海上风电及海底电缆行业分析

（报告出品方/作者：东证期货，曹洋）

1、海上风电行业概述

1.1、海上风电的发展历史及现状

2015 年 12 月 12 日，近 200 个缔约国在巴黎气候大会上签署了《巴黎协定》，各国在 利用清洁能源取代传统能源，减少温室气体排放方面达成了共识。这也意味着风力发 电作为绿色发电手段将得到越来越广泛的应用，是未来推进能源转型的重要路径。在 取代煤炭发电方面，海上风电的减排效果更加显著，中国 1GW 的海上风电项目，每年 可节省标煤消耗 46.7 万吨，减少二氧化碳排放约 124 吨。根据世界银行集团测算，全 球海上风电技术可开发潜力为 71TW，海上风能储备资源达到全球电力需求的十倍以 上。 近几年，全球海上风电的装机量持续增长，根据 GWEC 数据统计，2021 年全球海上 风电新增装机量 21.1GW，创造了历史记录，全球海上风电装机总容量达到 57.2 GW。 可以预计，在碳中和背景下，海上风电将成为未来低碳发展的主线之一。

1.2、中国海上风电发展情况

中国蕴藏着丰富的海上风力资源，根据报告，中国水深 5-50 米海域，100 米高度的海上风能资源可开发量为 5 亿千 瓦，总面积 39.4 万平方千米。另外近岸潮间带、深远海也具备较丰富的风能资源。与 陆上风电相比，中国海上风电具有运行效率高，风力资源丰富，发电稳定的特点，同 时中国用电主要集中在东南沿海地区，发展海上风电可以更靠近用电中心，就近消纳。

随着国家政策的大力支持以及海风成本的降低，近几年中国海上风电高速发展，已经 成为了全球装机规模最大的海上风电市场。根据 GWEC 统计，2021 年中国海上风电 新增装机量 16.9GW，约占全球新增装机量 80%，累计总装机量 27.68GW，占全球总 装机 48.4%。中国海上风电发展历程大致分为四个阶段：

1）初期探索阶段（2010-2014年）

中国海上风电相较于欧洲发达国家起步较晚， 2010 年 6 月，中国同时也是亚洲首个大 型海上风电场——东海大桥 100MW 海上风电场并网发电，标志着中国海上风电产业 迈出了第一步。但是受制于海上风电发展初期资本投入较大，发电成本较高，风场运 营维护经验不足等因素限制，2010-2014 年期间海上风电发展速度较为缓慢，这一阶 段，主要采用特许权招标方式招标海风项目，截至 2014 年底，中国海风累计装机量 654MW。

2）稳步发展阶段（2015-2018年）

在此期间，国家发改委发布了《关于海上风电上网电价政策的通知》，规定了 2017 年 投运的潮间带海上风电和近海海上风电项目上网电价分别为 0.75 元/千瓦时和 0.85 元/ 千瓦时。这一阶段，随着地方政府层面的政策支撑，海风项目的经验积累，以及技术 设备逐渐成熟等因素驱动，海上风电累计总装机量迅速增长，从 2015 年 1035MW 增 长到 2018 年 4443MW，CAGR达到62.5%

3）三年抢装阶段（2019-2021年）

随着国家宣布 2019 年 1 月 1 日至 2020 年底前核准的海上风电项目，2021 年底前仍未 完成并网的，不再享受国家补贴，中国迎来了为期三年的海上风电“抢装潮”。2019- 2021 年海上风电累计装机从 4.44GW 增长到 27.68GW，CAGR 为 84%。 这三年由国 家政策驱动的海上风电规模跨越式发展，也同时带动了风电产业链上下游的需求，进 一步完善了产业链的结构，部分零部件如高端海缆，轴承等逐步实现国产替代。

4）平价上网阶段（2022年-至今）

随着国补取消，部分省份用省补接力国补，海上风电迈进平价时代。相较于去年整年 海上风机招标的冷淡，根据国际风力发电网统计，2022 上半年海上风机公开招标量达 16.1GW。山 东和广 东的 海风总 招标数 占 69% 。其 中，山 东 2204.5MW ，广 东 1696MW。在海风平价上网阶段，海上风电产业链持续的降本增效将是驱动行业发展 的关键因素。

1.3、欧洲海上风电发展情况

欧洲是世界上最早落地海上风电项目的地区。1991 年，丹麦 Vineby 海上风场安装了 世界上第一台海上风机。欧洲的海上风电距今已有 30 年发展的历史，无论技术上还是 规模上都保持世界领先水平。过去的十年中，欧洲海上风电装机量 CAGR 达到 18.88%，保持高速增长的同时成为了全球最大的区域海上风电市场。2021 年欧洲海 上风电新增装机量为 3.3GW，截至 2021 年底欧洲海上风电累计总装机量 28.2GW。

欧洲海上风电发展主要分为三个阶段：

1） 萌芽期（1991-2001年），在这一时期，大部分政府和企业都不认可海上风电的 发展前景。安装的容量很少，缺乏可靠的产业链。风机的容量一般在 0.5-1MW，风场 的规模较小，一般在 20MW 以内。2001 年，欧洲海上风电累计装机不到 100MW，平 均安装成本 2600USD/kW，平准化度电成本 (LCOE) 约为 0.12USD/kWh。由于此阶段 风场的规模较小，因此限制了海上风电的社会影响和经济效益。

2）上升期（2002-2011年），在这一阶段，海上风电得到了政府政策支持，施工安装 技术进一步完善，融资规模大幅增加，海上风电进入高速增长期，单一项目规模也达 到 100MW 以上，2002 年丹麦建设了一个有现代规模的风电场 Horns Rev 1，装机容 量为 160 MW，离岸距离在 14~20 km。2011 年欧洲海风平均安装成本 4658USD/kW， 平准化度电成本达到 0.159USD/kWh，累计海上风电装机量达到 3.8GW。

3）市场化（2012-至今），这一时期在技术可行性证明后，海风成本降低，政府进一 步减少补贴，海上风电市场化成为主题。风机的设计容量不断增大，离岸距离也不断 增加。截至 2021 年，欧洲海上风电总装机量达到 28GW。平均安装成本在 2013 年达 到最高峰 5740USD/kW 后，开始逐步下降，2019 年下降到 4094USD/kW，平准化度 电成本达到 0.117USD/kWh。2018 年，欧洲出现了“零补贴”海上风电项目，可再生 能源开发商 Vattenfall 获得了荷兰 Kust Zuid 两个海上风电场的开发权，随后，德国、 丹麦、荷兰等国也有多个“零补贴”的海上风电项目相继落地。2021 年 12 月，丹麦 出现了首个中标的“负补贴”海上风电项目，标志着欧洲海上风电已经走向市场化。

2、海底电缆的发展历史及现状

海缆分为海底通信电缆和海底电力电缆。电力海缆是海上风电的核心零部件之一，其 特点是在绞合的导体外用绝缘层包覆，并辅以屏蔽、护套、铠装等特殊结构使其具有 良好的绝缘、机械、电气性能，主要应用于电力系统中输配电网电力传输，安装方式 以水下敷设为主。 根据技术迭代和发展历史，我们把海缆发展分为以下三个阶段。

1）实验期（1850-1961年）

1850 年，法国和英国之间敷设了世界上第一条海底电缆，随着这一阶段自然科学的迅 速发展，海缆的绝缘材料也在不断迭代，黄麻沥青，聚氯乙烯，聚乙烯，交联聚乙烯 等材料先后应用。这一时期的海缆技术尚未成熟，还停留在实验阶段。

2）商业化（1962-1999年）

这一时期，欧洲国家海缆技术已经相对成熟，迎来了大规模商业化。1988 年，中国建 成了第一条海底电缆。共有两条，一条是福州川石岛与中国台湾沪尾（淡水）之间，长 177 海里；另一条由台南安平通往澎湖，长 53 海里。1999 年，世界上首条商业化直 流 XLPE 电缆敷设完成。

3）发展期（2000年-至今）

随着海上风电从近海到深海远海不断探索，海缆的技术趋势进一步从低压到高压，从 交流到直流。2009 年，中国首条 500kV 高压交流海缆电路建成，2014 年，中国首条 柔性直流电缆投入运行。这一时期，欧洲海缆无论是技术研发还是商业化应用，始终 领先于中国。

2.1、海底电缆种类

海缆的种类繁多，根据电压等级，传输形式，输电作用，绝缘材料不同，我们可以把 海缆分为四类。

1）根据电压等级分类。根据电压等级的不同，可以分成低压电缆，中压电缆，高压电缆，超高压电缆，特高 压电缆五类。低压电缆常用于住宅间或小型商业客户到公用事业的配电线，中压电缆 常用于市区及郊区的电力分配，高压及以上电缆通常用于远距离或高效能电力传输。

2）根据输电作用不同可以分为集电海缆和送出海缆。集电海缆一般用于海上风力发电 机的连接，送出海缆用于风机并网使用。在海上风电输电过程中，风力机组发电通过 集电海缆送到海上升压站，将电压升高后，再由送出海缆传到岸上接入电网。在综合 考虑经济性，输电效率，海上风电场容量的情况下，国内常见的集电海缆通常为交流 35kV，送出海缆为交流 220kV，根据不同需求也会采取更高电压等级。

3）根据电路传输形式不同可以为交流海缆输电和直流海缆输电。交流海缆输电发展较早，技术相对较为成熟，生产成本较低，早期海上风电多采用高 压交流输电方式。高压交流输电过程中，先由海风驱动风机转动，带动发电机发电， 通过变压器在机舱内部提高电压，再由集电海缆传输到海上升压站二次升压，最后由 送出海缆输送至陆上变电站。

高压直流输电系统是在输电线路的始端，风电机组输出的交流电经过升压变压器，再 通过集电海缆至海上换流站转换为直流，最后通过直流线路传输到陆上换流站转换为 符合要求的交流电并进行并网。柔性直流输电系统是在传统直流输电系统的基础上引入了可关断电子器件的一种新型 可换流的直流输电技术，能够对电压提供稳定的支撑，还具有可控性强等优点，是在 大规模且远距离海上风电场中输电并网的首要选择，随着远海风电场的不断开发，柔 性直流输电已逐步变为海上并网的核心技术。

4）根据绝缘材料的不同，我们把海缆分为油纸绝缘海缆，橡胶绝缘海缆，塑料绝缘海 缆。交联聚乙烯（XLPE）绝缘电缆，是一种适用于配电网等领域的电缆，它结构简单、 重量轻、耐热好、负载能力强、不易熔化、耐化学腐蚀，机械强度高，已经是应用最 广泛的海缆产品。但是从高压直流输电海缆的市场来看，传统的油纸绝缘输电海缆仍 然是主流产品。

2.2、海底电缆材料

海缆原材料主要包括金属材料和化工原材料，其中金属材料包括铜杆（电解铜）、铝 杆、合金铅锭、铝带、钢丝等；化工原材料包括绝缘料、护套料、半导电屏蔽料等。在海缆的结构中，最外层的外被层用来抵御海水腐蚀；下一层是钢丝铠装，用来加强 海缆的机械强度，防止外力破坏；铅护套用来抵御海水腐蚀和强大的水压；阻水层可 以阻止当铅护套损坏时，海水渗入铅护套并沿轴向扩散；海缆绝缘层和陆缆绝缘层没 有区别，用来传送能量；内外屏蔽层用来均匀电场分布，提高绝缘寿命。

根据海缆导电芯数量的不同，可以分为单芯海缆和三芯海缆。单芯海缆便于敷设，敷 设长度一般为三芯电缆的三倍，总体施工时间较长。同时，单芯海缆要敷设在三根非 磁性管道中，而三芯海缆敷设在同一根管道中，单芯管材根数相比三芯需求较多，变 电站多回进出线不方便布置。高压电力海缆因为相间绝缘问题通常使用单芯海缆，中 压电缆因为电压较低，相间绝缘问题可以忽略，一般采用三芯形式。

2.3、海缆生产工艺

目前国际上用来生产中高压海缆和 110～500kV 高压 XLPE 电缆的工艺装备主要有立 塔交联（VCV 与 GCP 法）、MDCV、CCV、FZCV 等生产方法。

2.4、海缆技术趋势

随着海上风电的风机大型化，向深海远海发展的趋势，对与其配套的海缆行业也提出 的更高的要求。未来海缆的技术将向高压化，直流化，软接头方向发展。

高压化

同输电功率的情况下，电压越高电流就越小，高压输电能减少输电时的电流从而降低 因电流产生的热损耗和降低远距离输电的材料成本。目前市场上的送出海缆从传统的 220kV 交流海缆，逐渐过渡到电压等级更高的 330kV 三芯交流海缆和 500kV 三芯交流 海缆。

直流化

交流电缆绝缘结构中的等效电容随着电缆长度的增加而增加，在电能传输过程中，等 效电容与电源不断进行充电、放电，其充电电流可达到极大值而影响正常有功负荷的 传输，因此交流电缆理论上存在极限传输距离，超过极限传输距离后使用交流电缆传 输电力经济性将显著下降。柔性直流电缆长度不受充电电流的限制，介损和导体损耗较小，适宜远距离电能传输。由于换流站的造价和运行费用均比交流变电所要高，但 直流输电线路的造价和运行费用比交流输电低，因此对于同样输电容量，输送距离越 远，直流相比交流输电的经济性就越好。实际应用中，直流海缆和交流海缆的等价距 离一般在 40 千米左右，超过 40 千米以上的远海输电，采取直流输电的方式更具有经 济性。

软接头

在长距离海缆应用中，受现有生产技术、能力的限制，通常单根无接头海缆长度无法 达到使用距离，此时可以使用软接头将多根海缆进行接续，从而实现一次性敷设的应 用需求，但两段电缆之间的接头处是性能最薄弱的地方，因此需要着力提升接头处的 性能，确保海缆整体的稳定性和可靠性。海缆软接头涉及焊接，高分子、绝缘多工种， 比较复杂。重点在于通过控制各种工艺参数，尽可能实现接头处的性能和本体保持一 致，且随着电压等级的提高，相应的技术难度也不断增加。

3、海底电缆行业的现状

3.1、海底电缆产业链

海缆产业链由上游的原材料金属（铜，铝，钢，铅等），非金属（绝缘材料，护套 等），中游的海缆制造企业（中天科技、亨通光电、东方海缆等），以及下游海上风 电投资建设企业构成。在上游原材料中，金属铜占比最高，约占 70%。

海缆行业成本原材料占比高达 85%以上，利润空间受原材料价格变化直接影响。我们 选取三家规模海缆企业，中天科技，东方电缆，亨通光电的海缆业务材料成本占比， 根据市占率做加权平均后，得到海缆行业原材料占比为 86.2%。

3.2、行业壁垒

海缆行业是资金和技术主导的高科技行业，生产工艺复杂，生产线和技术迭代较快， 敷设难度大，行业的壁垒较高。从生产技术，业绩经验，码头资源三个方面形成了行 业壁垒，给后进入的企业造成巨大的难度。 生产技术壁垒：风机大型化的需求，使得海缆的技术不断迭代。常见的 35kV 集电海缆 和 220kV 送出海缆，已经难以满足发电厂的输电需求。目前 66kV 的集电海缆，330kV 和 500kV 的送出海缆已经在国内的海风项目投入运行。高电压海缆对于企业的研发能 力，材料选择，工艺水平，生产线改进，质量检测，运营维护等方面要求都非常高， 目前具有 220kV 以上海缆技术储备的只有中天科技，东方电缆，亨通光电三家龙头企 业。

业绩资质壁垒:海缆敷设属于重大工程，在项目招投标阶段，海缆企业的过往业绩和安 装经验是下游客户重要的考察部分，近两年的海上风电项目招标时普遍对企业过往三 年内有项目经验要求。同时海缆企业产品需要通过 CCC 认证，认证周期长达一年。海缆项目的历史业绩要求较高且资质认证周期较长，对于新进入玩家来说，很难与现有 规模企业形成竞争。码头资源壁垒:由于海缆需要专门的海缆敷设船进行运输，而且海缆器件重量较大，通 常可达千吨以上，生产商都是一边生产一边装船，因此需要海缆企业具备千吨级别以 上的码头资源。随着码头审批难度加大，码头已经属于稀缺资源，已有码头的海缆企 业进一步巩固了护城河优势。

3.3、竞争格局

欧洲的海缆市场，2020 年欧洲 4 家公司供应了集电海缆。TFK Group 继续成为集电海 缆(41%)的主要供应商，在德国、葡萄牙、比利时和英国拥有 145 根电缆。Nexans 位居第二(27%)，负责 Borssele 1&2 的涡轮机连接。PRYSMIAN 排名第三(21%)，其在 Borssele 3&4 的涡轮机连接。NSW Technology 排名第四(11%)。

2020 年欧洲市场送出海缆的由四家公司供应，NKT Group 和 NEXANS 分别占据 33% 市场份额，Hellenic Cables(22%) 和 PRYSMIAN (11%)紧随其后。海缆行业在欧美发 达国家起步较早，经过多年的发展，已经形成了稳定的竞争格局。行业利润受上游原 材料价格直接影响，在原材料价格波动中，小企业被逐渐淘汰，同时行业壁垒较高， 给新进企业造成很巨大难度，因此头部几家企业占据了绝大多数份额。

中国海缆行业具有较高的行业集中度。规模最大的三家企业中天科技（37%），东方 电缆（33%），亨通光电（17%）占据了接近 90%的市场份额，其余 10%左右份额属于汉缆股份，万达电缆和宝胜股份。中国较欧洲市场起步较晚，未来国内海缆行业的 发展趋势也将是几家头部企业市场份额进一步提高，由于海缆行业有较高的壁垒，新 进玩家很难有机会挑战“三足鼎立”的格局。 海缆敷设难度大，因此具有很强的属地优势。例如东方电缆在广东省投放了产能，在 广东省中标的属地优势明显。目前国内只有中天科技，东方电缆，亨通光电三家公司 有能力生产 220V 以上的海缆。三家公司均采用“研发设计，生产制造，安装服务”的 模式为客户提供定制化产品，提供 EPC 总包服务及系统解决方案。目前三家企业毛利 率均在 40%左右，具有较强的盈利能力，市场竞争格局相对较为稳定。

3.4、驱动海缆行业发展的因素

全球市场需求的不断提升，给海上风电的发展带来了较强的确定性，同时技术的不断 升级，降本增效，也将助力海上风电的发展。

3.4.1、需求因素

国内海上风电市场需求 中国在“双碳”目标的指引下，沿海省份也出台相关政策，加快布局海上风电。目前 已出炉的沿海省市海上风电“十四五”规划总产能共计 100GW，根据 GWEC 数据， 2021 年底中国总装机量 26.38GW，因此可以预估 2022-2025 年期间中国新增海上装 机将增加超过 70GW。海缆作为海上风电的重要组成部件，将受益于海上风电的巨大 增长，需求量同步提升。

全球海上风电市场需求 为了实现《巴黎协议》2050 年净排放归零的目标，全球许多国家出台发展海上风电的 政策，加快海上风电布局。美国、日本、英国、德国等世界主要经济体已经明确了海 上风电远期装机计划。其中美国，日本目前海上风电规模还处于起步阶段，可以预期 到 2030 年之前，美日两个国家海上风电将迅速增长，进一步扩大对海缆的需求量。受益于国内和海外海上风电市场需求的齐头并进，给海缆的高速增长带来了较为确定 的空间。我们预计直到 2030 年，海缆行业都将迎来持续不断的强劲需求。

3.4.2、技术因素

深海远海化提升海缆需求 海上风电逐渐向深海远海迈进，一方面远海深海的风力资源较为丰富稳定，有助于海 风降本增效；另一方面，近海风电制约因素较多，开发能力有限，深海远海蕴藏着更 大的开发空间。根据 IRENA 的数据，2001 年投入使用的海上风力发电场距离海岸约 5 公里，水深 7 米。2020 年，海上风电场与海岸的加权平均距离和水深分别为 30 公里 和 38 米。

中国近两年的海上风电招标项目中,射阳 100 万千瓦海上风电项目，粤电阳江青州一、 二海上风电场项目，明阳阳江青州四海上风电项目，离岸距离均达到 50km 以上。在 深度方面，目前中国海上风电项目的平均深度为 20-30m，而受制于深远海特点不同， 不同地区的发展潜力也不同。以浙江和江苏为例，浙江距离海岸线 60-70 公里范围就 可以达到 50 米水深，而江苏则距离海岸线 200 公里才能达到同样深度。海上风电场离 岸距离越来越远的趋势下，单一海风项目的海缆需求量也将同步提升。

高压输电、柔性直流输电技术，将提升海缆单位价格。随着海上风电的深海化，远海化发展趋势，为了减少输电损耗和运维成本，远距离输 电多采用高压输电，欧洲则广泛采用柔性直流输电技术。根据招标数据显示，220V 电 压等级的海缆成本一般在 400-500 万元/千米,而 500V 的海缆项目，招标价格通常在 1000 万元/千米以上。海风输电电压提升，海缆单位价格也随之提升。

4、海上风电及海缆市场规模预测

4.1、海上风电发展预测

经过几十年的发展，全球海上风电技术已经日臻成熟，欧洲海上风电已从实验和验证 阶段进入到规模化商业开发阶段，国内海上风电虽然起步较晚，但在国家政策支持下， 目前已在近海风电技术开发、装备研制等方面达到国际领先水平。我们认为，未来海 上风电将向以下方向发展。

随着近海开发逐渐达到饱和，为了进一步发挥海上风电在绿色能源替代中的关键作用， 未来的海上风电项目将向深海远海探索。柔性直流输电技术将成为主要技术发展方向， ±525kV 以上的直流海缆会在海风项目中得到广泛应用。而漂浮式风机可在深水区域 获得丰富的风力资源，其海面空间至少是固定式风机的四倍，可大大增加海上风电场 选址的灵活性，根据 DNV 预测，至 2050 年，全球漂浮式海上风电项目装机量将高达 264GW，漂浮式风机未来的大量运用将增加对于动态海缆的需求。 中国海上风电产业也正处于向实现平价上网过渡的重要阶段，结合国家对可再生能源 开发的重大需求，海上风电一旦实现平价上网，将带来产业的规模化发展，从而支撑 产业链相关行业长期全面规模化可持续发展，中国海上风电将进入一个全新的发展阶 段。

4.2、海上风电市场规模预测

机构预测

根据 GWEC 预测，2022-2026 年期间，全球范围内预计将增加 90GW 海上装机，预计 每年海上平均装机容量为 18.1 GW，CAGR 达到 8.3%；中国将增加 39GW，平均每年 增加 7.8GW，CAGR 达到 19.9%。

模型预测

我们根据各省公布的“十四五”期间产能，在 GWEC 的预测数据的基础上进行调整。 预计 2022-2026 年内国内新增海上风电装机量 80GW，CAGR32.45%，累计装机 106GW，全球新增海上风电装机量 130GW，CAGR26.82%，累计装机 187GW。 受益于中国海上风电供应链国产化程度提高，风机大型化技术的进步，安装运维的经 验技术积累，装机成本已经从 2010 年中国首个海上风电场 23700 元/kW 降低到目前 15700/kW,降幅达到 33.76%。根据发改委数据显示，2021 年全球海上风电资本支出 基准为 16787.5 元/kW。

在中国海上风电产业链较为成熟的江苏地区，投资成本能达到 14400-16300 元/kW。2021 年中国度电成本为 0.52 元/kWh，全球平均为 0.57 元/kWh。 我们假设海上风电风机运行周期为 20 年，年等效满负荷小时数 3000h，IRR 为 7%， 上网电价 0.4 元/kWh。以 2026 年海上风电达到平价为基准，预测 2022-2026 年每年 海风装机成本。

4.3、海缆市场规模预测

目前海上风电市场主要分布在中国和欧洲，由于中国处于发展中国家，劳动力和原材 料价格相对较低，在成本方面与发达国家有较大差异。因此我们把海上风电的装机成 本分为国内和海外两部分考虑，分别对两个市场的装机成本进行计算和预测。

国内海缆市场规模计算和预测

为了计算国内海缆的市场规模，我们对江苏、广东和福建地区的海上风电项目进行成 本拆分。其中，风电机组（含安装）和施工占比最高，占比 65-70%左右。江苏和福建 海缆成本占比约为 8%，广东约为 13%，我们认为全国海上风电项目海缆成本平均占 比 10%。

由于国内海风平价带来持续降本增效的压力，浙能台州 1 号海上风电场、中广核象山 涂茨海上风电场、华润电力苍南 1＃海上风电项目招标均为低价，风机最低价为 3548 元/kW（含塔筒）。今年 1 月，海上风电再现低价跌破 3000 元/kW，与 2020 年 7000 元/kW 的平均报价相比，最大幅度已降低超 50％左右 。风机成本的持续降低，意味着海上风电的整体规模是通缩的，而海缆环节受益于深海远海化，海缆长度更长；高压 柔直化，使得单位长度价格更高。因此，海缆规模有望不降反升，是海上风电的抗通 缩环节。目前海缆占比约 10%，我们以 1%的年增长率乐观估计，2026 年有望达到 14%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）