从八省十四五海上风电规划落地，海缆行业经历了哪些关键发展拐点？

从八省“十四五”海上风电规划的落地节奏看，海缆行业的关键拐点并非单一技术事件，而是由补贴退坡引发的装机波动、平价开发带来的招标重启、以及深远海化推动的产品结构升级三条线索叠加形成。八省“十四五”海上风电规划合计约58.4GW，其中2022—2025年规划量约49.3GW，含前期工作的规划规模达167GW，这一阶梯式放量直接牵引海缆从低压近海产品向高压化、深远海化演进。海缆在海上风电四大应用场景中占据总需求的90%以上，与海上风电深度绑定，因此其发展节奏基本跟随海上风电的规划与开工周期。

拐点一：补贴退坡与抢装潮，需求剧烈波动

海上风电安装难度大、综合成本高于陆上风电，对补贴依赖度更高，政策变化会直接引发装机大幅波动。受国家补贴退坡刺激，2019年海上风电公开招标量达15.6GW，同比增速225%；随后断崖式下滑，2020年和2021年招标量分别只有6.3GW和2.48GW。反应在装机上，2021年出现抢装潮，当年新增装机16.90GW，产业链公司业绩高速增长。但进入2022年后开工项目大幅减少，以海上风电塔筒和桩基企业海力风电为例，2022年一季度营收和归母净利润同比下滑均超过70%，产业链一度进入低谷。这一轮波动让海缆环节第一次清晰显现出“跟随装机、但滞后于风机招标”的需求特征。

拐点二：平价开发与招标重启，需求中枢上移

国家补贴退坡后，省级政策接棒。广东、浙江、山东等推出地方补贴政策，其他各省通过大规模平价开发规划支持降本增效。同时，抢装潮后海上风机等主设备供给增加、安装经验与能力提升，带动初始投资成本下降：20—21年海上风电初始投资成本普遍在16000—18000元/kW，此后产业调研显示已降至10000—14000元/kW，项目资本金IRR可做到6%—8%。成本下降直接推动招标复苏，2022年前四个月公开招标量达3.14GW（不完全统计），已超上年全年。海缆招标相比风机招标存在一定滞后性，因此风机招标的升温会顺次传导至海缆订单。

拐点三：深远海化与价值量提升，产品结构升级

随着近海资源开发程度提升，海上风电场逐渐向深远海发展。在风机大型化和风场规模化推动下，风机、塔筒等产品单价不同程度下降，而海缆和基础同时具备单价提升和用量增加的对冲，是产业链中唯二的抗通缩环节。运营商在行业交流会中透露，其计算模型显示未来3—5年风电主机、塔筒等设备价格会下降、施工价格也会下降，但对海缆没有降价预期，甚至在部分远海风电场中，海缆价值量还在提升。这一趋势推动海缆从35kV近海产品向220kV及以上高压、从交流向直流、从近海向深远海演进。

常见问题

八省十四五海上风电规划对海缆需求意味着什么？

八省“十四五”海上风电规划合计约58.4GW，其中2022—2025年规划量约49.3GW，含前期工作的规划规模达167GW。海缆在海上风电四大应用场景中占据总需求的90%以上，规划落地节奏直接决定海缆需求的释放节奏。由于海缆招标相比风机招标存在一定滞后性，规划向订单的传导需要一定时间。

为什么说海缆是海上风电产业链中的抗通缩环节？

在风机大型化和风场规模化推动下，风机、塔筒等产品单价不同程度下降，而海缆和基础同时具备单价提升和用量增加的对冲，是产业链中唯二的抗通缩环节。运营商计算模型显示，未来3—5年风电主机、塔筒等设备价格和施工价格均会下降，但对海缆没有降价预期，部分远海风电场中海缆价值量还在提升。

海缆行业向高压化和深远海化演进的驱动力是什么？

驱动力来自近海资源开发程度提升后，海上风电场逐渐向深远海发展。远海风电场对海缆的电压等级和输送距离提出更高要求，推动产品从35kV近海向220kV及以上、从交流向直流演进。这一过程同时带来海缆价值量的提升，使其在产业链降价压力中保持相对稳定。