总的来说，对东方电缆的投资基于两个核心假设的成立：第一，海风平价于25年之前普遍实现，十四五规划的装机规划按计划实现。第二，海缆行业的竞争继续维持寡头的竞争格局，东方电缆的行业地位维持。
东方电缆的分析分为上下两篇，上篇分析海风产业，下篇分析海缆行业与东缆的具体情况。
市场充斥着对海风平价时代到来的欢呼，对海风行业的判断也落脚于各省的政策规划。不可否认平价对海风的发展起关键性影响，政策规划也是海风未来的重要预测指标，本文对这两点提出了质疑，并试图探索如下三个问题：
1. 海风目前距离平价有多远？
2. 知道距离之后，海风的降本速度有多快？是线性的，还是加速的？
3. 在这中间的过程中，目前是否隐藏什么风险，让海风的产业停滞或影响其速度？
结论有如下几点：
1. 平均来说距离平价的空间仍约有23.8%的空间。这个数字虽然是精确假设计算，但考虑现实情况中仍然有多种变量扰动，按照15%-30%的降本空间估计。
2. 第二个问题，降本速度有多快。过往的海风历史显示，平均每年的降本速度为4%。接着对降本的速度是否为线性提出质疑，提出从两个方面去考虑降本的预测指标：宏观与微观。
3. 宏观角度而言，通过回溯光伏与陆风的历史政策发展，总结出两个指标：政策规划与并网电价。通过这两个指标，我们得出的结论是，海风的发展有不可忽视的潜在风险。政策方面，是因为海风行业自身发展仍然缺乏市场化的真实需求（参照第三点平价空间仍有23.8%），仍在政府导入的阶段。并网发电方面，国补退出，地方接力，这对于陆风与光伏的成本可以接受，但是海风仍然存在一定距离，地方政府在与国家交接的过程中，可能引发潜在的问题。
4. 微观角度而言，跟踪的主要指标仍然是风机大型化。这一指标并不存在跳跃式创新，所以依据此指标而言，平价的距离仍然可以按线性推算，平均实现平价的时间仍至少需要两到三年，期间或许有江苏和广东省份率先实现平价。
5. 总结，按照现状外推，海风的距离平价仍然有两到三年以上的时间，这中间不排除出现突变的新技术迎来跳跃式降本，从而提前实现平价。但这不属于我们认知内能够实现的预测。在排除超预期降本技术出现的情况，目前海风仍然以政策导入为主，这其中存在着缺乏真实需求的风险。并且，在政策的接力中，国补退出地补接力，国补最后一年的装机量超预期，透支了大量需求，地补在接力过程中的力度不一，对需求而言存在着进一步的压力。但是这些风险不是一定发生，所以海风行业处在一个中性偏冒险的位置。
一． 海风机电介绍
关于海风风机组成与具体产业链：
为什么选择海风：根据Bilgili, Yasar, & Simsek (2011)的论文海风与陆风的对比中，海风的优势与劣势有如下几条：Offshore wind power development in Europe and its comparison with onshore counterpart. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 15(2), 905-915.
1. 海风的风速更高，总体风力资源比陆风大。
2. 大面积连续区域的可用性，可适用更加大型的项目
3. 消除视觉冲击和噪音问题，
4. 更高的风速，通常随着离海岸的距离而增加，
5. 更少的湍流，使涡轮机更有效地收集能量并减少涡轮机上的疲劳负载，
结合我国具体情景，优点可以增加下列两点：
6. 海风多半靠近沿海发达省份，能就近消化电力资源。
7. 海风对比陆风不占用过多土地资源，适合沿海省份土地有限的情况。
海风对比陆风有没有缺点呢？
1. 海风的建设成本远高于陆风。
2. 海风的施工，维修与接入电网的成本高，基于海上的天气复杂程度，以及远距离风机的触达成本等。
二． 海风行业分析：政策面与市场面的二元博弈
海风行业的所有分析都落脚在证明一个假设：21年我国的新增海风装机量超预期，往后的装机量能否在依旧维持高景气的增长。装机量的增长，影响的核心因子有两个：下游运营商的收益率足够高（市场面）+配套政策鼓励与环境支持（政策面）。市场面决定了需求是否真实，可持续。政策面的支持让这些市场化需求成为可能。
我们来进一步拆解这两个关键因子。
先谈市场面，我们就简单想象自己是一个投资人，从两个方面考虑投资一架海风机器：成本与收益。
成本方面因子有四个：建设成本；融资成本；运维成本。成本方面好理解，想要修风机需要各种设备比如轴承，塔筒等等。同时，将这些安装在海上还比较麻烦，所以也有安装费用，这些都算作建设成本。修好了以后这个风机可能存在二十年，期间维护便是运维成本。最后，你投资这个项目可能还会借钱，并且因为你在做新能源的事有利于国家发展政策，可能会得到一笔利息比较便宜的绿色贷款，这部分你要付的便是融资成本。更多的风机建设成本细节不多阐述，借用比较中肯的一个图片内容：
收益方面因子有三个：等效小时利用数；运营周期；并网电价。等效小时利用数，这风总是有一阵，停一阵的，怎么计算发电一年总共有多久呢？等效小时利用数就是这座风机一年下来，按照最大功率发电的总时长，比如说3000小时。运营周期，是这座风机在我正常维护下，能够运营的最长时间，比如说二十年。现在知道了二十年，同时每年都有3000小时，再假定我的风机最大功率是4MW，那么这座风机整个生命周期的发电量我便知道了：4x3000x20。最后这个发电量能够按多少钱卖出去，便是最后的并网电价。
对市场面的分析最后要落脚于证明一个假设：下游运营商投资项目最后的收益，也就是常说的IRR，按主流观点，当IRR大于6%，我们便认为这个海风项目是有利可图的。对于IRR的测算，我们有如下几个变量讨论：
A.风能上网电价：按平价预期来计算，按当地燃煤发电上网电价为平价价格，因为海风主要集中在沿海城市，我们简单取均值0.4元/kwh.（这里不考虑绿色电力市场建成之后，新能源发电能够获得碳积分资产收益，尽管这个收益可能是未来一个可能彻底改变行业逻辑的点）
B. 等效小时数:这个变量是会随着工艺的进步，风机能够提高将风能转换为电能的效率。通过北极星电力网的海风项目数据与年报数据，取目前海风平均值3000小时。
C. 运营周期：陆风较为普遍的共识是20年，而海风会长于陆风，这一项指标也会随着技术与运维水平的进步而延长，海风取均值25年。
D. 融资成本：定4.9%的贷款利率，假设20%为自有本金，折现率按5%计算，还款周期15年
E. 税率：在我国财税81号文件中，明确了风力、太阳能发电所产生的电力实现增值税，需要实行即征即退的50%政策，增值税13%。（国科发火〔2008〕362号）：国家需要重点扶持的高新技术企业，企业所得税税率为15%。同时，对于新能发电的所得税，有头三年免税，第二个三年减半的政策。为方便计算，按前5年统一10%的所得税计算，后20年统一按15%的所得税计算。
F. 运维成本：假定为营收的5%。
G. 建设成本：设建设成本x元/kw。
假定机型为8MW,项目容量为400MW。如果设定平价收益率IRR=6%，那么IRR=（运营周期x等效小时数x装机容量x并网电价x（1-tax）- 融资成本-运维成本）/400,000x
其中融资成本，是400,000x的总投资金额中，按照80%也就是320,000x的资金，按照15年的还款周期，5%的折现率求现值。最后计算出如果要想实现平价，也就是IRR的收益率到达6%，那么400MW容量，8MW的机型需要实现12276元/KW的建设成本。
这意味着什么？我们来看目前沿海海风的建设成本。
取中间值16000元/MW，那么我们得到的结论是，如果要沿海省份普遍实现平价，目前仍然需要将建设成本下降23.28%。那么这个下降幅度需要多久实现？我们来看历史平均值：根据北极星风力发电网，海上风电建设成本从2010年的单位千瓦造价在23700元/千瓦左右降至目前15700元/千瓦左右，平均每年下降约4%。但是能否简单的线性外推呢？会不会两三年突然很快，再突然降速呢？我们来看具体的走势图：
15年到20年似乎是线性下行，然后20年到21年开始，似乎开始加速下降， 那么这个加速的动力是什么，是否有什么指标可以预测它的持续时间呢？这是我们下一步要求证的问题。
之后的求证中我们会发现，这部分的加速是来自于政策面的指标，也就是21年是国补的最后一年。
很多卖方分析师给出的预测都是在这两年的降本速度会更快，但很遗憾的是，我至今没有找到信服的逻辑。个人提出两个方向的假设：第一，从宏观层面的规律摸索。第二，从微观层面的技术探索。
先来探索第一点：风光历史的宏观规律
这个宏观预测的难度似乎就在于，回顾风光电的发展史，即便是身处其中的企业家，常常也处于一个自己看不清的周期中，在一次次的盲目扩产，悲观收紧中迎来行业一次次的收缩与增长。我们或许能探寻出这其中的周期规律，但是需要足够的历史经验样本，这就是为什么不仅仅要研究风的历史，也要看光伏的历史。先看光伏：
再看风电：
从过往的历史中，我们可以发现两个看起来似乎对装机有明显影响的变量：政策规划与并网电价补贴。政策规划可以促进装机增长，但是也可以像风电2011-2013年那样，因为并网消纳的自身行业问题，让政策收紧。而另一个电价补贴，在18-19年光伏发电电价退坡的过程中，加上光伏当时自身并没有实现平价，出现了装机量增速放缓的现象。
关于这两个影响因子，海风目前是什么条件？21年抢装是基于国补取消，地补接力的一个政策更迭，而地方补贴各地不同，并网电价，给项目商的贷款利率也不同，这是第一种不确定性。关于政策方面，行业自身是否存在什么潜在问题，导致行业增速不健康的过快？关于这一点，我在中天科技的财报中找到如下一段描述：
引用一位业内人士的表述：“五大四小电力公司，持有电站是有一定的政治意义在里面，他们做火电，水电这种有污染的电站，是需要配比一些新能源的项目进去。举个例子，他们做3个GW的超大的火电站项目，那就需要配备20~30MW的光伏项目，只有是传统发电型的企业才是长期持有项目的最终玩家。”
我们可以知道的是，海风目前在市场化方面仍然并不健全，存在政策主导的方向
微观面的分析：
微观，也就指技术方面的进步，我们只需要用后视镜去预测，因为未来可能发生的任何突变式创新，都不会是我们目前这个认知水平能预测的。我们用后视镜预测的目的，就是探讨通过预期维持现有的技术路径来降本，保持线性的降本速度，未来能在几年内实现平价。
现在降本的主流路径就是风机大型化。
单个机型每提升两兆瓦，降本3%-6%。
单体开发规模每提升200兆瓦，降本在2%-4%。
这些数据仅仅是一种简化的经验估算，现实的扰动因素很多，我们能够确定的很少，但至少有一条，这里面不存在突变式的降本路径。也就是说，未来预期中的主流降本路线，依然是以大型化为主题旋律，按照线性方式下降。
写到这里，我们总结对海风行业的讨论依次如下：
1.海风对比陆风有着不可比拟的优势，但成本高是它的痛点。
2.海风行业的发展，何时能把成本降下来，实现平价上网，是自上而下赚取超额收益的关键。接着这个关键矛盾，我们引出两个问题：第一，目前的成本距离平价有多远的距离；第二，这段降本的距离我们是线性着走，还是非线性的加速走。
3.第一个问题，平价还有多远。我们通过北极星网和公司年报等数据，做出经验假设与测算，得出的结论是尽管各省份成本不相同，但平均来说距离平价的空间仍约有23.8%的空间。这个数字虽然是精确假设计算，但考虑现实情况中仍然有多种变量扰动，按照15%-30%的降本空间估计。
4.第二个问题，降本速度有多快。过往的海风历史显示，平均每年的降本速度为4%。接着对降本的速度是否为线性提出质疑，提出从两个方面去考虑降本的预测指标：宏观与微观。
5.宏观角度而言，通过回溯光伏与陆风的历史政策发展，总结出两个指标：政策规划与并网电价。通过这两个指标，我们得出的结论是，海风的发展都有不可忽视的潜在风险。政策方面，是因为海风行业自身发展仍然缺乏市场化的真实需求（参照第三点平价空间仍有23.8%），仍在政府导入的阶段。并网发电方面，国补退出，地方接力，这对于陆风与光伏的成本可以接受，但是海风仍然存在一定距离，地方政府在与国家交接的过程中，可能引发潜在的问题。
6. 微观角度而言，跟踪的主要指标仍然是风机大型化。这一指标并不存在跳跃式创新，所以依据此指标而言，平价的距离仍然可以按线性推算，平均实现平价的时间仍至少需要两到三年，期间或许有江苏和广东省份率先实现平价。
7. 总结，按照现状外推，海风的距离平价仍然有两到三年以上的时间，这中间不排除出现突变的新技术迎来跳跃式降本，从而提前实现平价。但这不属于我们认知内能够实现的预测。在排除超预期降本技术出现的情况，目前海风仍然以政策导入为主，这其中存在着缺乏真实需求的风险。并且，在政策的接力中，国补退出地补接力，国补最后一年的装机量超预期，透支了大量需求，地补在接力过程中的力度不一，对需求而言存在着进一步的压力。
8. 尽管海风在行业方面存在着潜在风险，但是东方电缆能否在这里面有着投资价值，仍然需要在下篇中对公司层面进一步的分析。在下篇中，主要对海缆行业的竞争壁垒，公司财务状况，未来跟踪指标等做出分析。