中國海上風電投資規模、經營情況及核心制造環節情況分析

一、海上風電萬億投資逐漸開啟

據不完全統計，截至2018年9月，國內在建的海上風電項目6.4GW，其中接近一半的項目位于廣東和福建海域；截至2018年底，上述項目仍處于建設階段，且多數在建項目處于相對前期的建設階段。

按照平均每千瓦造價17000元大致估算，上述項目總的投資約1100億元。

據不完全統計，截至2018年底已核準待建項目規模達22.3GW（注：由于開工節點不明確，把含項目以外的已核準項目統稱為已核準待建項目，少數項目可能已啟動前期工作），對應的投資規模約4300億元。

其中，2018年11-12月是核準的高峰期，期間核準的項目達15.4GW，可能一定程度受到搶核準和爭取高電價的影響。從區域來看，廣東和江蘇最為積極，廣東2018年海上風電的核準權限下放至各地市發改委，當年新核準的項目達9.4GW，江蘇2018年新核準的項目達7.5GW。

在建、核準待建和核準前公示的項目總規模約49.3GW，對應的投資規模約9300億元；考慮2019年浙江、福建等地新核準的海上風電項目，正在建設或未來即將建設的海上風電項目總的投資規模接近萬億元。

一般而言，海上風電項目核準后2年內開工，建設周期3年左右，現有在建和已核準項目有望在未來5年內建成投運；處于核準前公示的項目中，約5.5GW的項目規劃在2023年之前建成。因此，大致估算未來5年有望建成投產的海上風電項目約34.2GW，平均每年6.8GW，預計未來五年每年的并網規模呈現前低后高的增長趨勢。

截至2017年底，國內累計海上風電裝機規模2.79GW，2017年新增裝機規模1.16GW。根據上述在建、已核準待建和核準前公示的項目情況，國內海上風電有望步入大規模發展新階段。

（一）有利因素延續，慣性增長可期

我國海上風電起步較晚，上海東海大橋一期100MW海上風電場是我國第一個大型海上風電示范項目，該項目2009年第一批樣機并網，2010年正式投產，拉開了我國海上風電建設發展的序幕。與英國、德國類似，政策在我國海上風電發展過程中起到了至關重要的作用，其中2014年可以認為是我國海上風電發展政策元年：

一是標桿電價政策落地。2014年6月，國家發改委發布《關于海上風電上網電價政策的通知》，規定對于非招標的海上風電項目，2017年以前投運的潮間帶風電項目含稅上網電價為每千瓦時0.75元，近海風電項目含稅上網電價為每千瓦時0.85元，標桿電價的出臺對于我國海上風電發展起到極大地推動作用。2016年12月，國家發展改革委發布《關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知（發改價格〔2016〕2729號）》，明確對非招標的海上風電項目，近海風電項目標桿上網電價維持為每千瓦時0.85元不變，潮間帶風電項目標桿上網電價維持為每千瓦時0.75元不變，相比之下陸上風電上網電價則有所下調。

二是具體的海上風電開發建設方案出臺。2014年12月，國家能源局發布《全國海上風電開發建設方案（2014-2016）》，合計容量1053萬千瓦的44個海上風電項目列入開發建設方案，海上風電項目的推進進度明顯加快；截至2015年7月，納入海上風電開發建設方案的項目已建成投產2個、裝機容量6.1萬千瓦，核準在建9個、裝機容量170.2萬千瓦，核準待建6個，裝機容量154萬千瓦，其余項目正在開展前期工作。2016年9月，能源局發布《關于海上風電項目進展有關情況的通報》，對海上風電項目建設情況進行通報，并要求進一步做好海上風電開發建設工作。

與此同時，海上風電技術也在不斷成熟，成本逐步下降，在標桿上網電價不變的情況下，意味著投資收益率上升，同時隨著技術的逐步成熟投資風險也在降低。目前江蘇、浙江區域近海海上風電單位千瓦投資約在14000~16000元，福建、廣東區域約為16000~20000元。近年國內近海海上風電項目單位千瓦投資下降

在政策支持及技術進步的雙重推動下，2014年以來我國海上風電發展顯著加快，新增裝機增速維持在50%以上。2017年，我國海上風電新增裝機共319臺，新增裝機容量達到116萬千瓦，同比增長97%；累計裝機達到279萬千瓦。2018年前三季度，國內海上風電機組招標規模3.1GW，同比增長6.9%，占到國內風機公開招標總量的13%。國內海上風電歷年新增裝機情況

海上風電近年的迅猛發展似曾相識。2010年之前，國內陸上風電也呈現過類似的狂飆，但在2011年戛然而止，其主要的原因是消納和棄風問題的出現，深層次的原因則是陸上風電大規模發展后，風電生產和消費在地理位置上錯位的矛盾凸顯，導致消納難題。

但是海上風電短期不存在這個問題。海上風電的電力由就近的沿海省份消納，這些省份都是經濟大省，例如廣東、江蘇、浙江、福建等，用電體量大，是國內西電東送特高壓工程的重要落點。福建的用電量體量相對較小，目前已經核準、在建和已建成的項目規模不到5GW，考慮全部建成后，所發電量亦不超過福建2017年用電量的10%。2017年全國及海上風電大省用電量情況

目前，現已獲得核準的項目理論上上網電價已經鎖定（有待政策進一步明確），考慮以上所述的海上風電項目消納條件優越、利用小時數有保障，則投資收益可預期。行業技術進步和成本下降的進程仍在延續，因此過去幾年推動海上風電快速發展的有利因素仍將持續，可以預期未來國內海上風電裝機仍將延續當前的景氣勢頭。

政策層面，補貼因素有可能影響后續海上風電項目的核準，大致估算目前已建成、在建、已核準待建項目的規模超過30GW，如果這些項目全部投運，粗略估算每年對應的補貼需求超過370億元。因此，在國家補貼缺口問題凸顯的情況下，后續核準項目補貼強度的控制顯得必要，2019年各省將采用競價模式配置海上風電項目，后續核準的海上風電項目規模和電價水平存不確定性，但已核準項目足以支撐未來幾年國內海上風電的大發展。

（二）積極的地方政府與優質的開發商

（1）地方政府對海上風電熱情度高

陸上風電的發展歷程表明，地方政府的支持度在風電發展過程中扮演了重要角色。所幸的是，具備較好海上風電開發條件的沿海省份對于海上風電發展態度較為積極，目前沿海各省均已出臺支持海上風電發展的相關規劃。目前在建和已核準待建項目的區域分布情況

從在建和已核準待建項目的分布來看，廣東、江蘇、福建、浙江是海上風電的主戰場，其中廣東的規模相對領先，廣東對于海上風電的支持一定程度能反映地方政府對于海上風電的積極態度：

1）修編發展規劃，目標裝機量暴增。2018年4月，廣東省發改委印發《廣東省海上風電發展規劃（2017—2030年）（修編）》，明確到2020年底，廣東省將開工建設海上風電1200萬千瓦以上，其中建成投產200萬千瓦以上，到2030年底前建成海上風電約3000萬千瓦；與2017年1月下發的《廣東省能源發展“十三五”規劃（2016-2020年）》相比，2020年開工建設的海上風電裝機容量目標增長了5倍，建成目標則增長了1倍。

2）召開專項會議，主要領導推動。2018年4月，廣東省政府在中山市召開全省推進海上風電建設工作現場會，省長馬興瑞出席會議并作講話，提出要緊緊抓住海上風電發展的難得機遇，明確海上風電在廣東省能源結構調整中的定位，將大力發展海上風電作為廣東推進能源發展和能源結構調整的重要抓手，加快推進海上風電項目建設；合理規劃布局海上風電項目，加快推進項目核準和開工建設。

無論廣東、福建還是浙江，地方政府對于海上風電的熱情明顯要高于陸上風電，其原因可能有多方面：

1）沿海地區土地緊缺、價值高，海上風電相對陸上風電不占用土地；海上風電可實現成片大規模開發，能夠更有效的滿足可再生能源配額等需求。

2）海上風電對于當地相關產業的帶動效果更好。海上風電風機容量明顯高于陸上風電，相關設備重量、體積明顯更大，設備的運輸半徑大大收窄，因此相關制造工廠一般都會落地在風電場所在省份。以廣東為例，大規模發展海上風電將帶動廣東風電研發水平提高和裝備制造及服務業發展，廣東規劃在陽江市建設海上風電產業基地，在粵東建設海上風電運維、科研及整機組裝基地，在中山市建設海上風電機組研發中心，打造集海上風電機組研發、裝備制造、工程設計、施工安裝、運營維護于一體的風電全產業鏈，將廣東海上風電產業打造成為具有國際競爭力的優勢產業。

地方政府對于海上風電的熱情將有力保障目前在建和已核準待建項目的順利推進。

（2）海上風電成為電力巨頭新的投資熱點

開發商的積極性和投資能力也是影響海上風電項目能否順利推進的重要因素。整體來看，國內海上風電的投資熱情高漲，大型能源央企以及地方能源投資平臺均在競相參與海上風電項目的投資建設。從已核準和在建項目來看，除了明陽、協鑫等少數民營企業，開發商均是大型央企或者地方能源巨頭，而且投資主體的集中度較高，中廣核、國家電投、三峽、國家能投、華能五家央企合計的份額達64.9%。

對于具備海上風電項目開發能力的能源類央企或國企而言，海上風電可能是其偏好的投資品種。

首先，傳統的火電、水電和核電的投資受到不同程度的限制：

火電：政策嚴格調控，近年新增裝機呈現持續下滑趨勢。根據電力“十三五”規劃，到2020年我國煤電累計裝機控制在11億千瓦以內，年均新增煤電裝機低于4000萬千瓦。2017年，國內新增火電裝機4578萬千瓦，同比下降9.3%；2018年1-11月，國內新增火電裝機3017萬千瓦，同比下降23%。

水電：面臨可開發資源的約束，發展潛力有限。2014年以來，國內水電投資規模呈現下滑的趨勢，2017年國內水電基建投資618億元，同比基本持平。

核電：由于核安全等原因，核電行業未來空間將受到限制，2016年以來我國未核準新的核電項目。

其次，相比光伏和陸上風電，海上風電具有單個項目容量大、單位千瓦造價高、區域集中度和開發效率高等特點，尤其適合中廣核、三峽等資產規模大、尋求新的戰略方向的發電巨頭。

因此，中廣核、國家電投、三峽等電力巨頭均在海上風電方面雄心勃勃。中廣核方面，制定了“響應國家能源戰略，爭當海上風電開發建設主力軍”戰略，試圖將海上風電打造成為中廣核又一張企業名片；三峽集團自身定位為“海上風電引領者”，通過加強與地方政府合作推動海上風電集中連片規模化開發，同時通過股權收購進入英國這個全球最大的海上風電市場；2017年9月，國家電投召開海上風電發展專題研討會，明確提出要爭取把海上風電打造成風電發展的后發優勢，確保進入行業第一梯隊，逐步實現世界一流。

投資回報方面，海上風電項目有望獲得超出一般陸上風電項目的投資收益率，這也是能源央企積極投身海上風電的原因之一。以莆田平海灣海上風電場F區200MW海上風電項目為例，項目計劃的投資規模36.8億元（對應單位千瓦投資1.84萬元），按照0.85元/kWh的電價水平和3200小時的利用小時水平測算，全部投資的稅后內部收益率達8.99%。實際上3200的利用小時顯得保守，臨近的中閩能源福建莆田平海灣50兆瓦海上風電項目2017年利用小時達到4500，2018年亦超過4000小時，莆田平海灣海上風電場F區海上風電項目實際投資收益率水平應較測算值大幅提升。已核準和在建項目開發商分布情況

排名前五的海上風電開發商2017年資產規模情況（億元）

二、中國海上風電經營情況分析

為了深入了解整個風電產業鏈各細分板塊的經營情況，將風電行業分為運營商、整機商、主軸、風塔、葉片、鍛鑄件等零部件6個板塊。選取24家上市公司，包含8家風電場運營企業，其中有3家在港交所上市；4家整機商；4家風塔企業；2家葉片企業；2家主軸企業；4家鍛鑄件企業。

（一）全行業營業收入小幅增長

2018年全行業實現營業收入1538.08億元，同比增長9.98%，實現歸屬于母公司股東的凈利潤149.21億元，同比減少7.27%。風電板塊營收增長主要原因是2018年行業復蘇，需求底部反轉導致新增裝機量增長。經過統計，2018年營業收入同比下降的公司有4家；增幅為0～30%的公司有15家，占比83.3%；增幅為30%以上的公司有5家，占比20.83%，分別是明陽智能、金雷股份、天能重工、恒潤股份和福能股份，涵蓋了運營商、整機商、主軸、風塔和鍛件供應商。2018年歸母凈利潤同比下降的公司有4家；由盈利轉為虧損的公司有3家，分別是湘電股份、時代新材和吉鑫科技；扭虧的公司有1家是風電場運營板塊的銀星股份；增幅在0～30%之間的公司有13家；增幅為30%以上的公司有3家，分別是嘉澤新能、大金重工和恒潤股份。2018風電板塊收入情況

2018風電板塊歸母凈利潤情況

2018年風電板塊整體情況

由于運達股份和華能新能源沒有單季度數據，如下四季度的統計數據不包括運達股份和華能新能源，在統計口徑上為22家公司的數據。單從四季度來看，全行業實現營業收入444.51億元，同比增長15.45%，環比下降54.51%；實現歸母凈利潤0.68億元，同比下降97.67%，環比下降99.43%。其中整機商實現收入149.54億元，同比增長17.99%，歸母凈利潤為-5.17億元，同比減少152.15%，主要因為湘電股份拖累，其Q4凈利潤-15.42億；主軸板塊收入12.27億元，同比增長17.51%，歸母凈利潤0.95億元，同比下降1.6%；風塔板塊實現收入26.78億元，同比增長47.91%，歸母凈利潤1.60億元，同比增長0.75%；葉片板塊實現收入73.26億元，同比增長13.55%，歸母凈利潤-3.24億元，同比下降274.20%；鍛鑄件板塊實現收入17.32億元，歸母凈利潤1.40億元，同比增長達108.28%。風場運營板塊實現營業收入165.34億元，同比增長7.90%，環比下降61.28%；實現歸母凈利潤5.15億元，同比下降63.33%，環比下降93.31%。2018Q4風電板塊收入情況

2018Q4風電板塊歸母凈利潤情況

在被統計的22家上市公司中，2018Q4收入同比下降的公司有3家，分別是整機商湘電股份、風塔板塊大金重工和風電場運營商中閩能源；增幅為0～30%的公司有8家，增長幅度在30%以上的公司11家。2018Q4歸母凈利潤同比下降的公司有15家；增幅為0～30%的公司有3家；增幅在30%以上的公司有4家；虧損的公司有6家；扭虧企業有一家。2018Q4風電板塊整體情況

（二）毛利率均出現下滑，主要發生在第四季度

2018年風電行業各細分板塊毛利率均出現下降，整機商/主軸/風塔/葉片/鍛鑄件等/風電場運營分別下滑2.67/2.08/1.77/1.20/4.79/0.26pct，整機商的毛利率下滑主要出現在第四季度，下滑8.59pct；風電場運營板塊的毛利率也主要在四季度出現下滑，下滑5.19pct；鍛鑄件等零部件板塊的毛利率下滑主要出現在第三季度，下滑6.86pct；其余三個子板塊在三四季度毛利率均有所下滑。毛利率下滑主要原因是上游大宗商品特別是鋼材價格上漲，導致成本端增加。運營商毛利率下滑最少只有-0.26個pct，是因為銷售收入主要與電價和利用小時數相關，銷售成本主要是折舊費用，而三者相對比較穩定。國內鋼材價格指數（中鋼協）

2017、2018毛風電板塊利率情況

2018Q3、2018Q4風電板塊毛利率情況

三、歐洲海上風電已成為主要新增新能源，部分項目已經無需補貼

（一）全球海上風電8成裝機在歐洲，發展勢頭不減

近年來海上風電增長勢頭良好，據統計數據，海上風電總裝機容量已由2011年的4117MW發展到2017年的18814MW，其中2017年新增裝機容量為4331MW，具體分布為英國1680MW、德國1247MW，中國1161MW和芬蘭60MW。全球海上風電裝機及增速

歐洲作為全球海上風電的先行者，目前仍然是主要的海上風電市場，占據了全球超過80%的海上風電裝機量，新增裝機占比約70%。其中英國海上風電總裝機量占全球三分之一，其次是德國，中國和丹麥。全球海上風電裝機分布

2017年，全年新增并網560臺風力發電機，新增裝機容量3148MW，約是2016年的兩倍，累計共有4149臺風機并網，裝機總量達15.78GW，分布在11個國家的92個風電場。2017年，還有11個風電項目正在建設當中，完成后將增加2.9GW裝機，使得累計裝機量可達18.7GW。歐洲海上風電裝機歷年情況

2017年歐洲新增并網海上風電分布在英國、德國、比利時、芬蘭和法國。英國裝機量最高（281臺，1679MW，占比53.3%），德國次之（222臺，1247MW，占比39.5%），第三大市場是比利時（50臺，165MW，占比5.2%），第四、第五位的分別是芬蘭（17臺，60MW，占比1.9%）和法國（1臺，2MW，占比0.1%）。2017年歐洲海上風電新增裝機情況

截至2017年底，英國依然是歐洲最大的海上風電國家，其裝機總量達6836MW，占全歐總裝機容量的43%，緊隨其后是德國（5355MW，34%），丹麥排第三（1271MW，8%），荷蘭和比利時仍然分別在歐洲排名第四和第五位。歐洲海上風電裝機分布

歐洲風能協會指出，24.6GW的項目已獲準建設，6.7GW的項目正在申請許可證，總計57GW的項目正處于規劃階段。從獲得核準的規模來看，英國的占比最高，達到50%，總裝機容量為12288MW，德國第二（6010MW，24.4%），瑞典第三（1981MW，8.1%），后面依次是荷蘭（1380MW，5.6%），愛爾蘭（1000MW，4.1%），比利時（916MW，3.7%）和丹麥（716MW，2.9%），其他國家和地區則有308MW的裝機獲得核準，占比1.3%。歐洲海上風電核準裝機分布

（二）新能源政策助力海上風電發展

歐洲是全球新能源發展最早，新能源政策最完善的地區。其中德國是全球新能源發展的引領者，先后修訂出臺了6部可再生能源法，英國的差價合約政策引起廣泛關注。歐洲的新能源發展的政策機制是實現海上風電快速發展的關鍵。

國際上主流的新能源政策機制主要可分為兩大類：一是以歐洲為代表的以電價補貼為主的政策機制，二是以美國為代表的以配額制為主的政策機制，其特點是以強制新能源利用配額為著力點，輔以開發側的財政和融資政策。

歐洲在海上風電建設初期，許多國家主要采用固定電價機制（簡稱FIT），海上風電不直接參與市場交易，由配電網運營商以固定電價收購，由輸電網運營商統一納入現貨市場。

隨著開發規模的擴大，歐洲各國先后調整電價補貼政策，讓海上風電參與電力市場。目前歐洲大部分國家對海上風電的補貼政策已經從FIT轉向了浮動補貼，更多考慮市場電價。歐洲主流的電價補貼方式分為兩類：一是以德國、西班牙、丹麥等為代表的固定補貼（簡稱FIP），二是以英國為代表的差價合約（簡稱CFD）。德國2012年全面引入溢價補貼機制。英國從2017年起開始實施差價合約機制。

近些年，歐洲海上風電的規模大幅增加，成本下降明顯，參與者積極性明顯提升，很多國家已經開始從政府定價轉向了采用競價的方式來獲得特許經營權，從而進一步降低海上風電發電成本。2017年4月，德國公布首輪海上風電競拍結果，共涉及4個項目，從中標的報價來看，其中兩個海上風電項目OWPWest和BorkumRiffgrundWest2已經不再依靠政府補貼，這在業內尚屬首次。

四、中國海上風電核心制造環節分析

（一）風機、基礎及海纜是主要成本構成

按照已核準待建項目發布的動態投資計劃情況，廣東、福建地區海上風電項目單位千瓦投資約2.04萬元，江蘇、浙江地區的單位千瓦投資約1.8萬元，實際投資可能略低于預算水平。

根據水規總院發布的海上風電投資成本情況，目前江蘇、浙江區域近海海上風電單位千瓦投資約1.4~1.6萬元，廣東、福建區域約1.6~2萬元。已投運海上風電項目中，風電機組及塔筒、風機基礎及施工安裝（含風機吊裝）、海纜及敷設是海上風電的造價成本的主要三大塊，基本占到海上風電總投資的80%以上。其中，風電機組的造價與容量正相關性較強，風機基礎及施工、海纜則受多方面影響，包括水深及海底地質情況、風電場離岸距離等。海纜方面，35kV的海纜造價基本上在60萬到150萬元每公里左右，220kV海纜造價在400萬到500萬元每公里左右。風電機組基礎方面，4兆瓦單樁基礎造價大約為900到1300萬元，導管架基礎造價大約為1000到1400萬元，廣東和福建由于地質條件復雜，單臺基礎的造價在2000萬元左右。江蘇已運行海上風電成本構成

福建已運行海上風電成本構成

海上風電項目開發商一般會對設備或相關施工需求分門別類地進行招標采購，其中風機和塔筒（風機和塔筒有時合采有時分采）、風機基礎及施工（往往包含風機基礎采購和施工、升壓站基礎采購和施工、風機吊裝，有時合采有時分采）、電纜及敷設（有時合采有時分采）是重點項。

以基本完成招標采購流程的三峽大連莊河300MW海上風電項目為例，其主要招標包括下表列示的環節。該項目主要設備都由開發商直采，風機基礎的主設備鋼管樁由施工單位采購，2017年11月中交三航局開始招標采購第一批次風電機組基礎對應的鋼管樁，中標單位江蘇華滋海洋工程有限公司負責提供約5.3萬噸的鋼管樁及鋼結構附屬構件。

以目前正在招標且披露中標金額的三峽新能源陽西沙扒300MW海上風電項目為例，風電機組及塔筒、基礎及施工、電纜及敷設的造價明顯高于其他環節。其中，風機基礎施工以及風機吊裝等環節主要由中交三航局為代表的國有大型企業施工單位承擔，從投資角度值得重點關注的是制造環節，包括風機及塔筒、海纜、鋼管樁。三峽陽西沙扒300MW項目部分設備和工程服務的采購情況江蘇海域部分海上風電項目施工主體

（二）各主要制造環節市場規模及格局

（1）風機環節：明陽、金風、上海電氣三國殺

格局方面，從目前在建的6.4GW項目來看，主要的風機供應商有6家，分別是上海電氣、明陽智能、金風科技、中國海裝、遠景能源和東方電氣，其中上海電氣和明陽智能的份額相對領先。

分廠家來看，上海電氣引進的是西門子的成熟產品，技術相對領先，但隨著國內企業技術進步，上海電氣的領先幅度在縮小，同時也反映在市占份額呈現下滑；明陽的海上風機采用半直驅技術，在廣東的區位優勢非常明顯，其絕大部分訂單也是來自廣東的海上風電項目，隨著廣東海上風電大發展，明陽有望扮演非常重要的角色。金風目前在自主品牌的大容量海上風電機組方面走在行業前列，其6.7MW機組是目前國內容量最大的已并網運行海上風電機組，2019年8MW樣機也有望在興化灣二期項目投入運行。海裝的風機主要用于自己參股的2個海上風電項目，外部訂單較少。遠景遲遲未推出5MW以上的海上風電機組，在海上風電朝大兆瓦機型發展的明顯趨勢下顯得后勁不足。東方電氣目前份額相對較小。在建項目各廠家風機容量占比

價格方面，目前4MW風機每千瓦價格約5051~6150元，5.5MW風機每千瓦價格約6500~6800元，6MW系列風機每千瓦價格約6800~7000元，7MW風機每千瓦價格7000~7300元。從2018年具體項目的中標價格來看，明陽MySE5.5-155機型大概的銷售價格在每千瓦6800元左右，金風的大兆瓦機型每千瓦售價超過7000元。部分海上風電項目風機中標情況

市場規模方面，按照每千瓦6500元的風機價格大致估算，如果僅考慮目前在建的6.4GW和已核準22.3GW項目，那么對應的風機市場規模為1865億元，如果進一步考慮目前處于核準前公示階段的20.6GW項目，那么對應的市場規模約3200億元。由于國內海上風電累計裝機規模小以及上海電氣獲取了大部分份額，對于明陽、金風這種未來有望深度參與到國內海上風機供應的風機企業而言，海上風電業務有望對其銷售收入形成明顯的增厚效應。截至2017年底各風機企業海上風機累計銷量（MW）

（2）海纜環節：四大廠基本包攬

海纜在整個風電場的運行結構中同時扮演著“血管”和“神經”的角色，除了匯集、傳輸電能外，其內部還有光纖單元，作為風電場通信及海纜監測信號的通道。海上風電項目對于海纜的需求主要包括場內海纜和送出海纜兩部分，目前國內近海海上風電場普遍采用35kV的交流場內海纜以及220kV的交流送出海纜。一般情況，風力發電機組的電能通過多回路的35kV海底電纜接入220kV海上升壓站，升壓后經220kV海底電纜線路輸送登陸。

據統計，35kV的海纜造價基本上在60萬到150萬元每公里左右，220kV海纜造價在400萬到500萬元每公里左右，已建成項目海纜投資占海上風電項目總投資的9%~11%。

從部分已經披露海纜招標情況的在建海上風電項目來看，單位千瓦海上風電項目的海纜的平均造價約1700元。按照1700元/kW的造價標準估算，如果僅考慮目前在建和已核準項目，海纜市場規模約490億元，如果進一步考慮目前處于核準前公示階段項目，那么對應的市場規模約840億元。