中国可再生能源工程造价管理报告2023年度

中国可再生能源工程造价管理报告2023年度 CHINARENEWABLEENERGYENGINEERINGCOSTMANAGEMENTREPORT2O23 1.编制背景及框架 重点针对2023年度可再生能源工程造价水平进行了多维度、系统性的分析，并对未来的变化趋势进行了客观的预测；对水电、新能源发电有关电价政策及电价水平进行了梳理和分析；总结了2023年定额标准管理、行业综合管理与服务工作开展情况，展示了近期工程造价热点问题研究成果在此基础上，对行业发展前景和趋势进行了展望。水电总 水电、风电和太阳能发电等可再生能源作为建设能源强国的中坚力量、构建新型能源体系的基石和稳定器近年来取得了长足发展。 工程造价管理在服务国家能源规划和布局、支撑项目方案技术经济比选等方面的作用也日益凸显加强工程造价管理是保障工程建设投资合理有效管控全面提升工程建设投资效率效益的重要抓手为履行行业服务的使命职责，同步开展了年度造价行业报告编制工作。 2.工程造价水平分析及预测： 1）常规水电工程 口常规水电受河段控制性工程影响，年度核准项目单位造价相对偏高 口：常规水电项目单位造价呈波动上涨趋势，未来对目投资控制将提出更高要求 2023年，累计核准常规水电项目4个，总装机容量414.6万kW，同比上升38.2% “十二五”以来，常规水电工程开发建设逐步向流域上游高海拔地区推进，工程建设条件愈趋复杂，社会、环境和流域安全要求遂步提高，总体开发难度不断增加。 平均单位于瓦总投资为20344元/kW，相对较高，主要是由于核准电站中存在1个河段控制性工程项目，库容及枢纽建筑物规模较大，具位于流域上游高海拨地区，总体开发建设难度较大。水电总院 从单位造价分布区间来看，历年核准项目单位造价总体呈波动上涨趋势。K电总院发水电总 口地质地形等建设条件对工程投资影响较大，土建工程占静态投资比例达46.5%~56.9%。 设备及安装工程投资，占比为9.1%~19.0%。部分项建设征地及移民安置补偿费用亦较为突出，最高占比达12.2%。院发布 2）抽水蓄能电站工程 2.工程造价水平分析及预测： 口抽水蓄能电站目造价水平总体稳定，主流规模区间电站单位造价基本持平 2023年共核准49个抽蓄电站项目，总装机容量6342.5万kW平均单位千瓦总投资7041元/kW，单位静态投资5857元/kW 其中100万~150万kW区间电站（占核准项目总装机比例74.9%）平均单位干瓦总投资同比基本持平 200万~360万kW区间电站由于有两项位于新疆地区，建设条件较差，导致该区间较2022年上涨19.2%。 口静态投资中土建工程投资占比最高，达44.8% 机电设备单位造价较常规水电更高占比为27.6%。 抽水蓄能电站涉及环境影响因素较少，具水库没影响范围较小因此相关费用占比较小，分别在2.6%和3.5%左右。 2）抽水蓄能电站工程 2.工程造价水平分析及预测： 口成库条件对抽水蓄能电站投资影响较大，单位造价与开挖库容比基本呈正相关关系 口西北地区抽水蓄能电站单位造价明显高于其他地区，华中、南方地区单位造价相对较低 ●根据120万kW装机项目统计情况来看，开挖库容比（上、下水库开挖量与调节库容的比值）主要集中于0.3~1区间，部分项自达到1.7。总院发布 西北地区因岩石风化、库区渗漏尚题严重直水资源债之，库盆防渗工程投资较大：部分工程需单独设置拦砂坝 水资源稀缺，一般需要设置补水工程并承担水权费用。电总院发布 现阶段要求电站自建750kV升压站接入电网。 同等装机规模下，利用已建水库建设抽水蓄能电站一定程度上能够节约库盆开挖、防渗、大坝填筑及相应辅助工程投资，但由于输水系统布置、额定水头受限于已建水库位置，造成输水工程机电设备及安装工程投资较大，部分项自还涉及利用水库的补偿问题，投资节约程度有限。 2.工程造价水平分析及预测： 2）抽水蓄能电站工程 “十二五”以来，抽蓄电站项目单位造价变化相对平稳 受站点开发难度逐步增加和物价波动等因素影响，抽蓄电站项目单位造价总体将呈缓慢上涨趋势，造价水平总体可控 与常规水电相比，抽水蓄能电站装机规模较为集中，枢纽布置格局基本类似，建设资源相对充裕，造价水平分布区间更为集中，波动相对较小，院发布 站址资源。备选站点较多，建设资源较常规水电相对充裕，同时枢纽布局基本类似，建设条件不会发生重大变化。 设备产能。通过提前生产，以及增加生产线、其他产能横向转化的方式基本可满足需求。 征地移民、环水保因素。抽水蓄能电站涉及环境景响因素较少，且水库没影响范围较小，相关投资占比较小，对投资影响也较为有限。 人工成本。未来建筑业机械化程度将逐步提高，人工费占比将逐步降低。 物价波动。抽水蓄能电站建设所需的材料，一定时期内价格水平总体波动幅度有限，并不会单向增长 2.工程造价水平分析及预测： 3）风电工程 口陆上风电项目平均单位造价约4500元/kW，较2022年进一步下降 口海上风电项自平均单位造价在9500~14000元/kW区间 2023年海上风机不含塔筒平均中标价格约为3200元/kW，相较2022年未下降约10%。在主机设备价格下行带动下，2023年海上风电项目单位造价呈震荡下行趋势。 得益于整体规模化开发、大容量机型广泛应用、充分的市场竞争。 2023年未陆上风机不含塔筒平均中标价约1200元/kW，较2022年进一步下降：配套送出工程，以及项目开发衍生的地方性产业协同费用占比总体上涨。完发布 海上风电项目施工难度大，船机成本高，受不同海域建设条件差异影响较大，因此不同项目单位造价差异较大。 口建设条件导致的成本差异遂步缩小 口不同场址条件下海上风电项自建设成本差异较大 山地风电项目较平原/戈壁风电项目高约400~700元/kW。南方及西南区域建设条件较为复杂，复杂山地项目较多，成本相对较高。 近年来配套送出工程、地方性产业协同费用等成本占比不断增加，基础处理成本占比相对降低，不同地形项目建设成本差异逐步缩小， 上海可建设海域离岸较近，江苏水深适中、施工窗口期较好、海床地质多为粉砂，基本条件较好，单位造价最低。 2.工程造价水平分析及预测： 3）风电工程 口“十四五”未期海上风电项目预计将实现全面平价 口陆上风电预计短期内成本下降趋势将遂步放缓 近两年海上风电装机规模增长相对放缓，设备、施工资源供应能力得到释放，且大容量机组规模化投入应用，单位造价迅速回落。 当前部分省份海上风电已实现平价上网。后续整机大型化趋势仍将持续，伴随整机技术、生产制造能力和工程建设能力的持续增强，预计“十四五”未期海上风电项目将实现全面平价。对于深远海项目，随着“机组支撑结构一体化设计”技术推广，建设成本下降潜力较大：随着柔性直流输电等长距离输电技术的发展进步需求增长潜力将促进市场竞争进而降低海缆价格。水电忌 "十二五”以来，随着风电产业设备制造、施工技术、项目管理逐步成熟，以及大容量机组的规模化发展，陆上风电项目单位造价水平逐年降低。 “十四五”后期，随着风电行业竞争性配置等一系列政策调整投资将趋于理性。在不考虑政策性因素及大宗设备供货价格大幅波动的情况下，陆上风电预计短期内成本下降趋势将逐步放缓。K电总院及 4）光伏发电工程 2.工程造价水平分析及预测： 口集中式光伏电站项目平均单位于瓦总投资约为3900元/kW，较2022年降低约8.0% -西北区域项自单位造价最低 西北区域大基地规模化开发，支架基础建设条件较好，土地成本相对较低：西南区域项自以山地光伏为主，由于山地光伏在交通工程、线路工程、环保等方面投入较多，单位造价最高。 受硅料价格下探及光伏组件扩产等因素的影响，2023年光伏组件价格呈现整体向下趋势，至2023年年底，P型、N型光伏组件均已降至不足1元/W水平； 不同区域土地获取方式及使用成本存在较大差异，对项目单位造价也有一定影响。电总院发布 配合送出要求建设的汇集站、配套储能、调相机等，以及项目开发衍生的地方性产业协同费用占比总体上涨。 光伏发电项投资主要集中于设备及安装工程，占比超过70%。 光伏组件设备价格持续下降，施工成本也逐步降低，场区输电线路及变电站工程部分投资相对稳定。 2023年海上光伏发电项目平均单位于瓦总投资约为5800元/kW院发布 2.工程造价水平分析及预测： 口光伏组件加速向高功率迈进，产业链围绕大尺寸、薄片化快速发展，近期仍将促进项目成本下降 口随着技术水平进步及规模化发展，“二五”以来光伏发电工程项目单位造价水平整体呈大幅度下降趋势 大尺寸硅片能够有效摊薄非硅成本，带来全产业链的降本增效。薄片化有助于降低硅耗，增加单位硅料出片率，从而降低硅片企业的成本。柔性支架凭借“大跨度、高净空、长列距”的优势，可以更好地适应地形变化，并与农牧业、渔业等形成互补协同发展，从而大幅度提高土地的综合利用效率，降低工程造价。随着相关配套产业成熟、工艺进步，后续海上光伏发电项目成本预计将有较大下降空间。 近年来光伏组件价格波动主要受原材料价格、市场供需关系、政策变化和技术进步等因素影响。电总院发布 2.工程造价水平分析及预测： 5）光热发电及压缩空气储能 -压缩空气储能项目单位造价进一步下降 口光热发电项目单位造价持续下降 近期项目单位造价较早期项目明显降低，2023年项目单位干瓦总投资个于13500~23000元/kW，平均约为18500元/kW。 口相同建设条件下同等规模熔盐塔式造价水平相对较低 100MW规模熔盐塔式、导热油槽式、熔盐线性菲涅尔式平均单位千瓦总投资分别约为17200元/kW、21000元/kW、23000元/kw. 口项目总体单位造价随装机规模增加逐步减少 装机规模从100MW增加至200MW时，单位造价明显下降：增加至300MW时，需采用“双塔一机”配置，增加吸热系统和并盐管道投资，造价水平较200MW项目降幅有限，基本持平。 口未来光热发电、压缩空气储能项目单位造价预计将逐步下降 规模效益设备国产化设计、生产和施工标准化制造技术日趋成熟、工程经验积累，设备和材料不断创新 6）生物质发电及氢能 2.工程造价水平分析及预测： 口生物质发电建设步入稳定发展期，单位造价趋于平稳 可再生能源电解水制氢项目单位造价降幅明显 受益于供应链成熟与市场规模增大，国产碱性电解槽市场价格持续降低2023年5MW级碱性电解槽中标均价约1510元/kW，较2022年下降约16%；PEM电解槽技术水平逐步提升，供应链逐渐完善，2023年兆瓦级PEM电解槽中标均价约8900元/kW，同比下降约11%。 垃圾楚烧发电项目单位造价一般为20000~27000元/kW，个别项目达到30000元/kW以上。农林生物质发电项目单位造价一般为8000~10000元/kW 碱性电解槽降价幅度逐步放缓，PEM电解槽成本有望快速下降 碱性电解槽国产化率达95%，工艺技术已经十分成熟，通过技术革新进一步降低成本的门槛较高。 PEM电解槽核心材料（膜、双极板等）目前仍较多依赖进口，随着上游原材料进一步国产替代，供应链逐渐完善、产能逐步提升，国内PEM电解槽成本有望在技术进步和规模效应的叠加作用下快速下降。 口短期内垃圾发电建设项目单位造价仍将保持平稳态势 从垃圾发电行业市场竞争格局来看，目前垃圾发电行业市场集中度较高且较为稳定，预计短期内垃圾发电建设项目单位造价将保持平稳态势。 随着农林生物质发电逐步向大规模、高效率的大型燃煤电厂生物质耦合发电模式发展，其单位造价有望逐步降低。人 3.电力价格分析： 1）水电 口抽水蓄能价格新机制落地实施，形成政策闭环 口常规水电上网电价政策呈现多样化格局 成本加成电价标杆电价落地端倒推电价市场化交易电价 2023年5月 公布容量电价 2022年2月 国家发改委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，公布在