海缆龙头，星辰大海

“十四五”海风快速发展，海缆未来市场空间广阔。政策利好叠加海风平价周期到来，“十四五”期间海风新增装机有望实现新高。我们测算2023-2025年国内海风新增装机规模CAGR为58.1%。海底电缆作为海上风电结构重要一环，占海风总投资11%左右。未来海上风电规模化、深远海化推动海缆需求趋向更高电压等级、柔性直流海缆，海缆产品单位价值量将得到提升。我们测算全国海缆系统“十四五”期间市场空间将持续增长，到2025年可达365亿元。 海缆行业高技术壁垒叠加资源约束，头部企业优势尽显。海缆行业具有高技术门槛，东方电缆等龙头企业已有十余年技术积累，目前二线厂商对于超高压海缆及柔性直流产品仍与头部企业有明显差距，未来企业产品结构将形成分化；业主招标看重企业过往业绩及资质，头部企业拥有更多订单机会；此外，企业获取订单和海缆总包服务能力受码头及船舶资源约束。总体来说，3~5年内新进入者难以同时实现技术突破与产能释放，行业集中度相对较高，未来有望稳固市场份额。 公司凭技术+业绩稳固龙头地位，扩产迎海风景气周期。公司坚持“海陆并进”，近年来抓住海上风电高速发展机遇，公司营收快速增长，2018~2022年营收CAGR达23.4%，2023H1年海洋业务营收占比超50%，其中海缆业务贡献80%毛利润。 （1）公司技术积淀深厚，不断加大超高压和柔直海缆等高端产品研发投入，23年交付青州一二500kV三芯交流海缆（含软接头），技术优势将在海风平价背景下扩大公司与二线厂商利润差距。 （2）公司在手订单充足，截至2023年7月，公司在手订单为80.01亿元。公司布局宁波和阳江，并推进南方基地产能建设，预计到24年底产值超90亿，借助产能释放、码头和海上施工船资源以及基地区位优势，未来业绩有保障。 （3）公司积极开拓海外市场，2022年6月在荷兰设立境外子公司，有望抓住欧洲海风放量机遇。 盈利预测：我们预计公司2023-2025年实现归母净利润12.73/16.67/21.54亿元，同比增长51.2%/30.9%/29.2%，对应PE为22.6/17.3/13.4倍。看好公司业绩发展，首次覆盖给予“买入”评级。 风险提示：海上风电发展不及预期、原材料价格波动、行业竞争加剧、行业规模测算偏差风险、研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后风险。 一、中国海陆缆核心供应商，二十年铸就优越品质 1.1海陆缆齐头并进，海缆领域技术实力强劲 二十年铸就海陆缆优越品质，打破海缆领域外资垄断。东方电缆坐落于浙江省宁波市，地处中国大陆海岸线中段、经济发达的长江三角洲南翼，毗邻上海、杭州，紧靠深水良港北仑港，主营各种电线电缆的研发、生产、销售及其服务。公司成立于1998年，于2007年进行股份制改革，设立宁波东方电缆股份有限公司。公司秉承“让陆地和海洋互联”使命，作为电力电缆主要生产供应商，重视创新并拥有深厚积累，特别是在海缆领域掌握先进技术，打破了外资企业垄断。2005年，公司开发35kV光电复合海底电缆、海底交联电缆填补国内空白，2010年220kV海缆的成功研发投产打破了海外企业在高端海缆市场的垄断地位。此后，公司不断向高电压等级、大长度和柔性直流海缆发力，2014年，公司在上海证券交易所上市。 公司目前具有500kv及以下交流（光电复合）海缆、陆缆、±535kV及以下直流（光电复合）海缆、陆缆系统产品研发、生产、安装、运维能力，公司科技创新、质量管理与核心技术突破处于行业领先地位。 图表1：东方电缆沿革历程 公司股权结构清晰，利于长期稳健经营。截至2023年8月25日，东方电缆控股股东为宁波东方集团有限公司，持股比例为31.63%。东方电缆实际控制人为夏崇耀、袁黎雨夫妇，其中夏崇耀通过宁波东方集团和华夏投资间接持有共计16.28%的公司股份，袁黎雨直接持有7.71%股份。公司共有4家子公司及1家联营公司，分别为东方海工、东方海缆、广东东方海缆、东方电缆欧洲公司及上海福缆，覆盖公司海缆、陆缆、国内及国外海洋工程业务。 图表2：东方电缆股权结构图（截止2023.8.25） 1.2公司产品覆盖海陆线缆，海缆业务近年表现突出 公司主要销售海缆系统、陆缆系统及海洋工程三大领域的产品和服务。 公司的业务板块覆盖海陆缆及海洋工程领域，主导产品为海缆、电力电缆和智能线缆，提供深远海脐带缆和动态缆系统、超高压电缆和海缆系统、智能配网电缆和工程线缆系统、海陆工程服务和运维系统四大解决方案。海缆系统产品主要应在在岛屿联网、海上风电、海洋油气领域，拥有超高压交流及柔性直流、动态缆、脐带缆等具有竞争力的产品；陆缆系统主要应用覆盖智能输配电网、智慧建筑&家居、轨道交通、装备用电、绿色石油化工等领域，提供超高压电力电缆（500kv）、中（低）压交流陆缆、柔性直流陆缆等丰富产品服务；公司海洋工程业务涵盖海缆的敷设施工、运行维护、抢修服务和竣工验收等配套服务。 图表3：公司三大产品与应用领域 海缆业务是公司重要营收来源，营收贡献占比持续提升。海缆业务一直是公司重要的业务组成部分且营收占比呈上升趋势，2018年以来公司抓住新能源发展机遇，在海缆业务板块加大出力，而2021年海风抢装促使海缆出货增加，为企业营收快速增长做出主要贡献，海缆营收占比从2018年的35.5%提升至2023H1的44.9%。2018-2022年海缆业务营业收入CAGR为20.2%，到2021年顶峰而后2022年有所回落，2022年收入22.40亿元，同比下降31.6%，主要系疫情与军事等因素影响下海上风电建设节奏延后。此外，海缆项目招标呈现的总包趋势也使海洋工程业务有望成为另一个营收增长点，公司海洋工程营收占比由2018年的2.2%迅速增长至2022年的11.2%，2018~2022年CAGR达84.6%。2021年海洋产业板块营收占比首次超过50%，达到51.5%，2022年占比有所下降，到2023H1又提升至50.5%。 图表4：公司海缆业务营业收入及增速 图表5：公司海缆销量及平均单价 图表6：公司海洋工程业务营业收入及增速 图表7：公司营业收入构成 公司奉行海陆并进战略，陆缆营收稳定提升。公司陆缆营收占比在50-60%左右，近几年有所下滑，但营收相对稳定增长，仍是公司重要收入来源。2022年陆缆系统销量提升至16.24万km，同比增长2.8%，营收增长至39.78亿元，同比增长3.5%。公司2018年以来陆缆价格保持平稳，近三年陆缆平均单价在2.1-2.4万元/km之间。 未来公司将抓住特种电缆在智慧电网建设、现代化城市建设、新能源电站建设中的重要应用，以其作为业绩增长点，加快升级陆缆产品结构，开拓粤港澳大湾区市场，发挥熔接头技术优势，保证三大业务板块协同发展，促进“海陆并进”。 图表8：公司陆缆系统营业收入及增速 图表9：公司陆缆销量及平均单价 海缆业务毛利率保持高水平，盈利能力位于行业前列。公司作为海缆龙头企业，在海上风电快速发展背景下，领先的技术水平和过往丰富业绩为公司赢得较多高电压等级的海缆项目高毛利订单，海缆业务毛利率高于行业平均水平，海缆业务毛利率基本在43%-55%区间，其中23H1毛利率达51.1%，提升明显主要系高规格的青州一二500kV三芯海缆的交付完成，整体海缆业务毛利润贡献比例也基本在70%-80%区间，是公司业绩增长的主要驱动力。此外，202 3H1年公司陆缆和海洋工程板块毛利率分别为8.8%和23.0%，毛利润贡献比例分别为15.1%和4.5%。 图表10：公司毛利润构成 图表11：公司三大业务板块毛利率 1.3公司营收略有波动，出货结构优化提升盈利能力 公司业务发展整体呈良好态势，归母净利润历经22年低谷开始回暖。 公司2018~2022年营收CAGR为23.4%，主要是由于公司“海陆并进”发展势头良好，国内海上风电发展迅速带动海缆交付上升，特别是2021年海风抢装潮带动公司当年收入同比增长57.0%，2022年受抢装回落等因素影响收入同比增速有所下滑。公司2018~2022年归母净利润CAGR为48.9%，整体走势和收入走势相一致，归母净利润复合增速高于营收复合增速主要系一方面海陆结构优化带来盈利能力提升，另一方面期间费用率把控也在逐步增强。2023年上半年，公司实现营业收入36.88亿，同比下滑4.4%主要系陆缆收入下滑；实现归母净利润6.17亿，同比上升18.1%，主要系青州一二500kV送出缆的大规模交付带来的盈利改善。 图表12：公司2018-2023H1营业收入及增速 图表13：公司2018-2023H1归母净利润及增速 公司盈利能力相对优越。公司2018~2020年毛利率和净利率保持同步增长趋势，主要因近年来海上风电加速发展，公司大力开拓海洋输配电及海洋新能源等高端产品市场。2020年相较于2018年毛利率提高14.0pct，净利率提高11.9pct，主要系2020年确认了2019年的部分高价海缆订单，驱动公司毛利率和净利率达到高点。而后在21-22年下滑，又在23H1提升，主要都是来自海缆收入确认结构的影响。 公司费用控制相对稳定，研发费用率保持高位。高附加值海缆产品的研发及生产能力是未来一线企业营收构成与盈利能力区别于二线企业的关键，因此头部海缆企业近几年研发费用都持续上升以提升竞争力，2018-2023H1公司研发费用率基本维持在3.3%-3.5%之间。此外，销售/管理/财务费用率稳中有降，2023H1分别为1.8%/1.6%/0.2%。 图表14：公司2018-2023H1毛利率及净利率 图表15：公司研发费用率维持相对高位 二、海上风电十四五发展迅速，海缆市场空间广阔 2.1海上风电快速发展，海风产业需求旺盛 中国承诺“3060双碳”目标，“十四五”期间有序推动海上风电基地建设。 《“十四五”可再生能源发展规划》提出，积极推动近海海上风电规模化发展，开展深远海海上风电平价示范。加快推动海上风电集群化发展，重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾五大海上风电基地，在广东、广西、福建、山东、江苏、浙江、上海等地推动一批百万千瓦级深远海上风电示范工程开工建设。此外，据我们统计，全国各省已发布的“十四五”海上风电规划总装机量近60GW。 图表16：国内沿海省份“十四五”海上风电规划 海上优势明显，发电利用小时数高。不同于陆上风电存在风资源与用电负荷地理分布不协调的特点，我国海上风电靠近用电负荷高的东南沿海地区，利于清洁能源就地消纳，减少了远距离输配电压力及弃风弃电现象，且海上风速更高，静风期短，年发电小时数明显优于陆上风电，可达3800小时。根据BNEF最新数据，2023年H1海上风电平准化度电成本为74美元/MWh，相比22H2下滑了2%，预计随着风机大型化带来的成本降低，海上风电的高利用小时数使其具有良好的经济潜力。 图表17：海上风电与陆上风电对比 图表18：BNEF测算2023年H1海上风电LCOE为74$/MWh 海风降本空间仍存，平价可期。海上风电降本可通过提升发电量、降低建设成本和运维成本来实现。在发电量方面，海风与陆风类似，都可以通过提升单机容量、加大叶片等方式实现。在降低建设成本方面，根据国网能研院测算，我国海上风电的平均单位千瓦造价由2010年的2.37万元/kW左右降至2020年的1.57万元/kW左右，近十年海风单位投资下降幅度超过50%。2021年由于抢装带来短期内设备供应及施工资源紧张，海上风电造价有所提升，单位千瓦造价在2.1万元/kW左右，随后2022年海上风电单位造价进一步下滑至1.15万元/kW左右。从海风的成本拆分来看，以江苏地区的海风项目成本结构为例，其成本构成主要包括风机、塔筒、风机基础及施工等部分。其中海上风机的成本占比最高，一般可达45%以上；其次塔筒+风机基础及施工环节也可超20%。 随着大兆瓦风机和深远海漂浮式风机的推广，海上风机与风机基础的单瓦投资均有一定的降本空间。在降低运维成本方面，可以通过搭建海上风电机组智慧运