海上风电初始投资成本已从早期高位降至10000-14000元/kW，对应项目资本金IRR可达6%-8%，对以央企为主的运营商已具备吸引力。在这一经济性拐点下，海上风电招标量预计回升至15-20GW的历史高点，作为占海上风电总需求90%以上的核心环节，海缆下游需求结构将随之迎来显著演变。
招标量回升带动海缆需求复苏
海上风电招标经历了明显的周期波动：2019年受国家补贴退坡刺激，当年招标量达15.6GW，同比增长225%；此后断崖式下滑，2021年招标量仅剩2.48GW。但随着地方补贴政策登场（广东、浙江、山东等省份已推出补贴方案），叠加风机大型化和安装能力提升带来的成本下降，招标已明显复苏——仅前四个月公开招标量就达3.14GW（不完全统计），超过2021年全年。市场普遍预期2022年招标量有望达到15-20GW的历史高点。
招标量的回升将直接传导至海缆需求。由于海缆招标相比风机招标存在一定滞后性，当前招标高峰对应的海缆需求将在后续年份集中释放，带动海缆订单进入上行通道。
远海化趋势提升单GW海缆价值量
海缆需求结构的另一重演变来自风电场向深远海推进。在风机大型化和风场规模化带来的降本压力下，风机、塔筒等环节单价均有不同程度下降，但海缆和基础是唯二的抗通缩环节。据运营商在行业交流中透露，未来3-5年风电主机、塔筒等设备价格将下降，施工价格也会下降，但海缆没有降价预期，甚至在最近的远海风电场中，海缆价值量还在提升。
从装机节奏看，海上风电新增装机预计在2023年迎来反弹，到2025年新增装机容量有望提升至18-22GW，期间复合增长率超过40%。装机规模的持续扩张叠加单GW海缆价值量的提升，将共同推动海缆需求结构向更大量级演进。
此外，海缆还具备出海逻辑。与其他风电设备不同，海缆本身走水路运输，运输设备不是障碍，且即使算上运输费用和关税，国内产品仍具价格优势，海外装机大年有望为国产海缆贡献业绩弹性。
常见问题
海缆为什么被称为海上风电的“最强分支”？
核心在于抗通缩和出海两大逻辑。在海上风电整体降本趋势下，风机、塔筒等环节单价下降，但海缆因远海化带来用量增加和单价提升，价值量不降反升；同时海缆运输便利、具备成本优势，出海难度低，海外市场能提供额外增量。
海上风电成本下降对海缆需求有何具体影响？
成本下降使海上风电项目资本金IRR达到6%-8%，吸引运营商重启招标，预计2022年招标量达15-20GW。由于海缆招标相对风机招标有一定滞后性，本轮招标高峰对应的海缆需求将在后续年份释放，带动订单持续增长。
远海化如何改变海缆需求结构？
随着近海资源开发程度提升，风电场向深远海发展，单GW海缆用量和单价均随之提升。在装机量2022-2025年复合增长率超40%的背景下，海缆作为抗通缩环节，其需求增速有望快于整体海风装机增速。