风电设备海缆：高压+柔直升级，国内+海外双击

海缆是海上输电的“血管”，朝着高电压、柔直发展。海缆按照作用及所处风电场位置，海缆可分为阵列缆和送出缆。阵列缆主要用于汇集风电机组发出的电能，传输到海上升压站，譬如“毛细血管”，目前主流电压等级为35kV，正在向66kV发展。送出缆用于将升压后电能输送至陆地集控中心，譬如“大动脉”，目前应用最多主流电压等级为220kV，正在向330kV和500kV/柔直发展。 技术、资质、码头构筑海缆高壁垒。 1）技术：长期敷设海水下，阻水性能、绝缘性能要求高，因此对技术要求更高。深远海发展更考验海缆技术的升级，而技术升级带来难度成倍增长，具有更高电压、柔直技术储备的企业更加竞争力。 2）资质：海缆单次事故后维修成本较高，业主更注重海缆资质验证及历史业绩背书，因此具有丰富海缆交付经验的企业的拿单能力更强。同时海外订单需要海外验证资格认证，只有通过资格认证才有机会参与欧洲海缆项目招投标。 3）码头：为降低海缆的故障率，海缆追求连续的生产，减少海缆接口数，使得单公里海缆重量超过40吨，生产设备、厂房等须依码头建设，方便海缆直接通过传输带运输至运输船转盘储存外送。 国内市场，2024年海风开始加速建设。2023年Q3以来，限制性因素影响逐渐解除，沿海各省海上风电项目推进取得一定突破，部分项目取得明显进展，海风项目加速推进。江苏三大项目有望Q2末逐步开工，且后续有望迎来第二轮海风竞争配置；广东预期青洲567、帆石12均有望年内开工。山东市场稳步建设，福建、海南、广西、辽宁、河北建设需求有望在2024年起量。整体看，预期2024年海风实现10GW+并网，海上预计实现15-20GW招标，海风高景气发展。 欧洲海风建设起量准备，海缆需求有望外溢。WindEurope表示，2023年欧洲完成300亿欧元新增海上风电项目投资，刷新近年来历史新高记录。考虑海外主要经济体政府后续海风项目拍卖时间表，丹麦风电运营商沃旭能源（Orsted）统计2024年海外有望启动超40GW海风项目竞标拍卖，Orsted预计2024年或将迎来海外海上风电项目资源集中释放。此外，2023年维斯塔斯、西门子歌美飒分别实现海上风电新增订单同比+382.0%、+193.7%，均创近年海风新增订单新高，项目订单区域主要来自欧洲市场。 此外海外三大海缆巨头2024Q1在手订单高增，其中Prysmian、Nexans海缆在手订单规模分别为131、67亿元，较2023年底增长58%、10%。海外海缆企业订单高增，或将带来供给偏紧，欧洲订单有望向国内外溢。 海风高景气发展，海缆环节抵御通缩属性最强。据不完全统计，总计达29.1GW海上风电平价项目已初步明确使用高压/柔直送出缆，目前能生产高压/柔直海缆的企业以头部厂商为主，由于海缆需要2-3年质量验证和产能建设等审查，因此预计高压/柔直海缆至少2-3年内竞争格局稳定，海缆整体盈利性、价值有望维持。 投资建议：重点关注具备海外海缆中标经验的国内龙头东方电缆、中天科技、亨通光电；其次国内海风起量海缆需求高涨，起帆电缆、太阳电缆、宝胜股份、汉缆股份等国内企业，后续有望迎来业绩高增。 风险提示：风电行业发展不及预期、海上风电项目开工不及预期、行业竞争进一步加剧的风险、原材料价格变动风险、统计和测算误差风险。 重点标的 股票代码 一、海缆是海上输电的“血管”，柔直+高电压等级是海缆发展必然趋势 1.1海缆承担海上输电“血管”作用，要求更高的抗腐蚀等性能 海底电缆是海上风电机组向陆地输送电能的唯一通道。目前，海上风电项目所用的海缆主要是海底光电复合缆。海缆在整个风电场的运行结构中同时扮演着“血管”和“神经”的角色，除了承担向陆上电网传输电力的功能外，其内部的光缆，是风电场通信信号的通道。由于长期运行于复杂的海底环境，海缆在抗干扰、抗腐蚀等方面要求高于陆缆，需要阻水导体和缓冲阻水层以满足阻水性能，需要沥青来防腐和防水，整体对技术和性能的要求较高。 图表1：海上风电海底电缆位置图（上图为交流送出，下图为柔直送出） 海缆占风电场投资成本的10%。我国海上风电项目投资成本地域性差异较大，主要由于每个海域的海床、地址、水文条件不同。闽粤地区部分嵌岩海床的施工成本较高。常规海上风电项目投资成本按照实体模块可以拆分成风电机组设备（含塔筒）、基础及施工、场内海缆、送出海缆、海上升压站、陆上集控中心、用海用地费用、辅助及其他（不含利息）。据GWEA数据，1GW海上风电主机成本占比约48%、桩基约24%、海缆总计约10%，随着离岸距离的上升，风机成本占比下降，基础及施工成本、海缆成本占比上升。 图表2：海上风电项目建设成本构成（2020年7月披露） 图表3：2023年1GW海上风电成本构成 按照作用及所处风电场位置，海缆可分为阵列缆和送出缆。阵列海缆主要用于汇集风电机组发出的电能，传输到海上升压站，譬如“毛细血管”，目前其主流的电压等级为35kV，正在向66kV发展。送出海缆用于将升压后的电能输送至陆地集控中心，譬如“大动脉”，目前应用最多的主流电压等级为220kV，正在向330kV和500kV/柔直发展。 图表4：电力电缆按电压等级划分 海上风电按照送出方式，分为交流送出及柔性直流送出。当前海上风电并网主要有工频交流、柔性直流、低频交流、不控整流四种技术路线。其中，工频交流和柔性直流已具备成熟的工程应用条件。交流送出系统相对简单，成本较低，但受输电距离、容量以及电压等级的限制，适用于容量较小的近海风电项目；柔性直流送出则不受输电距离的限制，更适合离岸距离较远的大容量深远海项目。近海浅水区域海上风电一般采用交流输电的送出方式。有研究表明，对于离岸距离超过70公里海上风电项目，相比交流输电，柔性直流输电更具经济性和可靠性。 图表5：海上风电并网主要技术路线 海缆按照工艺主要分为单芯海缆和三芯海缆两类，一般交流采用三芯，直流采用单芯。 三芯：220kV及以下交流海缆都是三芯，交流海缆三芯为三相，为一回路，每条导线之间有独立的绝缘层。500KV高压三芯的生产和存储技术难度较高，目前仅东方电缆实现500kV三芯海缆的应用，将500kV三芯海缆成功应用于粤电阳江青洲一、二海上风电场项目。三芯海缆能够降低施工成本、缩短施工周期、缓解水下输电线路路由紧张现状、减少海缆施工路由数量。但其外径大，中间接头多，单位重量大，海缆的敷设及维修难度较大。 单芯：500kV主要用的是单芯的，单芯交流海缆只有一根单相导线构成，采用单芯交流海缆结构铺设时，多需要3-4根海缆/回路（2根极线缆+1根回流缆，再加1条备用缆）。直流海缆均为单芯，1根海缆为正极或者负极，2根海缆/回路（1正极+1负极）组成一个回路。单芯海底电缆的外径较小，单位重量轻，中间接头少，电缆的敷设及维修难度小，但是每回路要用3根，占用较大的用海面积，敷设费用较高。单芯海底电缆技术较为成熟，国内外厂家均可以生产。 图表6：海缆与陆缆典型结构示意图对比 海上风电阵列缆及送出缆截面积不同、电压不同，单回路送出最大容量不同。一般220kV及以下交流海缆均采用三芯，交流海缆三芯为三相，为一回路。电压等级越大、截面积越大，则对应单回路送出容量越大。但220kV海缆截面积超过2500mm以及500kV海缆输电能力可达到400MW以上。 阵列缆按照电压等级一般分为35kv及66kv，目前主要使用240mm、400mm两个截面积尺寸。66kv电压等级下及截面积为3*400mm的阵列缆送出容量在55.8MW，若风场容量超过55.8MW，则通过增加阵列缆数量以提高输送容量。 送出缆按照电压等级一般分为220kv、330kv、500kv，目前主要使用截面积尺寸较多 ， 两者组合单回路送出最大容量可不同 。220kv电压等级下及截面积为3*1600mm的送出缆送出容量在350MW，若风场容量超过350MW，则通过增加送出缆回路数/高电压等级的送出缆以提高输送容量。 图表7：不同电压等级、不同截面交流海缆输送容量 海缆与陆缆相比有更高的机械性能和存储运输要求，生产技术难度更高。由于海底地形和环境复杂，因此海缆需要采用高强度、高韧性的导体材料和绝缘材料，辅以特殊的结构设计，使其能够在敷设和运行过程中承受敷设设备、水流等造成的机械损伤和环境影响；同时，海缆在运输过程中也应保持结构和性能的稳定，需要特殊的包装和保护措施。 因此海缆相较于陆缆，结构更加复杂，生产技术难度更高。从结构层数看，海缆较陆缆更复杂，除去基本的导体和绝缘层、屏蔽层，还增加了阻水层、护套、内衬、铠装层等。 海缆从内到外的分别为：阻水导体、导体屏蔽、XLPE绝缘、绝缘屏蔽、半导电阻水带、铅套、半导电PE护套、填充、光纤单元、绑扎带、内衬层、铠装层、外被层。 导体（铜单线绞合导体）：海缆核心部分，用于传输电流和信号，由铜单丝在绞线机上逐层绞合。 绝缘层：重要部分，通常由聚乙烯PE、聚氯乙烯PVC等材料制成，用于保护导体，消除导体表面的电场集中，防止绝缘层与导体之间产生间隙而引起局部放电。 屏蔽层：外部保护层（铠装），用于保护电缆免受机械损伤、水腐蚀等影响，通常由钢丝、钢带、聚乙烯等材料制成。 填充层：一般为PP材料，用于填充电缆内部的空间，防止电缆在敷设过程中受到过大的拉力或压力。 阻水结构：之前使用铅套+聚乙烯护套，目前市场主要为铜丝复合铜带代替铅套作为金属屏蔽形式，防止水分进入电缆内部，从而保证电缆的电气性能和寿命，通常由纵向阻水材料和径向阻水材料组成。 外护套：一般为沥青表面涂覆，保护在运输、深埋安装过程中的海缆铠装。 图表8：海缆与陆缆主要特征对比 影响海缆质量的关键因素主要包括：导体、绝缘层、屏蔽层。 导体：通常由铜或铝组成，国内主要为铜导体，生产过程中首先要保证铜材原材料的质量，其次还要保证导体加工工艺，避免毛刺和机械损伤。劣质金属铜或杂质较多的再生铜，会加大电阻，增加损耗，降低载流量，导体过热，绝缘加速老化，从而影响电缆寿命。其次导体通常由多根导体单丝采用绞合方式进行制造，生产过程中需要采用适当的工艺技术，控制导体单丝之间的紧压程度，消除导体毛刺引起的局部电畸变，同时改善因导体压紧程度不高使内屏蔽或绝缘材料嵌入导体单丝缝隙产生质量缺陷而影响产品性能。 绝缘层：海缆绝缘层一般采用交联聚乙烯(XLPE)，通过挤出机加工成型来降低海缆电流泄露和电击风险。如果工艺控制不到位，导致绝缘厚度不达标、海缆绝缘偏芯度超标或者绝缘层含有杂质，会导致海缆绝缘厚度变薄，抵抗放电的能力下降，容易发生击穿绝缘层的现象，影响电缆的使用寿命。国内110KV及以上高压电缆用交联聚乙烯绝缘料的年消费量在10万吨左右；但目前，我国高压电缆绝缘料产业滞后， 产品主要依赖进口。 屏蔽层：海缆的屏蔽层分为内屏蔽层和外屏蔽层，一般采用半导电PE料，通过挤出机加工成型，对海缆起均匀电场的作用。如果由于挤出设备、工艺控制和节省原材料等方面因素，导致屏蔽厚度低于国家标准值或者屏蔽不够光滑圆整，均匀电场效果减弱，如遇电场较强或异常放电现象时，绝缘层容易发生击穿，影响海缆的使用寿命。 海缆定价类似“成本加成”，开口合同+锁铜策略稳定海缆盈利性，叠加高电压/柔直技术壁垒高，头部企业更具备定价权。 此前：据2012年东方电缆招股说明书，东方电缆产品对外报价采取“（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；铜成本一般在中标时采取“锁铜策略”锁住，投标和中标存在一定时间的风险敞口， 现在更具定价权：2020年后，随着海上风电规模起量，海缆技术迭代升级，具备生产能力的企业较少，头部海缆开始具有一定定价权，如果铜价大幅波动会导致实际目标利润率与预期产生一定差异。东方电缆对主要原材料铜有一定量的库存，如果风险敞口期铜价上涨，销售价格也会相应上调（部分合同签订时一般也会签订开口合