空航天、海洋工程等规划来看，未来我国电线电缆行业前景向好，行 业产品升级趋势明显。据电线电缆网、观研报告网，预计到 2024 年规模有望达到 1.90 万 亿元，即 2020~2024 年市场规模年均复合增长率达 4.89%。国内电线电缆行业市场空间稳步提升。2015~2020 年我国电线电缆行业销售收入呈波动变 化趋势。由于近年来我国制造业去产能以及行业监管力度逐渐加强的影响，电线电缆行业一 度出现规模下滑，并在 2018 年达到低谷，电线电缆行业销售收入达到 1.15 万亿元。随着 我国对新能源等投资的加快，电线电缆行业开始缓慢复苏，2020 年电线电缆销售收入达 1.57 万亿元，同比增长 12.14%。展望未来
（报告出品方/作者：信达证券，武浩）
一、海上风电大风吹，海缆市场乘势起1.1 电线电缆产品品类众多
电线电缆是国民经济的“血管”与“神经”。电线电缆是输送电能、传递信息和制造各种电 机、仪器、仪表，实现电磁能量转换所不可缺少的基础性器材，是电气化、信息化社会中重 要的基础性配套产业，其产品广泛应用于电力、能源、建筑、交通、通信、工程机械、汽车 等各个领域。电线电缆用途广、种类多、品种杂，电线电缆行业作为国民经济中最大的配套 行业之一，在我国机械工业的细分行业中位居第二，仅次于汽车整车制造和零部件及配件制 造业。
电线电缆位列产业链中游，上游由铜、铝、塑料和橡胶等行业组成。电线电缆主要由导体线 芯、绝缘层和护层三部分构成，特殊用途的电线电缆还要添加密封材料、抗拉材料等构件。 导体线芯主要由铜材、铝材构成，铜、铝原材料在电线电缆产品所需的原材料中占比最大。 我国是世界上第二大产铜国和第一大原铝生产国，市场供应充足，其价格受宏观经济、市场 供求关系等因素影响存在一定的波动，影响电线电缆的生产成本。绝缘层、护层以及特殊用 途电线电缆需要添加的构件主要由橡胶、塑料和其他辅料构成，该等辅料品种繁多，国内和 国际市场供应充足。
电线电缆产品种类繁多、应用领域广泛，不同用途的产品其电气性能、物理结构或形态、机 械性能、生产工艺存在较大差异。行业内通常按产品用途，将电线电缆分为电力电缆、裸导 线、电气装备用电缆、绕组线及通信电缆、光缆等五个大类。
其中，电力电缆按照应用场景可分为海缆和陆缆，其中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，而陆缆主要应用于陆地，应用 环境较为简单且稳定，主要结构包括单芯交联聚乙烯绝缘电缆和三芯交联聚乙烯绝缘电缆。 单芯电缆的优点在于相间绝缘容易保障，不易发生相间短路，且电缆的运输和敷设更为容易； 三芯电缆的优点在于电缆本身加铠装，防外力破坏能力强，且占地面积小，总体施工时间短。
1.2 电缆行业市场规模较大，市场集中度有较大提升空间
国内电线电缆行业市场空间稳步提升。2015~2020 年我国电线电缆行业销售收入呈波动变 化趋势。由于近年来我国制造业去产能以及行业监管力度逐渐加强的影响，电线电缆行业一 度出现规模下滑，并在 2018 年达到低谷，电线电缆行业销售收入达到 1.15 万亿元。随着 我国对新能源等投资的加快，电线电缆行业开始缓慢复苏，2020 年电线电缆销售收入达 1.57 万亿元，同比增长 12.14%。展望未来，国家重视并给予“新基建”等重点战略的政策以及 资金扶持。
此外，“十四五”纲要中亦提到优化国内能源结构，提高新能源的比重，建设智 慧电网和超远距离电力输送网。根据国家对电线电缆主要应用领域——电力（新能源、智慧 电网）、轨道交通、航空航天、海洋工程等规划来看，未来我国电线电缆行业前景向好，行 业产品升级趋势明显。据电线电缆网、观研报告网，预计到 2024 年规模有望达到 1.90 万 亿元，即 2020~2024 年市场规模年均复合增长率达 4.89%。
在细分市场中，电力电缆以及电气装备用电缆市场需求最大。根据前瞻产业研究院，2020 年我国电力电缆、通信电缆、电气装备用电缆、绕组线、裸电线市场需求占比分别为 39%、 8%、22%、13%、15%。受益于近年来海上风电、新能源汽车以及轨道交通的快速发展， 电力电缆和电气装备用电缆的市场需求相较于 2018 年有所提升。
我国电线电缆行业仍存在“大而不强”的局面。2011 年中国电线电缆产业规模首次超过美 国，成为全球电线电缆行业第一大市场，然而我国电线电缆企业主要生产低附加值的中低压 线缆，其生产能力已出现过剩，我国高端产品领域却供给能力不足，目前主要依赖进口，尤 其是航空航天、核电、高压电缆超净电缆料等高端产品。近年来，随着我国电线电缆行业的 快速发展，国内电线电缆企业依托质量、成本优势，逐步抢占全球市场，电线电缆出口规模 稳步增长。同时，在高端产品领域，在国家政策支持和市场需求拉动双重因素的影响下，国 内领先企业不断加大技术研发，部分高端电线电缆产品逐步实现进口替代，电线电缆进口规 模整体呈现下降趋势。
我国电线电缆行业市场集中度有较大的提升空间。欧美日等国家或地区由于能源、通信技术 发展较早，在电线电缆领域一直处于领先地位，并成为全球主要的 电线电缆需求市场。另外，发达国家的电线电缆行业经过多年发展，因为面对原材料价格波 动，小企业逐渐退出市场，产业集中度大幅提高。根据前瞻产业研究院，美国前 10 名线缆 制造商占据市场份额的 70%左右；日本七大线缆企业占市场份额的 65%以上；法国五大线缆企业包揽了法国市场的营业额，占据法国市场份额 90%以上。与之相比，虽然我国电线 电缆行业整体规模为世界首位，但是在行业集中度方面与发达国家仍有较大差距。
行业集中度进一步提升是未来趋势。现阶段我国电力电缆行业内中小企业数量众多，大部分 企业产品单一且以市场需求量大、技术水平低的中低端产品为主，而中低端市场的产品因技 术含量不高，同质化现象严重，核心竞争力不强。电力电缆行业具有明显的规模经济效应， 行业内规模较大的企业具备长期平均成本较低、与供应商议价能力较强、产品规格齐全等方 面的优势，更容易获取市场机会并进一步提高市场份额。随着行业的发展，我国电力电缆行 业结构将进入深度调整期，加速淘汰中低端落后产能，并逐步向高端市场集中。同时，由于 电力电缆行业天然的规模经济效应，将进一步促使行业向规模化发展方向转变，行业集中度 有望稳步提升，从而有利于行业领先企业的发展。
1.3 受益海上风电发展，海底电缆市场快速成长
海缆产品按功能主要分为海底光缆、海底电缆和海底光电复合缆；近年来，受益于海上风电 的大规模发展，海底电缆的市场规模持续提升。根据 GWEC 数据，2014~2020 年全球海上 风电新增装机从 1.50GW 增长至 6.90GW，年均复合增速 28.96%；2014~2020 年我国海上 风电新增装机从 0.23GW 增长至 3.06GW，年均复合增速 53.93%。海缆是海上风电项目建 设的重要组成部分，承担向陆上电网传输电力的功能。根据 4C Offshore 数据，全球海缆交 付量从 2014 年的 1954km 增长至 2020 年的 5836km，年均复合增速 20.00%；我国海缆交 付量保持更快增速，从2014年的158km增长至2020年的2904km，年均复合增速62.45%， 保持较高增速。
二、碳中和趋势明确，海上风电市场空间广阔2.1 全球半数国家设定碳中和目标，我国双碳目标明确
为了应对全球气候变化，197 个国家于 2015 年 12 月 12 日在巴黎召开的缔约方会议第二 十一届会议上通过了《巴黎协定》。协定在一年内便生效，旨在大幅减少全球温室气体排放， 将本世纪全球气温升幅限制在 2℃以内，同时寻求将气温升幅进一步限制在 1.5℃以内的措 施。为此，各国陆续提出碳中和目标，目前已有超过 130 个国家和地区提出了“零碳”或 “碳中和”的气候目标，包括：已实现碳中和的 2 个国家，已立法的 6 个国家，处于立法中 状态的包括欧盟和其他 5 个国家。另外，有 20 个国家（包括欧盟国家）发布了正式的政策 宣示，100 个国家/地区提出目标但尚在讨论中。
2.2 风光基地成为风电装机主力军，“五大六小”发电集团目标清晰
风光大基地将成为风电装机主力军，第二批风光基地项目正抓紧启动。根据 2021 年 3 月公 布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》， 为大幅提升风电、光伏的发电规模，构建各类电源协调互补的现代化清洁能源体系，未来我 国将持续开发包括水电、风电、光伏等电源在内的多个清洁能源基地，进而形成 9 大集风光 （水火）储于一体的大型清洁能源基地以及 5 大海上风电基地。
分散式风电提上日程，提供风电装机增量弹性。2021 年 10 月“风电伙伴行动·零碳城市 富 美乡村启动仪式”中发布了风电伙伴行动具体方案，明确表示“十四五”期间，在全国 100 个县，优选 5000 个村，安装 1 万台风机，总装机规模达到 5000 万千瓦，为 5000 个村集 体带来稳定持久收益，惠及农村人 300 万以上。
“十四五”“十五五”老旧机组改造增量可观。我国风电发展较早，发展初期风电机组以兆 瓦级以下为主，全生命运行周期在 10~15 年，如今这些老旧机组都面临着设备老化、运行 故障等问题，且早期建设的风场项目风资源相对较好，因此实行老旧机组改造势在必行。根 据北极星风力发电网，我国在运兆瓦级以下风电机组有 11000 余台，分别在 1989 年至 2013 年间投运，分布于 22 个省（市、自治区），总装机约 870 万千瓦。此外，还有部分集中在 2006-2013 年投运，单机 1~1.3MW 的非主流机组 1250 台，总装机容量 216 万千瓦。据能 源研究所 ERI 分析数据，预计“十四五”我国风电累计退役机组将超过 120 万千瓦，全国 更新改造机组需求将超过 2000 万千瓦，预计“十五五”风电机组更新退役技改更新规模约 4000 万千瓦。
响应双碳号召，“五大六小”发电集团装机热情高涨。由于风电、光伏项目的投资成本较高， 需要以资本金 债务融资方式进行初始投资，且审批手续繁琐，我国央企、国企资金实力强、 融资成本低，一直是风电光伏发电项目的主力军，以国家能源集团、华能集团、华电集团、 大唐集团和国家电投五大集团，以及三峡集团、中广核、华润电力、国投电力、中节能和中 核六小集团为主。据风能专委会 CWEA 统计，五大集团“十四五”期间新能源装机规划达 357~387GW，六小集团装机规划达 193~203GW。除此之外，中国电建、中国能建、中国 石化、中国海油和中国石油仍有小部分新能源装机规划，合计约 83.5GW。
风能企业发布宣言，“十四五”年均装机量有望保持 50GW 以上。2020 年 10 月北京风能 大会中，400 余家风能企业联合发布《北京风能宣言》，保证“十四五”期间年均保证风电新 增装机 50GW 以上，2025 年后年均新增风电装机 60GW 以上，至 2030 年装机总量达到 8 亿千瓦。
2.3 海风成长空间广阔，沿海大省“十四五”规划重视海上风电
2.3.1 我国海风资源丰富，发展海上风电势在必行
我国具备丰富的海上风能资源。据《海上风电现状及发展趋势》介绍，与陆地风能资源相比， 我国近海风能资源更为丰富：海岸线长约 18000km，岛屿 6000 多个，近海风能资源主要集 中在东南沿海及其附近岛屿，风能密度基本在 300W/m2 以上，台山、平潭、大陈、嵊泗等 沿海岛屿风能密度可达 500W/m2 以上。中国风能资源普查数据显示，我国 5~25 米水深、 50 米高度海上风电开发潜力约 2 亿千瓦；5~50 米水深、70 米高度海上风电开发潜力约 5 亿千瓦。目前我国潮间带和近海风电开发技术较为成熟，成本较低，以 20~30%的理论开发 量计算，近海 5~25 米水深可开发规模为 3800~5700 万千瓦，同时可根据经济性和技术成 熟度探索开发深远海风电项目。
我国沿海各省海风资源各有差异，开发成本不尽相同。我国海上风资源呈现由北向南递增的 趋势，其中长江以北地区年均风速在 7m/s 左右，如辽宁、河北、山东省份的风速在 7.4~7.6、 6.3~7.5、6.9~7.8m/s，江苏、浙江风速相比北方省份较高，达到 7~8m/s，广东省的风速 6.5~8.5m/s，福建省的风力资源最好，风速为 7.1~10.2m/s。从利用小时数来看，福建省的 利用小时数最好，最高可达 3800 小时，其次是广东省（2000~3000 小时），江苏、浙江省 利用小时数分别为 2300~2800、2000~2600 小时，山东、河北、辽宁省的利用小时数则相 对较低。
相比陆上风电，海上风电优势明显，发展潜力大。1）与陆地风电相比，海上风电风能资源 的能量效益比陆地风电场高 20~40%，具有不占地、风速高、沙尘少、电量大、运行稳定以 及粉尘零排放等优势，同时能够减少机组的磨损，延长风力发电机组的使用寿命，适合大规 模开发。例如，浙江沿海安装 1.5MW 风机，每年陆上可发电 1800~2000 小时，海上则可以 达到 2000~2300 小时，海上风电一年能多发电 45 万千瓦时。2）海上风电可减少电力运输 成本。由于海上风能资源最丰富的东南沿海地区，毗邻用电需求大的经济发达地区，可以实现就近消化，降低输送成本，发展潜力巨大。
2.3.2 国补时代退出，远海化、大型化、规模化成为趋势
国补退出，海上风电迎来快速成长期。相较于陆上风电，我国海上风电发展较晚，且增加了 海缆、基础桩、海上工程等零部件及步骤，施工难度较大，造价普遍较高，长期以来需要依 靠电价补贴维持投资回报率。2020 年 1 月财政部、国家发改委、国家能源局联合发布《关 于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，提出新增海上风电不再纳入中央财政补 贴范围，按规定完成核准（备案）并于 2021 年 12 月 31 日前全部机组完成并网的存量海上 风力发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。
受此影响，2021 年末迎来海上风 电的抢装行情，2021 全年海上风电新增装机量 16.90GW，同比增长 452.29%，创历史新 高；累计装机量达到 26.39GW。2022 年起，随着海风技术与经验的成熟，风机、海缆、基 础平台等造价成本的下降有望提升运营的盈利性，我们判断“十四五”海上风电有望迎来快 速成长期。
海风由近海走向远海。海上风电场可以分为潮间带、潮下带滩涂、近海以及深海风电场，其 中潮间带和潮下带滩涂风电场水深 5m 以下，近海风电场水深 5~50m，深海风电场水深 50m 以上。我国潮间带和近海风电开发技术较为成熟，2018 年装机项目平均水深 12m，平均离岸距离 20km。从 2022 年初以来海缆招标项目来看，青洲一、二、四项目离岸距离分别为 50、55、55km，海风项目远海化趋势明显。 风机大型化趋势明显。2011~2021 年，海上单机功率实现翻倍增长，新增风机平均容量从 2.7MW 增加至 5.6MW；而参考 2022 年以来海风项目风机机组招标信息来看，招标机型已 扩大至 8~9MW，个别项目将采用 10~11MW 机型。
海风建设逐步规范，进入集中连片开发阶段。2021 年 11 月 16 日，中欧海上风电产业合作 与技术创新论坛上，中国科学院院士陈十一表示：打造百万级或千万级海上风电基地，连片 开发，形成集约化发展优势，可以减少同质化工作，促进开发平价，还可以支撑地方政府产 业，形成产业链同步发展态势，打造利益共同体。水电水利规划设计总院风电处处长胡小峰 表示：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 模原则上不小于 100 万千瓦，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。（报告来源：未来智库）
2.3.3 海风初始造价高，造价及运维成本仍需下降
技术进步促进海上风电造价成本持续降低，海风成本仍需下降。根据 IRENA 报告，全球海 上风电新建项目度电成本从 2010 年的 0.162 元/kWh 降低至 2020 年的 0.084 美元/kWh， 降幅高达 48%；其中，我国海上风电度电成本从 2010 年的 0.178 美元/kWh 降低至 2020 年的 0.084 美元/kWh，按照 6.5:1~7:1 的汇率折算，我国海上风电度电成本约为 0.546~0.558 元/kWh，相比于沿海各省 0.35~0.4 元/kWh 的燃煤基准价格，我国海上风电成本仍有下降 的必要。
初始投资成本：不同省份的海风造价不尽相同，长江以北近海海域以滩涂、淤泥沉沙为主， 工程造价偏低，在 15000 元/kW 左右；长江以南海域海床以岩石为主，工程造价偏高，在 17000 元/kW 左右。根据明阳智能官网，海风项目造价中，占比较高的包括：风电机组 （45~50%）、基础（20%）、安装（7%）、输变电（18%）以及其他（<10%）。根据北 极星风力发电网数据，从投资构成来看，不同省份的造价构成不同，江苏省的风电机组（含 安装）占比较大，达到 48%，而由于江苏的海床条件较好，风机基础及施工成本占比较低； 广东省的风机机组成本占比仅 43%，但是 35kV、220kV 海缆成本占比高达 13%；福建省的 风机基础施工占比较高，达到 25%。
运维成本：根据 NREL 报告，以 2020 年陆风项目（运行 25 年）为例，度电成本构成中， 设备投资、运行维护、平衡系统以及软成本分别占比 46.4%、33.6%、14.5%和 5.5%；以 2020 年海风项目（运行 25 年）为例，设备投资、运行维护、平衡系统以及软成本分别占比 23.0%、33.6%、31.5%和 11.9%。
2.3.4 大型化 远海化 规模化，海风降本路径清晰
大型化是海风降本的主要途径。由于海风项目造价较高，且 2021 年为补贴最后一年，上半 年没有海风项目招标，2021 年 9 月份华润苍南 1 号、中广核象山涂茨海风项目开启招标， 中标单价分别为 4061 元/kW（含塔筒）、3830 元/kW，投标机型为 6.2MW 和 10MW 组合、 7~9MW 机型，单价相较平价前的 5000~6000 元/kW 的招标价格已有大幅下降。2022 年以 来，山东、浙江、广东和福建省部分海风项目陆续开启机组招标，含塔筒的风电机组价格最 低已降至 3548 元/kW（浙能台州一号项目），招标机型普遍集中在 7~9MW。招标机型迅速 扩大，机组招标价格持续下探，海风造价有望进一步改善。
大型化降本路径一：降低原材料耗材。风电机组的生产制造中，原材料成本占比较高，原材 料中又以钢、玻纤、铝为主。随着单个风机容量的提升，风机耗材并不随着风机容量 1:1 提 升。以明阳智能的海风机型为例，MySE6.45-180 机型的叶片、叶轮及机舱重量分别为 31、 184、247 吨，单位重量为 71.63 吨/MW，而 MySE8.3-180 的叶片、叶轮及机舱重量分别为 31、184 和 276 吨，单位重量为 59.16 吨/MW。对于单 GW 项目而言，使用更大机型，原 材料耗材更少，产业链具备更强的降本动力。
大型化降本路径二：降低安装、运维成本。大型化之后，机组台数减少，从而有效降低海风 基础、海缆搭建、施工安装、后续运维的成本。 远海化之下，风速和利用小时数提高提升发电效率。我国潮间带和近海风电开发技术较为成 熟，“十四五”早期我国海风开发以近海为主，后续有望朝深远海领域开发。远海风电场的 风速更快，利用小时数更高，发电效率更高，使用更大的风机有助于捕捉更好的风能，有效 摊薄初始投资以及后期运维成本。
风场规模化之下，共享输电工程有望降低造价成本。广东省已开启大规模、连片式的开发模 式，例如：1）历史海风项目规模一般为 300~500MW，而三峡阳江青洲五、六、七海上风 电项目规划规模合计 3GW；2）粤电青洲一、二海上风电项目（合计 1GW）共用海上升压站和海缆送出工程，青洲五、六、七项目共享陆上换流站。一般而言，海上升压站成本约 1~2 亿，高容量的海风场对于高压海缆的需求增加，相同条件下高压海缆更具有经济性，连片式 开发或者规模化开发有助于摊薄海上升压站、送出工程等的造价成本。
海风靠近用电负荷侧，无消纳问题，节省输电成本。与陆上风电主要建在三北地区不同，海 上风电多建在江苏、浙江、广东、山东等用电大省。陕北～湖北±800 千伏特高压直流工 程临时输电价格为每千瓦时 5.12 分（含税，含输电环节线损，线损率 5%）；雅中～江西± 800 千伏特高压直流工程临时输电价格为每千瓦时 6.85 分（含税，含输电环节线损，线损 率 6%）。目前各省燃煤上网基准价格在 0.35~0.4 元/kWh，特高压输电成本较高将大幅降 低风电项目的投资回报率，而多数海风项目靠近用电负荷侧，无需考虑长距离输电问题，可 节省输电成本。（报告来源：未来智库）
2.4 海风机组招标重启，“十四五”海上风电规划饱满
2.4.1 海风机组招标重启，项目储备充足
2021 年下半年新一轮机组招标启动，机组价格大幅下降，业主装机热情高涨。一般来说， 海风项目的建设需要 1.5~2 年时间，鉴于 2021 年是海风国家补贴的最后一年，当年开启机 组招标很难实现在年内并网，叠加上半年机组价格高企，上半年没有海风机组招标。2021 年 9 月，华润电力苍南 1#海上风电项目（400MW）开启机组招标，要求投标机型单机容量不 低于 5MW，交货期为 2022 年 3 月 20 日~2022 年 9 月 31 日，是我国海风平价后首次启动 海风机组招标的项目。
10 月中国海装中标该项目，机组价格降至 4061 元/kW（含塔筒）； 该项目在 2020 年 5 月曾招过标，当时远景能源中标，单价为 7264 元/kW。此后，中广核 象山涂茨、三峡昌邑莱州湾、浙能台州 1 号、粤电阳江一/二等也开启了风机项目招标，目 前平价海风项目共计招标量达 6.69GW。一方面，目前中标最低价为浙能台州 1 号海上风电 项目 3548 元/kW（含塔筒），相较平价前的 5000~6000 元/kW 已有大幅下降；另一方面， 机组的持续招标已表明业主方对于海风投资的高涨热情。
海风项目从最前期的测风到最终的并网装机需要 3~4 年时间，因此“十四五”早期的项目 储备对于期间的装机量提供一定的保障。根据各省的重点建设项目计划、历史竞配公告，我 们统计得到广东、江苏、浙江等省份正在开工或储备项目达 53.07GW。2022 年 6 月，辽宁 省、福建省、广西省先后开启海上风电项目的竞争配置工作，预期均在 3 年内实现并网。
2.4.2 沿海各省“十四五”新增海上风电装机规划高达 44GW
沿海各省“十四五”新增海上风电规划达 44.30GW，年均 8.86GW。根据当前沿海各省已 明确的海上风电规划统计，“十四五”期间，广东省新增装机量位列第一，到 2025 年，力 争达到 1800 万千瓦，在全国率先实现平价并网；江苏省规划场址共 28 个，规模 909 万千 瓦，规划总面积为 1444km2；浙江省新增装机 455 万千瓦以上，力争达到 500 万千瓦；山 东省到 2025 年，全省风电装机达到 2800 万千瓦，其中海上风电装机力争达到 800 万千瓦； 此外，福建省、广西省、海南省海风规划装机 4.1、3、3GW。此外，2022 年 3 月上海金山 300MW 海上风电场项目竞配结果公示，2022 年 6 月辽宁大连启动大连市庄河海上风电场 址 V 项目竞争配置，开启新一轮的海风建设，我们假设上海、辽宁“十四五”期间分别新增 装机 1GW。
长期来看，远海资源广阔，海风成长可期。中欧海上风电产业合作与技术创新论坛上，水电 水利规划设计总院风电处处长胡小峰表示：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，总容量约 2.9 亿 千瓦。其中，五大基地规划 19 个集群，基地外海共规划 22 个集群。
三、海缆行业成长性强，相关公司进入新一轮扩产期3.1 海缆分为阵列 送出海缆，市场规模增速快
目前海上风电场内使用的海缆可以分为阵列海缆以及送出海缆。当前海上风电项目用海缆 主要包括风力发电机连接用海缆（阵列海缆，也称集电海缆）及风机并网使用的海缆（送出 海缆，也称主海缆），目前以 35kV 阵列海缆 220kV 送出海缆组合为主。
为测算海缆的市场规模，我们做出以下假设：1）对不同省份海风项目造价做出假设；2）考 虑到 2021 年因抢装行情，部分成本短暂性虚高，2022 年抢装结束将有所回落，假设 2022 年造价普遍下降 1200 元/kW；未来海风项目造价逐步下降，实现真正的平价上网，我们假 设 2023~2025 年海风造价年降 3%；3）阵列海缆成本占比较小，假设维持 3%不变；4）考 虑到不同项目的规模、机组功率、离岸距离、施工条件不同，广东省在建的青洲项目离岸距 离均在 40km 以上，送出海缆长度更长，我们假设 2022 年广东省送出海缆占初始投资的比 例提升至 10%；其他省份项目离岸距离较近，按照送出海缆占比 8%计算；5）海风项目逐 步远海化，离岸距离越长对于海缆的电压等级、长度以及制作工艺有更高的要求，我们假设 2023~2025 年送出海缆的造价占比年均提升 0.3 个百分点。（报告来源：未来智库）
根据测算，2022~2025 年我国阵列海缆规模从 23.43 亿元增长至 81.74 亿元，年均复合增 速为 48.91%；送出海缆规模从 67.13 亿元增长至 272.37 亿元，年均复合增速为 59.50%； 海缆市场总规模从 90.56 亿元增长至 349.74 亿元，年均复合增速为 56.89%。
3.2 大型化 远海化 规模化，超高压交流、柔直方案性价比凸显
阵列海缆方面，35kV 交流集电方案是海上风电的常规选择；但是，基于海风项目平价的需 求以及近海资源已大规模开发等问题，单个机组大型化、项目远海化已经成为趋势，有望朝 66kV 交流海缆发展。 1）由于 35kV 海缆热极限和通流能力的限制，单机容量的增大使得单根阵列海缆上可连接的风机数目随之减少，仍采用 35kV 交流集电方案将使得电缆投资及相应工程费用和难度随 之增大。以 35kV、400mm2 截面的电缆为例，考虑其热极限及通流限制，通常允许传输的 最大有功功率约为 27MW，即最多可以连接 4 台 6MW 风电机组，或 3 台 8MW 风电机组。 而同样截面的 66kV 海缆允许传输的有效功率为 50MW，可以连接 8 台 6MW 机组和 6 台 8MW 机组。66kV 集电系统电缆数目减少，电缆投资和相应的电缆铺设工程费用下降。
2）欧洲部分海风项目已开始尝试 66kV 高电压等级交流海缆，如 Blyth 海上示范风电场位于 英国东北部，离岸 5.7km，使用 MHI Vestas 8.3MW 风机，风电场不设海上升压站，5∼6 台 风机通过 66kV 电缆汇集后，以同样的电压等级输送到陆上变电站。
我国已开始尝试使用 66kV 交流集电方案。据阳江市生态环境局阳西分局披露的《粤电阳江 青洲二海上风电场项目环境影响报告书（报批稿）》，青洲二项目由 35kV 阵列海缆改为 66kV 阵列海缆，其原因为：1）66kV 海缆单回路输送容量大，线路回路少，占海面积小，路由容 易解决；2）在同等截面下，66kV 导线的电压损失小，功率损耗同样小。从目前的招标信息来看，中广核象山涂茨海风项目、国电投揭阳神泉二海风项目、粤电青洲一、二海上风电项 目已完成 66kV 海缆及敷设工程招标，单价为 330~360 万元/km（与前页表述有差异，或因 铜价大幅上涨及短期海缆供需格局对价格影响较大）。
1）随着单个风电场规模的扩大，以及连片开发的需求提升，出于经济性考虑，部分海风项 目考虑使用 330kV 或 500kV 的高压交流海缆进行电力送出。目前主流的送出海缆电压等级 为 220kV，一般采用单回三芯结构，输电能力 18~35 万千瓦；随着单个风电场规模的增加， 可以使用更高电压等级的交流送出海缆。以 1GW 海风项目为例，如果使用 220kV、3× 1000mm2 的送出海缆，单根三芯 220kV 海缆容量为 280~300MW，则 1GW 海风项目需采 用至少 4 回路；如果使用 500kV、单芯 1800mm2 的送出海缆，1GW 海风项目采用 1 回路 即可。
我国广东省部分大规模海风项目已采用 330、550kV 高压交流海缆。2022 年 3 月，东方电 缆中标粤电阳江青洲一、二海上风电场项目 500kV 海缆及敷设工程，该项目为双回路设计， 单回长度为 60km，是继东方电缆 2018 年至 2019 年间为国家电网舟山 500kV 联网输变电 工程提供两回路大长度 500kV 单芯海底电缆（含软接头）项目后，在超高压海洋输电领域 的再次创新。该合同中标金额为 17 亿元，传输容量达 1000MW，计算下来 500kV 三芯交 流海缆单价为 1417 万元/km。除此之外，三峡阳江青洲六海上风电项目（1GW）将配套建 设 3 回 330kV 交流送出海缆，导体面积 3×800mm2；中广核帆石一海上风电项目（1GW）、 二项目（1GW）将采用 500kV 交流送出海缆。
2）远海化之下，柔性直流有望成为主流趋势。交流输电方式多适用于海上风电小规模、近 距离输送，但是长距离之下输送电缆的电容效率明显，且无功电压补偿控制难度较大。而柔 性直流的优点包括长距离输送容量更大、输电线路数量更少、海域资源占用较少、汇集输送 具备灵活和可扩展性。因此，大规模、远距离输送的海上风电项目，更适用使用柔性直流输 电方式。 从国外已并网和在建海上风电的经验来看，输电距离在 70km 以内的基本采用交流输电方 式，100km 以上的远距离输电采用柔直输电方式，输电距离在 70~100km 时综合考虑经济 性和可靠性指标进行交直流方案比选分析。国外海上风电柔直送出工程在德国北海较为集中： 北海海域建有 4 个海上风电场集群，分别是 BorWin、DolWin、HelWin、SylWin，均采用± 320kV 直流电压等级，离岸距离均在 100km 以上。
经济性角度，根据《海上风电场输电方式研究》测算，以 1GW、输送距离 60km 的海风项 目为例，使用交流输送方案的工程造价为 38.3 亿元，同等条件下直流输送方案的工程造价 为 40.4 亿元，交流方案性价比更高；当输送距离提升到 100km 时，交流方案的工程造价提 升至 62.1 亿元，而直流方案的工程造价则提升较少，仅提升至 48.8 亿元，相比交流方案可节省 21.4%的成本。
从我国建设柔直送出工程的经验来看，2019 年 7 月国内启动多个海上风电柔性直流输电项 目，包括如东海上风电柔性直流输电示范项目（包括如东 H6、如东 H8、如东 H10 项目， 合计 1.1GW，中国首个海上风电柔性直流送出项目）、射阳海上风电场柔性直流输电项目。目 前如东项目已并网装机，据中天科技 2019 年 9 月公告，公司成功中标三峡新能源江苏如东 800MW（H6、H10）海上风电项目直流电缆采购及敷设项目，为该项目提供±400kV 直流 海缆/陆缆、附件及施工，中标金额为 15.11 亿元。根据如东 H6 项目环评报告，该项目使用 的是单回单芯 2000mm2、电压等级±400kV、电流 1375A、容量 1100MVA 的直流海缆，单 根总长 98km，折算后单价约 1542 万元/km。
此外，青洲五、青洲七项目拟采用柔性直流输电技术，配套建设 1 座±500kV 海上换流站和 1 座±500kV 陆上集控中心（换流站），以及单回±500kV 直流海缆输送到陆上集控中心。该 送出海缆线路设计输送容量为2000MW，海缆电压等级为±500kV、最大工作电流为2000A， 推荐直流±500kV 铜芯交联聚乙烯绝缘铅套聚乙烯外护套粗圆钢丝铠装聚丙烯纤维外被层 光电复合海底电缆，导体截面为 2500mm2，内置光缆为 2×48 芯。
3.3 进入壁垒高，考验企业资质及资金优势
海缆企业具备较高的进入壁垒，体现在资质认证、生产技术、设备及码头投资、成本控制等 方面：
3.3.1 资质认证壁垒
海缆属于电力电缆行业重要的细分领域，需取得《全国工业产品生产许可证》，并通过产品 CCC 强制认证。此外，由于海缆维修及更换成本高、难度大，因而质量要求较高，通常需要就特定类型、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。例如，国内海 缆在投用前一般需要花费一年以上的时间完成型式试验和预鉴定试验，而海底光缆产品要 进入国际市场，还需要取得环球接头联盟（UJC）颁发的 UJ 认证。
3.3.2 生产技术壁垒
海缆所处环境复杂，要求海缆具有耐腐蚀、抗拉耐压、阻水防水等性能特点，在材料选择、 结构设计、生产工艺、质量管控、敷设安装、运行维护等方面要求更高。此外，随着海洋资 源开发逐步向深远海发展，大长度、330kV/500kV 高压交流海缆、柔性直流海缆对海缆企业 的生产技术经验、软接头技术提出了更高的要求，历史具备相关成绩的企业有望快速打入高 压海缆、柔直海缆市场，获取更高份额。 1）超高压交联聚乙烯绝缘挤出工艺技术：电压等级与电缆绝缘性能要求成正向关系，交联 聚乙烯电缆采用固体绝缘，具有敷设安装及运输简单、弯曲半径小、质量轻等特点，但也存 在着在高电压环境下绝缘材料容易产生局部场强过高而被击穿等问题。通过对交联聚乙烯挤 出工艺及洁净度控制的研究，可提升交联聚乙烯材料在高电压环境下的绝缘性能及稳定性。
2）软接头技术：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，此时可以使用软接头将多根海缆进行接续，从而实现一次性敷设 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。3）柔性直流电缆绝缘结构设计技术：电缆在直流电压作用下，电场分布与绝缘材料电导率 成反比，而绝缘材料电导率又是电场和温度的函数，随着电场和温度的变化而改变，进而影 响电缆内电场的分布，导致直流电缆绝缘层内电场容易产生畸变，造成绝缘层因局部电场强 度过高而被击穿的问题。
3.3.3 生产设备设施、码头及资金壁垒
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，且部分核心生产设备依赖于国外进口，因此需要企业具备较 强的设备引进和生产转化能力。目前 110kV 及以上高压海缆使用 VCV 立塔法，VCV 方法 易控制质量，由于不偏心，生产的电缆内电场强度分布均匀，电气性能好，击穿电压高，但 交联长度受立塔高度限制，故建筑费用较高；CCV 悬链法不受立塔高度限制，多用于 110kV 及以下大长度海缆的生产。
此外，1）海缆自身重量较大，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，这对于海缆企业拥有的码头资源或获取码头资源及开发的能力提出了要 求。2）随着海上风电建设向更加专业化发展，开发商倾向于将海缆制造、敷设打包招标， 以明确海缆系统的质量责任，海缆的制造与安装敷设总包成为了趋势，对于海缆企业自有敷 设船以及敷设安装能力提出了要求。截至 2021 年底，海底电缆敷设专用设备-电缆敷设船在 我国有 56 艘，其中具有 220kV 海缆敷设能力的敷设船共 25 艘。
综上，海缆属于资金密集型行业，投资回报期长。建设 VCV 立塔交联生产线、码头开发建 设、获取敷设船对于企业从事高压海缆的生产和销售是必须项。以东方电缆可转债募投项目 为例，公司拟在宁波北仑开发区穿山半岛峙南区块新征约 450 亩土地建设“高端海洋能源 装备系统应用示范项目”，项目投资总额 15.05 亿元，其中固定资产投资 12.17 亿元，以电 缆车间、立塔、码头的开发以及设备采购为主，建设期利息 3430 万元，铺底流动资金 2.54 亿元。项目建成后可年产海洋新能源装备用电缆 630km、海洋电力装备用电缆 250km、海 洋油气装备用电缆 510km 和智能交通装备用电缆 92450km；预计达产后预计可实现年销售 收入 45.23 亿元（含税），年均利润总额 4.08 亿元，全部投资回收期长达 7.47 年（含建设 期）。
3.3.4“料重工轻”特征明显，考验成本控制能力
海缆“料重工轻”特征明显，考验企业成本控制能力。海缆的主要成本为直接材料，其中以 铜材、铝材、绝缘材料、屏蔽材料、护套材料等为主，具备“料重工轻”的特点。据东方电 缆投资者关系问答，海缆系统的金属材料（铜、铝、铅、钢丝等）占原材料成本的 40~50%； 海缆的成本受金属价格波动影响较大。据中天海缆招股书介绍，海缆所使用的铜材为铜杆（电 解铜），以长江现货 1#电解铜平均价为例，2017~2019 年铜价保持在 40000~50000 元/吨 的水平，2020Q2 以来，全球疫情反复影响大宗商品的供应及运输，有色金属价格持续上涨， 截至 2022 年 6 月，铜价仍处于高位，在 65000~70000 元/吨。
据东方电缆招股书，公司对外报价采取“（原材料成本 加工成本费用）×（1 目标毛利率）” 方式，其中原材料成本主要考虑铜价确定，加工成本费用依据各产品的历史经验数据确定； 目标利润率一般根据产品的品种、批量大小、技术难度、供货时间要求、竞争对手的报价等 综合因素确定。多数海缆企业实行“以销定产”的生产模式，在中标时采取“锁铜策略”以 锁定大部分原材料成本，但由于投标和中标仍存在一定时间的风险敞口，铜价的波动仍然对 海缆企业的利润率有一定影响，考验海缆企业的成本控制和铜价判断能力。
3.4 行业格局清晰，进入新一轮扩产期，头部企业具备丰富工程经验
我国高压海缆市场集中度较高，前三大玩家为东方电缆、中天科技、亨通光电。根据中商情 报网，中天科技（37%）、东方电缆（33%）和亨通光电（17%）占据市场约 90%的份额； 汉缆股份和宝胜股份通过近几年的扩产及接单，不断扩大自身规模，目前市占率分别达7%、 5%。三梯队的海缆厂商（万达海缆、太阳电缆、起帆电缆）仍处于扩产期，尚未获得较大 市场份额。
从我国主要海缆企业的发展历程来看，东方电缆、中天科技、亨通光电和汉缆股份参与市场 较早，基本于 2000 年左右参与市场，宝胜股份 2016 年参与海缆市场，2021 年海缆板块已 经实现 15.09 亿元的营收。（报告来源：未来智库）
4.1 东方电缆
宁波东方电缆股份有限公司成立于 1998 年，并于 2014 年上市，多年来一直处于行业领先 地位。目前公司已形成陆缆系统、海缆系统和海洋工程三大产业板块，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，广泛应用于电力、建筑、通信、石化、轨道交通、 风力发电、核能、海洋油气勘采、海洋军事等多个领域。
公司于 2005 年成功开发填补国内 空白的 35kV 光电复合电缆、海底交联电缆；2006 年开发 110kV 及以下海底电缆并投放市 场；通过公司 3 年的研发和生产，首根国产脐带缆在 2010 年成功进入国际市场。近年来公 司超高压海缆系统、柔性直流解决方案日臻完善，2014 年国网舟山多端柔性直流示范工程 ±200kV 直流海缆和陆缆投入使用；2018 年完成国家电网浙江舟山 500kV 联网输变电工程 用首根 500kV（含软接头）光电复合海底电缆的生产与交付；2020 年公司实现国内首台套 漂浮式风机动态缆与施工工程，突破国内首个海上 66kV 海缆风电项目。
公司控股股东为宁波东方集团，持股比例为 31.63%，实控人为夏崇耀、袁黎雨夫妇，通过 直接持股、通过宁波东方集团、华夏投资间接持股的方式持有公司 21.95%的股权。此外， 夏崇耀、袁黎雨夫妇之子夏峰担任公司副董事长、董事，公司股权、管理结构清晰。
海陆并进，公司营收高速增长。伴随着近两年海风的抢装行情，东方电缆收入、利润规模实 现快速提升：2017~2021 年公司营业收入从 20.62 亿元增长至 79.32 亿元，年均复合增速 40.05%；由于海缆行业产能不足，抢装期价格快速提升，公司归母净利润从 2017 年的 0.50 亿元增长至 2021 年的 11.89 亿元，年均复合增速 120.61%，远超收入增速。 公司的海缆系统业务贡献主要利润。2018~2021 年，公司海缆系统营收从 10.72 亿元增长 至 32.73 亿元，年均复合增速 45.07%；毛利润从 3.19 亿元增长至 14.37 亿元，年均复合增 速 65.07%。从毛利占比来看，海缆系统板块毛利已占总毛利的 71.48%，成为公司利润的 主要来源。
码头方面，公司已拥有 2 个大吨级码头，广东阳江码头正在动工建设：1）2020 年 11 月， 公司将原 500 吨级货运码头改建成 2000 吨级电缆运输专用码头，顺利通过验收，设计泊位 年通过能力为杂货 12 万吨，电缆 60 万米；2）2022 年 3 月，公司“高端海洋能源装备系 统应用示范项目临时码头工程”顺利通过验收，这是国内最大的海缆智能化生产基地配套项 目。
码头项目位于宁波舟山港穿山港区穿山半岛南侧升螺圆山至新岸线段，新建 2000 吨级 临时码头一座（2 个 2000 吨级散杂货泊位），泊位总长度 198 米，设计年通过能力 92.4 万 吨。3）阳江港吉树作业区#J13～#J14 码头项目计划建设 2 个 3000 吨级多用途泊位，总投 资 4.51 亿元；南侧#J13 泊位为海缆及多用途泊位，具备常规件杂货装卸和海缆出运功能， 北侧#J14 泊位为多用途泊位，以件杂货和集装箱装卸为主。其设计海缆吞吐量约 6 万吨/年， 海缆配套附属设施 0.5 万吨/年，风电海缆及其他装备制造或运维所需的钢板 50 万吨/年，其 他件杂货 25 万吨/年，集装箱 1 万 TEU/年。
敷设施工方面，公司拥有 2 艘国际级专业敷设安装船：东方海工 01、东方海工 02，载缆量 分别为 3500t 和 2500t，分别于 2017、2018 年下水，正式开启公司海缆产品设计研发、生 产制造、安装敷设和运维服务一体化体系。运行维护方面，公司拥有交流 500kV 及以下和 直流±535kV 及以下软接头技术，可满足当今国内外产业化的所有电压等级电缆的运行维 护服务。抢修服务方面，主要是对各类海陆缆的故障进行排查检测及评估，并及时高效开展 抢修服务。
截至 2022 年 3 月底，公司在手订单 91.87 亿元，其中海缆系统 54.64 亿元，陆缆系统 28.84 亿元，海洋工程 8.39 亿元。2022 年公司开启新一轮的海缆项目的投标，陆续中标明阳阳江 青洲四海上风电场项目、中广核浙江象山涂茨项目、粤电阳江青洲一/二海上风电场项目、 Hollandse Kust West Beta 海上风电项目的高压海缆采购及敷设项目。
脐带缆技术国内首屈一指。脐带缆即水下生产系统脐带缆，是电单元（动力缆或信号缆）、 光单元（单模或多模光缆）、液压或化学药剂管单元（钢管或软管）的组合；此外还包含可 以起到绝缘和保护作用的聚合物护套、可以填充空白位置和固定其它管线位置的填充物、可 以增加轴向刚度和强度能力的碳棒或铠装钢线；因其通过一条缆即可提供设备的大部分需求， 包括电力输送、信号传输、液压控制或化学药剂输送中的一项或多项功能，作用似人类的脐 带。
公司是首个具备海洋脐带缆设计分析能力并自主生产的企业，打破了国外线缆生产巨头在 该领域多年的垄断。2017 年 2 月，公司中标了“海工文昌 9-2/9-3/10-3 气田群开发项目脐 带缆（BIDSECTIONI）”项目，本次项目投标过程中，东方电缆是唯一与多家国际知名脐带 缆厂家同台竞技的国内企业，标志着我国脐带缆的设计、研发与制造已达到国际先进水平。 2020 年，公司的脐带缆陆续中标了流花 29-2 项目、陆丰 22-1 油田开发项目；国际市场上， 公司首次与欧洲总包商合作获取脐带缆项目，这标志着公司脐带缆产品开始走向国际。
4.2 中天科技
中天科技 1992 年起步于光纤通信，于 2002 年上市。公司现已形成通信、电网、海洋、新 能源、新材料等多元产业格局，产品广泛应用于各大电信、电力运营商和广电、交通、能源 等领域。 中天科技控股子公司中天科技海缆股份有限公司于 2004 年成立，并在 2020 年将海缆有限 整体变更为股份有限公司，主要从事海缆、陆缆的研发、设计、生产和销售业务，目前已具 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，其中海缆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。
在交流海缆领域，公司于 2013 年成功研制首根国产长距 离三芯 110kV 海底光电复合缆，随后国内首条投用的三芯 220kV 海底光电复合缆在 2015 年成功交付，2016 年完成大长度交流 500kV 交流聚乙烯绝缘光伏复合海缆系统研制。在直 流海缆领域，2103 年公司向世界首个三端柔性直流输电工程提供输电设备，并于 2014 年 向世界首个五端柔性直流输电工程交付了±200kV 直流海缆。2020 年，公司完成如东 H6、 H8、H10 海上风电项目，为国内首创±400kV 柔性直流海缆项目，为我国海上风电向深远海 方向发展提供了输电技术和装备支撑。
近几年中天科技营业收入持续提升，从 2017 年的 271.01 亿元增长至 2021 年的 461.63 亿 元，年均复合增速 14.24%。归母净利润波动较大，2017~2020 年归母净利润基本保持在 20 亿左右，2021 年公司完成高端通信业务的信用和资产减值，历史包袱清理完毕，归母净利 润下滑至 1.72 亿元，2022 年一季度归母净利润已回升至 10.16 亿元。 2017~2021 年中天海缆营业收入从 45.30 亿元增长至 106.45 亿元，年均复合增速达 32.95%； 净利润从 1.06 亿元增长至 18.24 亿元，年均复合增速达 158.17%。陆缆及海缆的生产销售 是中天海缆的主营业务；从业务构成来看，中天海缆的海缆板块营收从 2018 年的 10.73 亿 元增长至 24.01 亿元，年均复合增速 49.59%。抢装期间，海缆业务的单价、盈利性较好， 毛利率从 2018 年的 25.12%持续提升至 2020 年的 51.68%。
中天科技集团旗下的上海源威建设工程有限公司，是一家专业从事海底电缆和海底光缆敷设、 埋深、安装施工、维护等业务的企业，拥有“源威 1 号”、“源威 5 号”、“源威 8 号”以 及“中天 5 号”4 艘专业海缆敷设船。其中，“源威 8 号”是国内首艘 6000 吨级的海缆敷 设工程船，设计采用平板方驳结构，局部双层底板，具有船体结构强度大、载重量大、甲板 施工面积大、吃水浅，可以候潮坐滩施工等特点。“中天 5 号”为 6000 吨级转盘海缆敷设 工程船，适用于超高压、大截面、大长度海底电缆敷设。2020 年，上海源威承接了如东海 域全部海上风电项目海缆送出工程，以及如东所有海上风电场 90%场区海缆敷设工程，累 计完成如东项目 2090 千米海缆敷设。（报告来源：未来智库）
此外，中天科技的“中天 7 号”“中天 8 号”为自升式风电安装平台，为 600 吨级风电安 装船，可完成 4-8MW 风机的吊装。“中天 9 号”为 1600 吨级全回转起重船，配备吊重能 力 1600t 吊机，可以完成 1300t 重物的空中翻身，适用于现在主流的大功率风机吊装。
4.3 亨通光电
亨通光电成立于 1993 年，2003 年在上交所上市。公司主营业务涵盖光通信和智能电网传 输两大行业，目前是国内规模最大、产业链最为完整的信息与能源网络综合服务商之一，提 供行业领先的海上风电、海洋通信、光通信、智能电网、智慧城市、储能等产品与解决方案。 公司于 2009 年开始布局高压海底复合缆项目。2014 年，公司设计制造的海底电缆首次进 入国际市场，同时海底通讯光缆首次中标国际市场；公司向马尔代夫项目供应 1000 多公里 的海底光缆，是全球最长单根无接头 220kV 海底光缆。2019 年，公司交付 500kV 联网输变 电工程海底电缆项目，同年国际首创单根无接头大长度 500kV 交联聚乙烯绝缘海底电缆通 过出场试验。2020 年，公司全球海底光缆交付里程数突破 40000 公里。
公司控股股东为亨通集团，持股比例为 24.05%，实际控制人为崔根良，通过直接持股、通 过亨通集团间接持股的方式持有公司 18.15%的股权。此外，崔根良之子崔巍担任公司董事 长，并通过亨通集团间接持股的方式持有公司 9.93%的股权。
2017~2021年，亨通光电营业收入从245.56亿元增长至 412.71 亿元，年均复合增速13.86%； 受光纤光缆行业价格影响，公司利润率波动较大，2021 年归母净利润 14.36 亿元，同比下 降 35.82%；2022 年一季度开始回升，归母净利润 3.44 亿元，同比增长 30.26%。公司的海 洋板块包括海底电缆和海洋通信，营业收入从 2017 年的 5.20 增长至 2021 年的 57.52 亿 元，年均复合增速 82.37%，营收占比从 2.12%增长至 13.94%；毛利润从 2017 年的 1.59 亿元增长至 2021 年的 27.10 亿元，年均复合增速 103.19%，由于毛利率较高，2021 年毛 利率已达 47.11%，海洋板块的毛利占比从 3.05%增长至 41.16%。
亨通光电拥有海上风电作业平台、打桩船、嵌岩船等施工设备。其中，“亨通一航”钢质四 桩腿风电作业平台，型长 79m，型宽 38m，型深 6.8m，具备 2 套 6MW 风机组件存储能力， 可在 35m 以内水深进行海上风电机组的吊装作业及风机基础施工作业；“华电稳强”为 600 吨级海工船；“亨通蓝德”号风电基础桩施工船于 2019 年下水，长度超百米，其海上施工 作业范围可覆盖我国近海包括广东、福建、南海等条件恶劣的海域。“亨通钻 1”、“亨通 钻 2”拥有亨通海洋工程有限公司自主研发制造的大直径嵌岩钻机系统，可用于海上风电场 Ⅰ/Ⅱ/Ⅲ型桩嵌岩钻孔及大型桥梁基础桩施工。
4.4 宝胜股份
宝胜股份成立于 2000 年，于 2004 年上市，产品业务涵盖行业电力电缆、控制和仪表线缆、 高频数据和网络线缆、信号电缆、电磁线、架空线、建筑电线全部七大类、高中低压所有电 缆及系统、精密导体、高分子材料，并可提供电气工程设计安装、智能装备、光伏电站建设 EPC 项目总承包服务。 公司控股股东为宝胜集团有限公司，持股比例为 31.90%，实控人为中国航空工业集团有限 公司，通过宝胜集团、中航产业投资、中航机载系统间接持有公司 29.42%的股权；此外， 扬州市国资委通过宝胜集团持有公司 7.98%的股权。
公司具备较强的电线电缆生产经验，于 2015 年设立全资子公司中航宝胜海洋工程电缆有限 公司，2015 年未实际运营，2016 年出资完毕开始布局海底电缆行业。2018 年，公司与全 球最大的光纤、光缆、预制棒制造商长飞光纤光缆公司，合资经营中航宝胜海洋工程电缆有 限公司，公司、长飞光纤光缆的持股比例分别为 70%、30%，截至 2021 年 12 月最新一次 增资公告，增资完成后宝胜海洋电缆公司注册资本将扩充至 15 亿元，将有助于公司海缆海 工产能提升，进一步完善直流海缆、动态缆及脐带海缆的研发、生产工序，适应未来海上风 电发展对海缆产品及海工服务的创新需求。
目前，宝胜海洋电缆公司位于扬州经济技术开发 区，总投资 50 亿元，占地面积 40 万平方米，拥有 201.68 米全球最高的立塔。此外，公司 参股宝胜长飞海洋工程有限公司，长飞光纤光缆、公司持股比例分别为 70%、30%，2021 年 12 月公告的增资完成后注册资本将扩充至 8.50 亿元，有助于扩大海缆海工规模。
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