风电行业专题报告：迎来发展新阶段产业链龙头御风而上

  风能资源受地形的影响较大，世界风能资源多集中在沿海和开阔大陆的收缩地带。每年来自外层空间的太阳辐射能为 1.5×1018kWh，其中的 2.5％，即 3.8×1016kWh 的能量被大气吸收，产生大约 4.3×l012kWh 的风能。8 级以上的风能高值区主要分布于南半球中高纬度洋面和北半球的北大西洋、北太平洋以及北冰洋的中高纬度部分洋面上。大陆上风能则一般不超过 7 级，其中以美国西部、西北欧沿海、乌拉尔山顶部和黑海地区等多风地带较大。

  我国风电可开发资源充裕，“三北”地区占比较高。我国风能资源丰富，开发潜力巨大，在现存技术条件下，中国风能资源足够支撑 20 亿千瓦以上的风电装机。截至 2019年底，国内并网风电 2.1 亿千瓦，仅占潜在开发量的 4.4%，开发潜力巨大。受地域和气候影响，我国风能资源在地理分布上差异较大，风能资源集中分布在“三北”地区和东南沿海地区，其中“三北”地区约占到总蕴藏量的 69%。

  高风速优质资源区较少，位置集中在北方，且存在风能资源与电力需求区域错配的问题。根据《2019 年中国风能太阳能资源年景公报》数据，各省陆地 70 米高度平均风速在 4.0m/s-6.6m/s 之间，平均风功率密度在 96.6W/2-353W/2之间，其中 16 个省份年平均风的速度超越 5.0m/s。根据《低风速风力发电机组选型导则》，年平均风速不高于 6.5m/s、风功率密度不高于 320W/2的地区为低风速地区，全国仅有内蒙古和吉林两个地区为非低风速地区。另外，风能资源丰富的地区与用电需求负荷中心存在空间错配问题。风能资源丰富的三北地区工业基础较为欠缺，电力消纳能力弱；而经济发达、用电量需求大的城市电力负荷中心多集中在华东、华南、华中地区。供需空间错配容易引发弃风限电问题。

  近年来全球陆上风电装机放缓。2019 年全球陆上风电新增装机量为 54.2GW，同比+16%，2016 年以来全球风电景气度不高，2016-2018 年全球风电新增装机量负增长；截至 2019 年全球陆上风电累计装机量为 622.61GW，2010-2019 年 CAGR 13.60%。

  中国风电崛起，在全球风电新增装机占比逐步的提升。根据全球风能理事会统计，2019 年中国风电累计装机占全球 37%，较 2007 年提高 19pct。中国陆上新增风电装机在2010 年超过美国，排名全球第一。2019 年中国在全球陆上新增风电装机中的比例达到 44%。

  目前海上风电装机保持比较高增速。截至 2019 年底全球海上风电累计装机量为29.29GW。2019 年，全球海上风电新增装机量为 6145MW，同比+36.88%，年新增装机量创历史新高。

  我国风电开发程度较发达国家仍有一定差距。目前核能仍是欧洲的主要非化石能源， 但受福岛事故影响，近年来欧洲核能发电占比逐渐下降。风电在欧洲总电力中占比逐渐提升并成为第一大可再次生产的能源，2019 年欧洲风电在总发电量中平均占比 15%， 其中丹麦最高，达到 48%。国家能源局发布的《风电发展“十三”规划》中提出， 到 2020 年底，风电约占全国总发电量的 6%，这一比例距离欧洲仍有较大差距。

  四类分区大部分情况可实现平价上网。考虑不一样的区域所占国土面积比例和新增装机的区位特点，我们选取四类风能资源区分别进行讨论。以装机容量 10 万千瓦的风电场（以下简称为风电场）作为测算标准，选取 2018 年四类风区内海南和云南的利用小时数（1524h 和 2654h）的近似值为风电利用情况上下限，选取 2017 年山西和广东地区的含环保燃煤上网电价（0.33202 元/KWh 和 0.45296 元/KWh）的近似值作为上网电价上下限，测算风电场运营的 IRR。测算根据结果得出风电场若以燃煤价格上网， 其 IRR 在-3.63%-9.76%之间波动，则 76%的情况下风电能轻松实现平价。

  若选取四类风区 2019 年和 2020 年上网指导价格上限作为测算对象，其他条件与上述相同，从测算结果来看，在考虑竞价上网电价小于指导价格时，大部分区域也可以基本实现平价上网。

  在前两次风电周期中，周期下行主要受消纳与补贴的双重影响。2010 年弃风率较高， 同时新增装机达到周期高点。2011 年弃风率达到 16.2%，随后市场进入下行阶段。2015 年风电装机达到高点后，弃风率再次迅速爬坡，国家出台政策禁止红六省新建风电装机。

  弃风率下行，为周期向上提供保障。2019 年，弃风率下降，弃风电量 168.6 亿千瓦时，同比下降 39.13%，弃风率 4%，其中红六省弃风问题持续改善，截止 2019 年底，原红六省中，黑龙江、吉林和宁夏三个省份的弃风率已经低于全国平均弃风率，甘肃弃风率降至 7.6%，仅新疆的弃风率仍在 10%以上，为 2020 年装机规模增长提供保障。

  特高压建设促进风电有效消纳。《风电发展“十三”规划》提出充分的利用跨省跨区输电通道，促进风电跨省跨区消纳。我国目前地区间可再次生产的能源消纳水平任旧存在较大差异，从可再生能源电力消纳量占全社会用电量比重来看，全国 8 省（区）合计占比超过 40%，其中西藏、云南、青海和四川占比超过 80%。全国 10 省（区）占比低于 20%。2019 年全国共 20 条特高压线 亿千瓦时，其中输电可再次生产的能源 2350 亿千瓦时（含水电），在特高压总输电中占比 52.34%，同比增长 12.23%。 2019 年-2020 年期间需建设完成的特高压配套风电基地总容量达到 18.3GW，特高压建设将有效缓解风资源和电力需求区域错配的问题，促进“三北”等风电资源区弃风问题的解决，推进大规模风电的消纳。

  海上风电电价调整叠加中央补贴取消，海上风电短期或迎加速开发。2019 年起，海上风电上网标杆电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞价方式确定上网电价。2018 年底之前已核准的海上风电项目，若在 2021 年底前全部机组完成并网， 则执行核准时的上网电价，否则执行并网年份的指导价。此外，三部委联合发布的《关于促进非水可再次生产的能源发电健康发展的若干意见》提出，自 2021 年起，新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围。短期看，在海上风电价格调整和中央补贴取消的作用下，2020 年存量开发动力强劲。长期看，目前海上风电依然存在成本高和建设难度大等问题，集中开发可能为产业技术升级和规模效益提供助力。

  企业陆续复工，一季度装机需求后移。2020 年 Q1/Q2 国内风电装机规模分别为2.36GW/4.28GW，分别同比下滑 50.6%/0.7%。由于需求端大量的风电存量订单需要在 2020 年底以前实现并网，短期停工不影响风电景气度持续。随着产业链上下游企业陆续复工。预计因疫情而后延的需求有望递延至三、四季度甚至是 2021 年。

  风电产业链可分为上游原材料、中游制造（零部件和整机）以及下游风电运营商三大部分。关键原材料最重要的包含用于发动机制造的稀土永磁材料，用于叶片制造的玻璃纤维、碳纤维，以及用于塔架制造的中厚板钢材。关键零部件最重要的包含发电机、轮毂、轴承、齿轮箱、控制管理系统、叶片、塔架这几部分。其中，叶片、齿轮箱是风电机组成本构成中所占比例最大的。对于直驱式风电机组，其关键零部件中没有齿轮箱， 但其发电机成本很高，总成本比同级别的双馈风机高。风电整机供应商将以上零部件整合制造成为风电机组再出售给下游的风电运营商。

  4.1 、 风机：2020H1 招标价、招标量双双回落，风机功率大型化趋势明显

  下游需求萎缩，风电招标量价齐跌。2020 年以来受下游需求影响，风机招标价格回落，2020 年 2 月风机招标价格达到历史高位，2.5MW 和 3.0MW 招标价格分别为 4155元/kW、4040 元/kW，截止 2020 年 6 月，价格分别回落至 3707 元/kW 和 3507 元/kW。风机招标量也在持续下跌，2020Q1 和 2020Q2 招标容量分别为 4.3GW、6.7GW，同比-71.14%和-61.49%；随着二季度抢装潮的来临和疫情的逐步控制，风机招标量和新增装机量有所回升。

  整机企业订单量、预收账款增长迅速，将逐步兑现业绩的增长。尽管上半年风机招标量回落，但是头部企业订单仍旧充足。2020H1 明阳智能的在手订单量已达到了15.13GW，同比增长 23.6%。金风科技 2020H1 在手订单达到了 17.96GW。另外，2020H1 两家企业的预收账款也有较大幅度的增加，金风科技预收账款+合同负债为172.68 亿元，同比增加 147.68%。明阳智能预收款+合同负债为 102.35 亿元，同比增加 323.6%。短期疫情造成需求的回落不改长期风电景气度的上升。

  竞争格局稳定，金风科技龙头地位稳固。2010-2019 年，国内风电整机制造企业历年新增装机前十企业市占率在 80%-90%左右。2013-2019 年，新增装机前十和前的企业占比逐年提升，CR5 由 54.10%提升至 73.43%，CR10 由 77.77%上升至 92.18%， 头部效应明显。同时，2013-2019 年，有十家整机企业连续六年位居新增装机排名前十，行业格局稳定。以 2018 年排名新增装机前十的企业为例，回顾这十家企业近九年的装机量情况，金风科技表现抢眼，装机量连续九年国内排名第一，2018 年占据市场高达 32%的份额，与第二名保持较大差距，龙头地位稳固。

  风机功率向大型化发展。中国风能协会多个方面数据显示，我国新增装机平均功率自 2008 年的 1.2MW 提升至 2018 年 2.2MW，增长了 79.8%。2008 年，1.5-2.0MW 是新增装机的主力，占全国新增总量的 59%。而到了 2018 年，2.0-2.5MW 机组成为了主要的新增机组，占全国新增总量的 73%。

  双馈式与直驱式发电机组优势互补，互相促进。双馈风电机组采用典型的高速齿轮箱+异步发电机+部分功率变流器的传动形式，双馈型机组转速较快，齿轮箱输出端齿轮容易损坏，维修量较大。直驱式发电机组中叶轮通过主轴直接与永磁同步发动机组相连，通过全功率变流器接入电网，发电机转速较低，叶轮直径较大，制造和运输挑战较大，但可靠性较高。半直驱风电机组结合了直驱和双馈风电机组的优势，通过风叶带动齿轮箱来驱动永磁同步电机发电，齿轮箱的调速较双馈方式低。在满足传动和载荷设计的同时，结构更为紧凑，重量轻。双馈技术由于技术较为成熟，使用时间比较久，且成本较低，目前仍然是业内的主要选择。

  国内三大有突出贡献的公司风机技术路线选择各异。金风科技的风机产品全部使用直驱发电机，额定功率最高可达到 8.0MW，引领国内风机企业未来的发展。金风科技的 GW175-8.0MW 海上风机于 2019 年 9 月 25 日推出，是国内首台具有完全自主知识产权的国产 8MW 机组。金风科技的风机叶片也秉承大叶片的原则，叶片直径从 121m 到 184m 不等。明阳智能的风机在低功率平台选择了双馈技术。在中高功率平台为了使风机机组重量和体积保持在较小的范围内，明阳智能选择使用半直驱技术。明阳智能的产品线覆盖范围在三家有突出贡献的公司中最广，额定功率覆盖 1.5MW 至 7.25MW，叶轮直径从 70m 至 178m。凭借着覆盖面广的产品线，和灵活的技术路线选择，明阳智能未来的市占率有望进一步得到提升。远景能源的风机全部使用双馈技术，目前只有 2.X、3.X、4.X 三个平台，还没有推出大功率的风机。在风机功率大型化的趋势下，远景能源未来市场占有率可能会有较大的下降。

  企业叶片业务向好，2020H1 中材科技叶片营业收入达到 15.86 亿元，同比增长113.54%。天顺风能叶片业务也发生迅速增长，2020 年上半年叶片收入 6.43 亿元， 同比增长 153%。此外，两企业叶片业务的毛利率也都出现了增长，天顺风能叶片毛利率由 2017 年的 3.27%增长至 2020 年上半年的 25%，中材科技叶片毛利率从 2017 年触底后回升到 2019 年上半年的 23%。

  短期内叶片将继续处于供不应求的状态。1）大功率叶片趋势增加了行业进入的技术壁垒，小企业对大型叶片产能的贡献有限。2）重要原材料巴沙木供应紧张。巴沙木高度轻量化的特点与叶片轻型化的要求相符，因此对巴沙木的需求大增。上一轮风电上升周期过后巴沙木价格由于供过于求而下降，进而导致种植量随后的一下子就下降， 叶片扩产周期在一年到一年半，而巴沙木的生长周期一般为 4-5 年，因此短期内巴沙木供给仍将处于紧张状态。3）在叶片产线投资中，模具占较高的比重，且目前叶片迭代速度较快，很多模具还未满有效期，由于其对应的叶片需求下降而处于闲置状态或被报废。在叶片型号快速迭代的背景下，许多叶片制造商对扩产持较为谨慎的态度。

  大型化叶片降低度电成本，技术壁垒利好龙头。叶片大型化为风电资源相对较弱的区域提供了风电经济可行性。据 GE 测算，若叶片直径从 116m 增加到 160m，则发电量可提高一倍并降低 30%的度电成本。风机大型化是降低风电成本的重要方法，而叶片大型化是风机大型化的主要方式。据明阳智能测算，叶片约占风机总成本的23.3%，是风机成本中最大的单项零部件。大功率叶片转型中的装备升级与智能化生产提高了行业的进入门槛，技术上的壁垒将保障头部公司未来身位的领先。

  叶片大型化趋势明显，迭代迅速。风轮由叶片和轮毂组成，其直径部分主要为叶片。CWEA 统计结果为，2018 年平均风轮直径达到 120 米，同比增长 6.67%。2008-2018 年平均风轮直径的CAGR 为 6.32%。由于“红六省”未完全解禁，风电装机向低风速资源区转移的趋势明显，此外，海上风电装机对叶片长度有更高的要求，因此预计叶片及风轮长度增长的趋势还将继续维持。

  叶片轻量化是大型化趋势的必然要求，碳纤维等新材料有研发空间。大尺寸叶片的制造需解决叶片质量增加而带来的气动弹性耦的问题。叶片长度的增长将使其重量增加，因此导致气动效率降低，进而影响发电量。因此，需兼顾叶片的大型化和轻薄化。此外，叶片重量增加，还将带来机组运转载荷及运输便利性的问题。目前市面主流风机厂商广泛采用巴沙木这一号称世界上最轻的木材作为夹心材料来减轻重量。为实现叶片轻型化，对叶片新型结构的设计及对碳纤维和高模高强玻璃纤维等新型材料的研发也将成为未来的研究方向。

  受大型化趋势影响，CR5 市占率持续提升。风机功率的提升对叶片大型化提出了更高的要求，而叶片的大型化和智能化生产有较高的技术壁垒。由于叶片的迭代速度较快，且大型化趋势不可逆，行业落后产能会被迅速出清。国内风电叶片头部企业市占率不断攀升，2019 年，风电叶片行业 CR5 市占率达 68%以上。伴随海上风电发展、装机区域转移和竞价上网等因素的影响，叶片大型化趋势还将继续，行业集中度将继续提高。

  中材科技连续九年市场占有率第一，技术实力与产能突出。中材叶片创立于 2007 年6 月，是中材科技的全资子公司，负责风电叶片业务的经营。公司产能相对优势显著，年产能位居全国第一。在行业总体生产单只叶片需要 36-48 小时的情况下，中材科技能控制在 24 小时内完成单只叶片的生产。技术方面，公司产品类别丰富，2MW及以上大叶片占主导地位，且拥有开发海上超大叶片的技术。此外，公司客户资源优质，与金风科技和远景能源等龙头整机厂开展深度合作，公司有望享受风电下游市场中客户增长的红利。

  钢板价格振荡维稳，风塔利润空间扩大。风塔制造的主要原材料为钢板，钢板价格变革对风塔毛利率有较大影响。2013-2015 年，由于钢铁行业产能严重超过标准，钢材市场价格持续下跌。风塔毛利率也因此大幅度上升，四家有突出贡献的公司的平均毛利率由 21.15%上升至 31.29%。2016-2018 年，钢铁行业淘汰落后产能、钢材市场价格呈上涨的趋势，风塔毛利率回落至 2013 年的水平。2019 年以来钢材市场价格在 4000 元左右振荡维稳，2020H1 风塔毛利率小幅度回升。

  风塔单位售价回调，单吨毛利率逐步改善。2020 年上半年，龙头公司天顺风能的风塔销售单价从 2019 年 8987 元回调至 8198 元，同比-10.87%；尽管如此，天顺风能风塔单吨毛利逆势升至 2048 元，同比增长 8.76%。

  天顺风能在国内塔筒行业中优势逐步扩大。国内塔筒上市企业主要有天顺风能、泰胜风能、天能重工和大金重工，其中天顺风能是国内风塔行业的领军企业。2011-2019年，天顺风能凭借着绑定 Vestas、GE、西门子歌美飒、金风等全球大型风电整机厂商的客户优势，风塔业务营业收入逐步与其他三家上市风塔企业拉开差距。2020H1 天顺风能塔筒营业收入 21.32 亿元，竞争优势不断扩大。

  天顺风能预收账款高增长将逐步兑现到业绩高增长。天顺风能自 2017 年以来，预收账款保持高增长趋势，半年度的预收账款同比维持在 60%-70%的高增长水平。2019年，天顺风能的预收账款高达 4.64 亿元，同比增长 173%。天顺风能预收账款的增长预示着其在手订单的高增长。随着大量订单的逐步兑现，天顺风能的营收也将迎来高增长。

  风塔企业的产能多分布在沿海和三北地区。风塔企业的产能布局主要围绕着沿海和三北地区。位于沿海的生产基地主要对接海上风塔和出口产品，方便运输体积和重量相对较大的风塔。位于三北地区的生产基地主要对接平价大基地。沿海地区方面， 天顺风能、天能重工和泰胜风能都有多个生产基地。三北地区方面，天顺风能、泰胜风能都在内蒙古包头建厂，位置优势较大。天能重工和泰胜风能还各有一个生产基地位于新疆，距离平价大基地也较近，可共享下游建设平价大基地的红利。

  天顺风能发展势头良好，布局全球市场。天顺风能的国内产能目前总计达到70 万吨， 远超国内其他风塔企业，奠定了国内行业龙头地位。天顺风能还积极布局海外市场。

  天顺风能客户覆盖全球风机巨头。天顺风能的风塔客户主要覆盖 Vestas、GE、西门子歌美飒、金风科技等全球风机巨头。装载的风机功率主要在 2.5MW 以上，产品线覆盖范围较广，在装风机功率可高达 8MW。公司与 Vestas 深度绑定，2011 年和 2017 年分别和 Vestas 签订了长达三年和年的塔架采购协议，有效期至 2020 年。我们预计天顺风能和 Vestas 等全球大型风电整机厂商的合作伙伴关系会继续保持稳定，有望持续享受风电下游市场红利。

  高风筒发展的新趋势，提高发电利用能力。风速在空中水平和（或）垂直距离上会发生明显的变化，不同高度在不同风切变下的风速有明显区别，高切变下，高度增加会明显提升风速。由于风电功率与风速的三次方成正比，高塔筒可以明显提高风电发电功率，降低度电成本。以 0.3 的风切变为例，塔架高度从 100m 增加到 140m，年平均风速将从5.0m/s 增加到 5.53m/s，某 131-2.2 机组的年等效满发小时数可从 1991h 增加到 2396h，提升了 20.34%。高风机塔架生产所带来的成本和技术方面的要求较高，在执行标杆价格时不会受到较大青睐，全面竞价上网将使企业对成本的关注更大的转移到风电的全生命周期成本，高塔架对低风速地区的风电发展将起到有效促进。

  风塔具有一定的技术壁垒和客户壁垒，新晋竞争者进入市场有一定难度。由于风塔常年在野外恶劣环境下运行，客户对风塔的可靠性要求比较高，运行寿命一般要保证20 年，塔筒制造具有一定的技术壁垒。具体包括在法兰平面度要求、法兰的内倾量要求、焊缝的棱角要求、错边量控制、厚板焊接和防腐要求等。另外，整机厂商通常会对塔筒供应商进行严格的认证，并对其后续生产进行持续的督导与指导。龙头塔架企业一般都与下游客户建立了长久的合作伙伴关系，拥有优质的客户资源，新晋竞争者进入市场有一定难度。

  风电铸件种类非常之多。以铸件有突出贡献的公司的风电铸件产品为例，风电铸件最重要的包含箱体、扭力臂、轮毂、壳体、底座、行星架、主框架、定动轴、主轴套等。

  铸件是技术密集型和资金密集型行业。铸件生产的全部过程最重要的包含铸造和精加工两大环节。铸造环节生产毛坯铸件。随后的精加工工序根据毛坯铸件的形状特点及产品使用上的要求，采用车、铣、刨、磨、钻、钳等技术方法进行去除加工，以达到交付状态。精加工环节既需要高精度的设备投入，也需要技术熟练的工人操作。另外，风电铸件精加工生产线的建设资金投入较大。非公有制企业限于前期资金实力、风险承担接受的能力制约，往往优先投资毛坯铸造这一核心流程，精加工工序通过外协解决。

  铸件的成本受生铁等原材料价格影响较大。2016 年-2019 年，铸件龙头日月股份主营成本中，直接材料占比过半，铸件原材料最重要的包含生铁、废钢和焦炭等。其中生铁的价格对成本影响最大，占直接材料成本的 50%左右。自 2016 年起，随着钢铁行业淘汰落后产能基本完成，钢铁景气度回升，生铁价格持续回升，导致铸件的直接材料占比由 2016 年的 54.2%上升至 2018 年的 70.2%。我们预计未来生铁价格依然是影响铸件成本的最主要因素。

  原材料价格逐步稳定，风电铸件毛利率有所回升。2016 年-2018 年，随着生铁、废钢等主要原材料价格大大上涨，风电铸件的毛利率也进入下行通道。日月股份风电铸件毛利率从 2016 年的 34.59%下降至 2018 年的 21.64%，降低了 12.95pct。2019 年以来，生铁和废钢价格逐步稳定，叠加铸件销售价格持续上涨，风电铸件毛利率开始回升。2019 日月股份风电铸件毛利率回升至 25.32%。下游风电铸件需求随抢装持续扩大， 铸件销售价格持续上涨，叠加生铁和废钢价格回稳，风电铸件毛利率有望继续回升。

  4.4.2、 竞争格局：整体铸件中国主导，日月股份风电铸件约占全球十分之一

  整体铸件生产的重心从发达国家转移至中国。欧洲、日本和韩国等发达地区有一些历史悠远长久，技术水平先进的铸件制造企业，包括法国克鲁索、德国辛北尔康普、日本制钢所、日本铸锻钢公司、神户制钢、韩国斗山重工等。但由于铸件是能源密集型和劳动密集型行业，铸件制造业的重心近年来从发达国家转移至中国、印度等发展中国家。铸件生产的全部过程中需要耗费大量的资源和能源，以及使用大量的技术工人。发达国家受环保压力、人力成本等因素影响，近年来铸件产量较小。同时，中国基础设施建设、风电建设不断推进，也带动了对铸件的需求。

  国内方面，国企保持行业领头羊，非公有制企业在细致划分领域占据优势并持续不断的发展壮大。在行业发展初期，以一重、二重、上重、中信重工、大连重工等为代表的国有铸件企业占据市场主导地位。这些国企主要给集团内部的成套设备提供配套铸件，较少参与市场化竞争。以日月股份、永冠集团、吉鑫科技以及山东龙马为代表的非公有制企业后期发力，为其他市场化成套设备制造商提供配套铸件。其中日月股份、永冠集团、吉鑫科技、佳力科技是上市公司。

  日月股份占中国风电铸件市场 15-22%，目前扩产积极。2019 年，日月股份风电铸件销售量分别为 25.53 万吨，按照中国铸造协会估算，每 MW 风电整机大约需要 20-25吨铸件。目前，日月股份有三个扩产在建项目，包括“年产 10 万吨大型铸件精加工建设项目”、“新日星年产 18 万吨（一期 10 万吨）海上装备核心部件项目”，以及“年产12 万吨大型海上风电核心部件精加工生产线建设项目”。随着上述项目逐步落成， 日月股份的产能将有大幅度提升，有望强势占领市场。

  海上风电带动海缆需求量开始上涨。由于海上风电有风能资源丰富、发电利用小时数高、不占用土地等优点，风电开发逐渐从陆上风电向海陆风电双重发展。海上风电的建设需要在海底铺设海缆用于电力的传输。我国海上风电通常采取二级升压（少数采用三级）的方式将电力传输回陆上。二级升压即指风电机输出电压 690V 经箱变升压至35kV 后，分别通过 35kV 海底电缆汇流至 110kV 或 220kV 升压站，最终以 110kV 或220kV 线路接入电网。三级升压则将输出电压 650V 依次通过 35kV、110kV 和 220kV 三次升压，最后并入电网。因此目前海缆的规格多分为 35kV、110kV、220kV 三大类。随着海上风电进一步向远海发展，海缆未来还会向 500kV 发展。

  海缆性能要求更高，技术门槛高。1）海缆生产工艺流程较多。由于海底的环境复杂且海水具有强腐蚀性，海缆相较于陆上电缆技术更复杂，生产难度较大。海缆的生产流程相比陆上高压电缆的生产多了约 50%的工艺流程。对比东方电缆 220kV 海缆和陆缆产品，海缆结构比同样电压的陆缆结构多了近一倍。2）要掌握接头、敷设、施工的核心技术。海缆的接头技术、敷设设计施工要求更高，需要专门的技术和设备。3）海缆长度更长。海上风电项目距离陆地较远，通常采取一次性运输大长度海缆的方式节约运输成本。而大长度海缆也对制造的稳定性、一致性要求非常高。

  海缆成本主要受铜等原材料价格影响。龙头公司东方电缆的海缆成本构成中，原材料占比达到 90%以上。其中铜材料的占比最大。另一家龙头公司中天科技披露铜材料占其海缆总成本的 65%左右。依据以上信息推算，铜材料在海缆原材料成本中大约占 70%左右。为了对冲铜价对海缆成本的影响，部分企业通过期货套期保值、签订远期合同来规避价格波动的风险。

  东方电缆订单量大且连续性强，支撑业绩增长。2005 年以前，海缆市场主要由国外的海缆企业垄断，最重要的包含耐克森、普睿司曼、阿尔卡、特朗讯、泰科和日本富士通株式会社等。目前在国内具备海缆制造和施工能力的企业还较少，主要有中天科技、东方电缆、亨通光电、汉缆股份等，其中东方电缆和中天科技是第一梯队。

  海缆具有资金壁垒和资质壁垒。海缆生产要巨大的前期资本投入。东方电缆 2016年募投一个海缆生产基地需要约 8 亿元的总投资，其中设备购置 2.5 亿元。另外，海缆生产需要取得国家的实行生产许可证以及通过强制性产品认证。海上项目竞标还设有客户验证环节，对供货经验和业绩有要求。

  海缆技术向直流化发展。相比于传统的直流输电，柔性直流技术具有众多优势，是目前远海风电最优的选择。在柔性直流输电并网方案中，需要在风电场增加一个海上换流站，将交流电转换为直流电，再通过直流海缆传回到陆地上的换流站，然后再以交流电并网。虽然直流柔性技术增设了更多的中间环节，但其能大幅度解决海上长距离输电的问题以及改善风电场并网性能。柔性直流输电的优势体现在：1）孤岛供电。传统的直流输电是点对点单向输电，不能像没有电源点的电网送电。而柔性直流输电可以灵活双向调配电能，可以直接向海上孤岛等偏远地区供电。2）可独立控制有功功率与无功功率。柔性直流输电不需要单独配置无功补偿装置，运行方式灵活， 提高系统可控性。3）长距离输电损耗小。使用交流电缆输电时，海水与电芯形成的电容效应会随海缆长度增加而增大，损耗电能，输送到终端的有效电能少。柔性直流输电过程中电能基本保持恒定。4）携带多个站点的电能。柔性直流输电可以携带来自多个站点的风能，达到多个城市的负荷中心。目前中天科技、东方电缆、亨通光电和汉缆股份都有柔性直流输电的技术，主要使用在在远海风电项目中。

  大长度海缆、软接头技术是海缆核心技术。由于海缆连接处比单段海缆本体更脆弱， 更容易出现一些明显的异常问题，目前市场趋向于使用连续长度大的海缆，以减少风险。在单根无接头海缆不足以满足长度需求的情况下，海缆制造商会运用软接头的工艺，将多段单根无接头的海缆连接到所需要的长度。另外，软接头技术也是修复海缆故障的重要手段。软接头的工艺技术方面的要求非常严苛，需要保证在接头处海缆的各项性能与单段海缆本体的性能基本一致。大长度无接头海缆和软接头技术的研发，是实现大长度海缆的基础，也是海缆生产企业技术先进性的集中体现。

  海缆业务由单纯提供海缆装备转向总包。海缆业务涉及海缆设计、研发、生产、运输、敷设、维护、配套多重环节。在行业发展早期，海缆企业仅涉足海缆设计、研发、生产这些前端环节。敷设由专业的海工企业完成。但随着海缆企业实力增强，逐步具备了海缆项目总包的能力。以东方电缆为例，2018 年之前公司中标项目全部为海缆及附件，并未涉及敷设施工。2018 年和 2019 年，东方电缆各中标了 2 个总包项目， 分别占全年中标金额的 33.5%和 26.1%。中天科技在 2019 年中标的 2 个海缆项目全部是总包项目，总金额高达 39.94 亿元。我们预计未来海缆招标模式会促进从装备采购转向整包，具有先发优势的有突出贡献的公司市场占有率将逐步提升。