中国可再生能源工程造价管理报告2024年度

随着电力市场化改革的深入推进，市场化交易中的价格波动风险将加剧投资预期的不确定性，可再生能源工程投资控制、效益提升面临着新的挑战和要求。·深入分析研究中国可再生能源发展中的技术经济问题，把握可再生能源行业工程建设和经济运行活动的总体规律，具有重要意义。·报告重点对抽水蓄能电站、风力发电、太阳能发电工程等热点领域造价水平进行研究，并对压缩空气储能、飞轮储能、氨能等新兴领域进行分析。·总结2024年定额标准管理、行业综合管理与服务工作开展情况，展示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展望，为政府有关部门加强行业监管、制定产业政策提供技术支撑，为有关企业、机构掌握工程造价水平及发展趋势、推动造价管理提升提供有益参考。1/16 5工程造价热点研究6行业综合服务管理4定额标准管理 目录CONTENTS 计总院 1.1工程造价水平分析及预测：水电工程地理环境常规水电个体差异性较强，建设成本受资源烹赋、建设条件影响较大?2024年，新增核准大型常规水电装机量约6400万kW。建设条件受建设条件、工程规模等因素影响，常规水电工程造价水平近年来呈现波动趋势政策变化·随着常规水电站开发建设进一步向流域上游高海拨地区推进，选址空间受限，工程建设条件愈趋复杂，总体开发难度逐步加大，对项目投资也将产生不利影响，市场波动·未来常规水电开发需在综合考虑地理环境、建设条件、政策变化及市场波动等多方面因素的基础上，建立健全涵盖全生命周期的成本管控体系与动态风险预机制，加强项目成本控制和风险管理，以应对复杂的开发环境，确保项目全周期投资收益的稳健性，抽水蓄能电站项目单位造价水平保持平稳态势?2024年，共核准23个项目，总规模3090万kW(27.8%平均单位千瓦静态投资：5767元/kW，同比下降1.5%平均单位于瓦总投资：6884元/kW，同比下降2.2%西北地区核准项目装机现模占比由2023年22.5%降低至17.8%：D5年期以上贷款市场报价利率（LPR）由年初4.2%降低至3.6%20<65006500~70002024年核准抽水蓄能电站项目单位干瓦总投资统计图 ?27.8%的项目单位千瓦总投资低于6500元/kW38.9%的项目单位千瓦总投资介于6500~7000元/kW1.9%(1个项目）单位千瓦总投资高于8000元/kW(14.6%)45016.8%)(1.9%)00%(.000单平E总检资指标区用/元W7500 800088000 2/16 1.1工程造价水平分析及预测：抽水蓄能电站工程基本预备费驻立费用6.0%15.7%抽水蓄能电站项目投资构成分布较为稳定，静态投资中土建工程投资占比仍为最建设征地移民土建工程45.0%高，达45.0%安置补偿费用·设备及安装工程因可逆式水泵水轮发电电动机组设备价格较高，单位造价普追高于掌规水电，占比为27.7%·抽水蓄能电站涉及环境影响因素较少，且水库滤没影响范围较小，因此环境保护、建设征地移民安置补偿费设备及安装工程27.7%环水保专工程用占比较小，分别在2.5%和3.1%左右。2.5%抽水蓄能项目静态投资各分项占比5835 5782G129 580规模效应较为显著，主流装机规模区间项目平均单位造价与2023年相比基本持平5498 5496·随装机规模增加，单位千瓦静态投资基本呈现逐步降低趋势，?100万~150万kW，占比64.7%150万~200万kW，占比23.3%100以内10015015020020038两个区间的项目平均单位千瓦静态投资与2023年基本持平，2023年= 2024年?100万kW以内和200万kW以上项自降量拍对较大，分别达6.8%、5.7%，抽水蓄能电站项目分区间单位造价对比 3/16 1.1工程造价水平分析及预测：抽水蓄能电站工程西北、华北地区抽水蓄能电站单位造价仍明显高于其他成库形式对上下库工程投资影响较大，上库工程单位造价指标地区，东北地区单位造价降幅相对较大普遍高于下库·受地质条件、水源条件、接入系统要求等因素影响，西北地区电站总体单·上库以利用沟谷凹地成库为主位造价明显高于其他地区。(21座利用沟谷凹地成库，2座平坡地半挖半填成库）·华中、南方、华东地区建设条件较好目水资源丰富，单位造价水平较低，下库以利用河道成库为主·东北地区因年度核准项目多为180万kW装机规模，受规模效应等因素影（14座利用河道成库，8座利用沟谷凹地成库，1座利用已有水库）响，平均单位于瓦静态投资最低，?上库工程平均单位造价：464元/kW电水利规下库工程平均单位造价：304元/kW6209 61646402630824 551914205001003000100划设计总院■ 2023年西西电= 2024年不同地区抽水蓄能电站项目单位造价抽水蓄能电站项目上、下库工程单位干瓦投资对比水电水 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 1 19 20 21 22 234/16 1.1工程造价水平分析及预测：抽水蓄能电站工程120万kW装机规模项目开挖库容比主要集中于0.3~1距高比对输水系统投资影响较大，单位造价与距高比基本呈区间，单位造价与开挖库容比基本呈正相关关系正相关关系同等建设条件下，开挖库客比每增加0.1，项目单位千瓦静态投资增加?2024年输水建筑物单位造价随距高比变化规律与2023年基本一致，单位造价约60~100元/kW，与距高比其本呈正相关关系，0008?相同额定水头下，距高比越大，意味着电站输水建筑物长度越长，投资越高，750000L00997006005000500450040000.40.60.81.01.21.4开挖库容比161.300# 2023年# 2024年单位干瓦静态投资随开挖库容比变化关系(120万kW装机）200100采用全库盆防渗型式的库盆数量占比接近25%，全库盆防渗工程单位造价较高单库全库盆防治工程中沥青混凝土面板/钢筋肪混凝土面板（含垫层及输水建筑物投资随距高比变化关系排水麻道）单位造价一般在150~250元/kW 102023年2024年距高比(120万kW装机）5/16 1.1工程造价水平分析及预测：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抽蓄电站短期内造价水平预计仍将保持稳定态势“十二五期间，项目单位造价基本处于4800~6500元/kW区间范·与常规水电相比，大型抽水雷能电站装机规模分布较为集中，枢纽布置格局基围；十三五”期间，项目单位造价略有抬升，基本处于5500~7000本类似，站点资源相对充搭，建设难度整体可控，因此造价水平分布区间更为集中，项目间变化较小，短期内造价水平预计仍将保持稳定态势。元/kW区间范围“十四五”以来，项目单位造价略有上移，但总体水平仍保持稳定态势，预计2025年核准项目造价水平与2023年、2024年造价水平基本持平000平均单位千瓦静态投资：5700~5900元/kW.平均单位干瓦总投资：6800~7000元/kW5003000000《电水利0 1807xW+ 1207W年度加权平均值年份十二五”以来核准抽水蓄能电站单位千瓦总投资变化趋势（图中气泡面积大小代表装机规模） 6/16 1.2工程造价水平分析及预测：风电工程陆风：机组大型化推动陆上风电项目单位造价进一步下降7~10MW大容量机型迎来规模化发展，双馈、半直驱机型逐步占据主流，高塔架、大叶轮机型广泛应用根据项目概算、招投标信息、结算资料，平均单位造价约4200元/kW，较2023年下降6.7%平准化度电成本约为0.18元/kW-h西南、南方、华东地区单位造价明显高于其他地区，西北地区单位造价最低各地区陆风电项目的建设成本受基础建设条件、气侯、海发、送出条件、征地以及其他非技术成本影响普追存在一定差异。海风：受益于技术进步、单机容量提升及市场竞争等因素，单位造价进一步下降海风项目施工难度大，船机成本高，不同海域建设条件差异影响较大，造价差异较大。平均单位造价：9000~12500元/kW平准化度电成本：0.25~0.33元/kW-h海上风电项目单位干瓦造价水平区域化特性明显江苏、山东、河北、广西、上海、天津等省（区、市）海域项目离岸较近，水深适中，施工窗口期较好，海床地质多为粉砂，造价最低，福建海域普遍存在嵌岩，施工窗口期少，成本最高，但风资源较好。 海上风电项目各分项投资占总投资比例表1.5不满海城海上风电项日单登造价净号江、自东、月光、广西、上库、天津0400~1820011290~ 108017/16 1.2工程造价水平分析及预测：风电工程短期“抢装潮”或将推高风电项目造价，下半年造价水平有望回落随着风电产业设备制造、施工技术，项目管理逐步成熟，以及大客量机组的规模化发展风电项目单位造价水平逐年降低，2025年6月前新能源存量项目短期内加速建成可能导致供应链紧张，推动风机、零部件等设备采购以及施工费用短期内上涨。随着“抢装潮”结束，新增产能逐步释放，风电项目建设将进入理性开发阶段，供需紧张后面缓解，2025年下半年造价水平有望回落。预计“十五五”期间陆上风电：平原项目：3000~3500元/kW山地项目：3800~4300元/kW海上风电：近海项目：7500~9000元/kW深远海项目：11500~13000元/kW漂浮式风电：项目建设成本有望下降至20000元/kW以内，逐步具备商业化开发条件。水电水 1.3工程造价水平分析及预测：光伏发电工程光伏组件价格持续下降带动光伏电站项目单位造价进一步下降近海海上光伏发电项目单位干瓦总投资约为4800元/kW根居项目概算、招投标信息、结算资料，陆上集中式光伏电站项目平均单位干建筑工程投资占比超过50%瓦总投资约为3450元/kW，较2023年降低约11.5%，平准化度电成本约为山东、江苏、浙江、福建等多个汨海省份的海上光伏项目相继获批、开0.20元/kW-h工、投产，结合沿海区域光照资源及送出条件优势，对照偏远高海发区受技术进步、规模化生产、原材料价格下跌，产业链供需关系等因素影响域，项目开发价值逐步提高，2024年前三季应光伏组件中标价格呈现快速下滑的势，10月后有所企稳，四海上光伏在远距离外送并网情况下，项目经济性恒对较差，若在近海附季度均价0.69元/W近配套陆上电源打捆送出，与陆上风、光、核、热等进行综合调度，通N型组件大规模营代P型，且价格已与P型趋同，过共用输电线路通道送出大部分电能，可以大幅度节省输电线路投资，提高经济性。0.95070.70建设期利息0.65规划0.601月2月3月4月5月6月A7HBF9月10月11月12月2024年光伏组件月度中标均价水电水禾 设备及安装工程35%建筑工程54%1%预备费8%海上光伏项目投资各分项投资占总投资比例9/16 1.3工程造价水平分析及预测：光伏发电工程陆上光伏电站技术成本已接近触底，短期用“抢装潮”或将推海上光伏规模增长带来成本下降动光伏组件价格回升随着海上桩基固定式和漂浮式光伏技术不断进步及装机量增加带来的随着技术水平进步及规模化发展，“十二五”以来光伏发电工程项目单位造规模效应，项目造价逐新降低价水平整体呈大幅度下降趋势，需持续加大对海上光伏产业供应链的支持力度，并不断完善产业政策光伏电站技术成本已接近触底，电站总体造价水平能否进一步降低，取决于助力海上光伏发展。非技术成本、隐性成本能否得到有效控制通过技术进步、优化设计方案、提高施工效率及通过与海上风电联合开发、设备共享等方式降低建设成本。预计“十五五”期间陆上集中式光伏电站项目平均造价水平可达到2300~2800元/kW14000 ria水电水利00800080804000545041503990413020112012201320142015 201620172018201920202021202220232024“十二五”以来集中式陆上光伏发电工程单位干瓦总投资变化趋势 10/16 1.4工程造价水平分析及预测：光热发电及压缩空气储能受益于设备国产化替代、市