海风海缆行业深度：招投标落地提升景气度，出海打开市场空间

招投标落地提升景气度，出海打开市场空间 ——海风海缆行业深度 分析师：刘京昭SAC编号：S0870523040005 证券研究报告 2024年10月12日 行业：通信增持（维持） 投资摘要 中期海风行业景气度提升，长期规划保障持续增长。统计“十四五”期间省级海风规划，我们测算2024-2025年仍有21.6GW装机量缺口，而24Q1海风新增装机容量仅0.69GW，剩余装机量集中于24H2及25年，业绩放量拐点将至。2024H1全国海上风机招标（不含框架）容量达446.0万千瓦，同比+56.2%,行业景气度提升明显；据GWEC预测，2023-2030年全球每年新增海风装机将由10.85GW增长至49.25GW，CAGR为24.12%。 产业链利润承压，降本诉求明显。用海冲突导致的项目延期不仅会增加项目的资本支出、推迟获得收入时间，同时还意味着无法获得既定电价，供应链利润受损。根伍德麦肯兹统计，中国海上风电供应链企业的平均息税折旧摊销后利润率（EBITDAmargin）自2021年到2023年下降了36%。项目延期叠加补贴退坡，总承包降本诉求明显，风机大型化是降本的主要途径 ，能够摊薄单位容量下的零部件成本，节约用海面积。我们认为目前固定式海上风电平价下全投资收益率达6%，已初具经济性，未来随着政府海风资源规划完善、项目成本进一步降低，行业有望迎新一轮增长。 海外产能存在缺口，国内龙头享订单外溢。国外海缆供给刚性，主要原因为：1）2022年全球能源电缆生产商中只有约0.5%能够生产海底电缆，目前龙头公司订单积压严重。截止2024H1，Prysmian在手订单合计180亿欧元；NKT2023年年底在手订单达108亿欧元。2）由于欧洲具有大量地下电缆项目，HV（高压）或EHV（超高压）陆地电缆供应商生产海缆不切实际。3）欧洲海缆厂商投产周期需4-5年，短期内存在供需错配。我们认为海外本土产能增量有限的情况下，国内优质零部件厂商有望切入海外供应链，充分受益于海外订单外溢。 风险提示 风电装机规模不及预期；相关政策推进不及预期；原材料价格大幅波动。 中国海上风电“十四五”规划装机空间大。沿海多省出台“十四五”海风规划，各省海风新增装机规模约50GW，2025年累计并网容量约60GW。由于2021-2023年新增海风装机量分别为16.9、5.1、6.3GW，因此根据省级规划，2024-2025年将至少累计新增21.6GW装机量，我们认为剩余装机量集中于24H2及25年，业绩放量拐点将至。 图1各省十四五海风建设规划（单位：MW） 图2国内海风新增装机容量（单位：GW） 16.9 6.3 5.1 3.8 2.5 1.7 0.69 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024Q1 资料来源：风电观察，上海证券研究所资料来源：国家能源局，iFinD，上海证券研究所 招标方面，根据锐轩咨询统计，2024H1全国风机招标（不含框架）容量达5875.4万千瓦，同比增长105.9%，其中，陆上5429.4万千瓦，海上446.0万千瓦。相较去年同期，陆上及海上项目招标量均大幅上升，陆上项目招标量同比+111.4%；海上项目招标量同比+56.2%。 投标方面，2024H1全国风机中标（不含框架）容量达5004.1万千瓦，同比增长29.3%，其中陆上4452.0万千瓦，海上552.1万千瓦。相较去年同期，陆上及海上中标量均有所上涨，陆上中标量同比+26.7%；海上中标量同比+54.5%。 近期多个海上风电项目获批，行业景气度提升。7月18日，上海发力深远海风电：编制规划并获国家批复29.3GW；同日广东15个省管海域海上风电竞配项目核准完毕；7月19日，广西远海海上风电竞配技术服务招标，规划容量6.5GW。 图3招投标容量分析（2023年7月-2024年6月） 资料来源：锐轩咨询，上海证券研究所 图4陆风均价回归，海风均价维稳（2023年7月-2024年6月） 资料来源：锐轩咨询，上海证券研究所 2024年6月20日，江苏省招标投标公共服务平台发布《江苏国信大丰85万千瓦海上风电项目220kV海缆（含220kV陆缆）及相关附件设备供货及施工招标公告》。项目共包含4个海上风电场，新建2座海上升压站，4回220kv主缆，总装机容量为850MW。中天科技海缆股份有限公司成功中标该项目，中标价格为9.16亿元。 2024年7月，东方电缆披露中标英国SSE公司海底电缆约1.5亿元、InchCapeOffshore公司海底电缆约18亿元，海缆系统合计中标超20亿元。亨通光电披露中标大唐海南儋州120万千瓦海上风电项目，金额4.76亿元；冰岛VMJ海缆项目，总计约1.18亿元。 图5江苏850MW海上风电项目海缆招标 资料来源：江苏省招标投标公共服务平台，上海证券研究所 图6亨通高压联合体拟中标海上风电项目 资料来源：中国线缆网，上海证券研究所 据GWEC统计及预测，2023-2030年全球每年新增海风装机将由10.85GW增长至49.25GW，CAGR为24.12%，其中欧洲地区2029年新增装机量将超过中国，占据主导地位，欧洲市场2025年新增装机量开始提速，2030年将达到22.70GW，2023-2030年复合增长率为29.28%。 中国规划：中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩提到，综合当前发展条件以及我国实现碳达峰、碳中和目标的要求，到2030年我国海上风电累计装机容量累计达2亿千瓦以上，到2050年累计不少于10亿千瓦。 欧洲规划：2023年欧盟风电行动计划成员国承诺到2030/2050年实现海风装机111/317GW，相较于此前欧盟在“海上可再生能源战略”中确定的目标2030/2050年60/300GW目标相比，装机节奏提升明显。 图72024-2033年英国风电新建产能占比达28% 资料来源：GWEC，上海证券研究所 图8全球新增海风建设（单位：MW） 资料来源：GWEC，上海证券研究所 目前海风项目初具经济性。据CREIA可再生能源专委会统计，2023年中国海风投资成本约为9500～14000元/千瓦（是陆上风电的两倍多）；运维成本占度电成本的25%～30%（是陆上风电运维成本的1.5～2倍），固定式海上风电平价下全投资收益率达6%，初具经济性。 用海冲突是导致项目延期装机的主要原因，尤其是受到军事用海、航道、渔业的影响。根据伍德麦肯兹统计，全国有高达15GW的海上风电项目因为用海审批问题被延期，无法于原定时间2022年至2025年间并网。 延期导致开发商项目利润受损，供应商将面临竞争加剧、开发商压价带来的双重压力。项目延期会增加项目的资本支出推迟获得收入时间，同时对于竞配项目来说，延期还意味着无法获得既定电价。根据伍德麦肯兹测算，若延期投产一年 ，项目全投资税后收益率最大降幅将达到40%左右。市场低迷将加剧供应商竞争，开发商同样希望降低采购价格来弥补项目延期损失，供应链整体利润受到影响。根据伍德麦肯兹统计，中国海上风电供应链企业的平均息税折旧摊销后利润率 （EBITDAmargin）自2021年到2023年下降了36%。 补贴退坡倒逼设备商降价。中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎表示，受到海上风电补贴退坡的影响，行业整体倒逼风电产业链企业释放出一部分成本空间。根据财经早知道发布，2020年我国海上风电平均建设成本约为16550元/kw(粤闽地区相对更高)，抢装潮后由于供需形势改善和风电制造技术突破，海上风电建设成本下降至12400元/kw左右。根据BNEF的预测，2025年全球海风度电成本有望相较于2020年下降30%至0.058美元/kWh，预计海风建设成本将进一步下降，降低全生命周期投入成本是运营商提高海上风电项目内部收益率的关键。 风机大型化是降本的主要途径。1）大容量风机能够提高发电量，摊薄单位容量下的零部件成本，降低电价。2023年12月 ，中国海洋工程咨询协会蔡绍宽公开表示，如果2024年海上风电机组单机容量达13—16兆瓦，约80%风电场可实现平价上网；如果2025年达到16—18兆瓦，全国1.8万千米大陆海岸线固定式基础的海上风电可全面实现平价上网。2）集约化方向发展，节约用海面积。相关政策规定，单个海上风电场的外缘边线包络海域面积，每10万千瓦原则上应控制在16平方千米左右。2019年海上风电机组平均单机容量不到5兆瓦，2023年16MW设备已实现批量生产。 图9补贴前后海上风电费用构成 资料来源：得算多，上海证券研究所 图10三峡漳浦二期海上风电项目（国内首个批量化应用单机容量16MW海上风电机组的项目） 资料来源：科普中国，上海证券研究所 深远海是风电主战场。世界银行（WB）的数据显示，全球可用的海上风能资源超过710亿千瓦，深远海占比超过70%，目前这些资源的开发利用率尚不足0.5%。考虑到近海资源的逐渐饱和、避免与其它行业的用海资源冲突，国家出台了海上风电“单30”政策并鼓励向深远海发展。根据中国批复的各省份海上风电规划，海上风电总量超过3亿千瓦，其中90%以上为常规意义上的深海或远海风电项目。 深远海风电成本有望在“十五五”期间实现平价。根据Equinor数据，全球上首个商业化运行的漂浮式风电场HywindTampen对应的投资成本约4万元/kw；根据《专属经济区，中国海上风电发展的下一阶段》和海装“扶摇号”环评报告，中国漂浮式风电项目三峡“引领号”单位造价为44364元/kw，海装“扶摇号”单位造价为48387元/kw。据《能源转型展望》预测，到2050年，漂浮式海上风电成本将下降近80%。预计“十五五”期间，在不考虑送出成本的条件下，我国深远海风电成本有望下降至2万元/千瓦以内，度电成本达到0.3—0.46元/千瓦时，逐步具备平价商业化开发条件。 图11近海、深远海风电对比 图12深远海电缆成本合计占比16%，高于近海成本占比12% 风电机组（含塔筒）风电基础 海上升压（换流）站及基础场内海缆 高压路由海缆设备安装工程 陆上集控中心设备及安装其他 8% 1% 9% 7% 43% 5% 3% 24% 8% 5% 8% 33% 10% 6% 7% 22% 资料来源：电力与能源，上海证券研究所 资料来源：电力与能源，上海证券研究所 注：左图为近海风电场造价构成；右图为远海风电场造价构成 风电装机拉动海缆需求。海上风电覆盖面积广、资源禀赋好、输送成本低，发展潜力巨大。2023年底全球海上风电总装机容量为75GW，全球风能理事会认为如果目前的政策趋势得以保持，这一增长速度将持续到2030年，预计2033年底海上风电总容量将达到487GW。 海风高景气有望延续：1）投资整体呈现上升趋势。据TGS统计，2023年全球海上风电项目总投资（FID）达到12.3GW（未包含中国大陆和取消的项目），创历史新高，其中欧洲有8个项目达到FID，总容量为9.3GW；2）欧洲政府加大补贴政策支持。第六轮CfD英国政府大幅调高投标电价上限（固定式风电上升66%至73英镑/兆瓦时，漂浮式风电上升52%至176英镑/兆瓦时），2024年英国政府宣布将提供8亿英镑（9.36亿欧元）支持海上风电，预计将采购约4-6GW海风；3）降息背景下企业融资环境将有所改善。2024年6月6日，欧洲央行决定将欧元区三大关键利率均下调25个基点。我们认为降息有助于海上风电建设成本的下降，从而刺激欧洲海风建设需求。据丹麦风电运营商沃旭能源(Orsted)统计显示，2024年海外有望启动的超40GW海风项目竞标拍卖。 图13AR6采购规模有望创新高（单位：GW） 图14全球海上风电投资（FID） 6 5.5 4.2 3.2 1.2 0 7 6 5 4 3 2 1 0