。《“十四五”可再次生产的能源发展规划》提出，积极推动近海海上风电规模化发展，开展深远海海上风电平价示范。加快推进海上风电集群化发展，重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾五大海上风电基地，在广东、广西、福建、山东、江苏、浙江、上海等地推动一批百万千瓦级深远海上风电示范工程开工建设。此外，据我们统计，全国各省已发布的“十四五”海上风电规划总装机量近60GW。

  海上风电发电量高，投资所需成本下降带来高预期收益。2021年海上风电并网新增装机16.5GW（并网口径），同比增长高达452%，累计装机达26.38GW。“3060”目标提出叠加海风平价周期到来，海上风电进入快速增长期。不同于陆上风电风资源与用电负荷地理分布不协调，我国海上风电靠近用电负荷高的东南沿海地区，利于清洁能源就地消纳，减少了远距离输配电压力及弃风弃电现象，且海上风速更高，静风期短，年发电小时数明显优于陆上风电，可达3000小时之后。随着风机大型化带来的成本降低，海上风电的高利用小时数使其拥有非常良好的经济潜力。

  海风可开发资源量高，未来仍有广阔成长空间。根据中国工程院测算结果，我国50米海深内的近海可开发面积中，目前累计装机规模不足海风可开发潜力的1%，拥有非常良好发展空间。据GWEC对2021-2031年全球海风装机预测数据及结合有关政策，我们预期2022-2025年国内新增海风新增装机规模分别为4.5/11.0/13.0/15.0GW，年均复合增速为49.4%。

  海风中应用两种海底电缆，用于风场内风机之间连接的海缆为场内海缆，用于风机并网的海缆为送出海缆，海底电缆是海上风电建设的重要部分。

  招标时间方面，通过一系列分析三峡阳江西沙扒、三峡长乐外海、中广核惠州港海上风电项目的招标情况，得出一般首先进行风机招标，海缆招标在其之后2月左右；施工时间方面，通过一系列分析三峡阳西沙扒四、五期海风项目和华电阳洲三海风项目的施工进度计划，得出一般海缆在T+8月左右开始施工（T+0月为整个工程的开工时间）。

  典型的海缆包括单芯和三芯交联聚乙烯绝缘海缆。电线电缆是用于传输电（磁）能信息和实现电磁能转换的线材产品，按产品用途，可大致分为电力电缆、裸导线、装备电缆、绕组线及通信电缆、光缆等五个大类。其中，电力电缆可根据使用场景分为海缆和陆缆两类，海缆主要使用在于海上风电、海洋油气开采、陆地与岛屿间电力、通信传输等领域，典型的海缆包括单芯和三芯交联聚乙烯绝缘海缆。

  目前国内海风场内海缆多为35kV中压电缆，送出海缆多为220kV超高压电缆。电力电缆也可按照电压等级规划区分为低压电力电缆、中压电力电缆、高压电力电缆、和超高压电力电缆，其中用于风电场内风机互相连接的场内海缆的电压等级一般为35kV，属于中压电力电缆，用于风机并网的送出海缆的电压等级因风场离岸距离不同而不一样，通常，潮间带项目通常用35kV海缆，近海项目（通常距离海岸10-50km范围内）一般选择220kV及以上的交流高压海缆，80km以上的远海项目，则可考虑采用柔性直流海缆进行并网。

  海上风电发展深远海化趋势明显。近海风电场址资源日趋紧张，远海风能资源相对来说更加丰富，海上风电建设离岸距离持续不断的增加。据美国能源部风能技术办公室数据，长期看，2024年以后全球海风项目离岸距离持续上升。此外，据不完全统计，国内已并网海上风电项目平均离岸距离为34.0km，未并网海上风电项目平均离岸距离为36.3km，平均离岸距离上升6.9%，表明海风呈现向深远海发展的趋势。

  海上风电发展呈规模化、集群化发展的新趋势。一方面，海上风电机组平均功率逐步的提升，据CWEA数据，新增海上风机平均功率由2016年的3.8MW上升到2021年的5.6MW；另一方面海上风电场容量规模持续不断的增加，据风电头条、北极星风力发电网不完全统计，当前已并网海风项目平均容量约310MW，未并网海上风电场平均容量约570MW，特别地，广东地区青洲五六七、帆石一二等多个海风项目容量已达1GW，可见海上风电发展规模化、集群化趋势显著。

  •目前国内海上风电场普遍采用35kV交流集电方案。随着风电场规模以及单机容量增加，66kV交流集电方案将更具经济性：从投资成本看，若单风机容量为8MW，一根400mm2截面的35kV电缆上仅可以连接3台风电机组，而同等截面的66kV电缆则可以连接6台风电机组，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；从运维成本看，66kV集电方案的系统有功损耗较低，由此减少了海缆的运维费用。

  •目前中广核象山涂茨项目，粤电青洲一、二海风项目，三峡青洲五、六、七海风项目等都将采用66kV集电海缆。

  集电海缆高电压等级趋势使得海缆单位价值量提升。对于部分集电海缆招投标数据来进行统计，35kV海缆含税价格在200万元/KM左右，而中广核象山涂茨项目66kV海缆含税价为332万元/KM，粤电青洲一项目66KV海缆含税价甚至高达458万元/KM，可见相比35kV海缆，66kV海缆的单位价值有所提高。

  风场规模化推动送出海缆由220kV向330kV/500kV电压等级转变。

  •国内已并网项目规模比较小，因此基本采用220kV交流送出海缆，一般都会采用单回三芯结构，输电能力180-350MW。随着风电场规模不断增大，海缆输送容量要求逐步的提升。220kV更大截面海缆以及500kV海缆输电能力可达到400MW以上，但此前受技术限制需采用单芯结构，单回需铺设3～4根，而当前技术已能够支持生产500kV三芯交流海缆，减少海缆根数用量，降低了海底走廊占用面积。

  •目前粤电青洲一、二海风项目将采用500kV三芯交流海缆，三峡青洲六海风项目将采用330kV交流海缆。

  送出海缆电压截面越大、等级越高，单位价值随之提升。根据以往部分送出海缆招标情况统计，3*500mm2型号的220kV海缆含税单价在440-520万元/KM左右。横截面积越大价格越高，例如三峡阳西沙扒三、四、五项目采用3*1000mm2规格的220kV海缆，含税单价高达707万元/KM。此外更重要的是，粤电青洲一、二项目采用500kV三峡交流海缆，含税价格达到1247万元/KM，是3*500mm2型号的3倍，可见高电压等级推动海缆单位价值不断上升。

  直流海缆输电系统线路损耗较小，更适用于长距离输电。海缆输电系统成本包括换流站/变电站、电缆线路、电缆敷设、并联电抗器、维护、换流站/变电站损耗、线路损耗的加和，由于直流系统换流站成本很高，距离较近时，直流系统成本高于交流系统。但随着风电场离岸距离增加，交流系统的维护和损耗成本增加，此时直流海缆输电系统将更具有经济性，行业内经验是离岸距离在70km以上时需要直流海缆。

  中长期看，柔性直流方案成为中大型海上风电场并网主流方式。柔性直流输电技术具有控制灵活、无需电网提供换相电压、为风机提供同步交流电源支撑等优势，同时采用柔直技术能节约海上平台空间，减弱风电波动性，是一种很适合海上风电并网的输电技术。目前国内外已经投运的远距离大容量风电场均采用柔性直流输电技术作为并网方案。

  海缆占据海上风电总投资规模10%-12%。海上风电产业链的上游是零配件生产企业，包括叶片、齿轮箱、主轴、轴承生产企业等，零配件的下游包括整机制造、升压站平台和输电系统，海缆包括在输电系统中，其下游为设计、EPC总包方和运营商。

  海底电缆价值占比有望逐步提升。根据CWEA针对北方某海域不同开发规模设计的具体方案的数据，随着风电场规模的扩大，海底电缆价值占比呈上涨的趋势。一方面，规模增大使得远端风电机组与海上升压站的距离增加，场内海缆投资上升；另一方面，规模扩大使得送出海缆所能承受的容量达到极限，需视规模增加送出海缆的回数，增加了送出海缆的投资。

  估算2021年全国海底电缆市场空间约为334亿元。2021年国内新增海风装机14.48GW（吊装口径），水规院统计每GW投资210亿元的市场平均投资水平计算，2021年海风整体投资为3041亿元，其中海底电缆（含敷设）大约占海上风电投资规模的10%-12%（按11%估算），因此测算2021年全国海底电缆市场空间为334亿元。

  预测2021-2025年全国海底电缆市场空间持续增长，2025年达到385亿元。针对2021-2025年的市场空间，采取同样的方式来进行测算。假设1：预计2021-2025年的国内海风新增装机分别为14.48/4.5/11.0/13.0/15.0GW；假设2：由于海风持续降本，假设每年海风单GW投资额降低5%。假设3：海缆单GW价值占比有望上升，则假设2021-2025年海缆价值占比为11%/12%/13%/14%/15%。最终测算出至2025年国内海缆系统市场空间达385亿元。

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  （特别说明：本文来源于公开资料，摘录内容仅供参考，不构成任何投资建议，如需使用请参阅报告原文。）