解读水电水利规划设计总院：中国可再生能源工程造价管理报告2024年度

报告定位：一份覆盖全行业造价的数据底稿

这份报告由水电水利规划设计总院和可再生能源定额站编制，聚焦2024年度中国可再生能源工程造价管理。报告重点研究了抽水蓄能电站、风力发电、太阳能发电等热点领域的造价水平，同时涉及压缩空气储能、飞轮储能、氢能等新兴领域。

报告的结构分为五块：发展综述、工程造价水平年度分析与趋势预测、定额标准管理、热点研究、行业综合服务管理，最后对发展前景进行展望。其核心目的是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，也为企业掌握造价水平及发展趋势提供参考。

报告对抽水蓄能、风电、光伏、光热、压缩空气储能、飞轮储能、生物质发电及氢能等多个领域都给出了具体的单位造价数据和趋势判断，这些数据来自项目概算、招投标信息和结算资料。

水电与抽水蓄能：造价总体平稳，区域差异明显

2024年，新增核准大型常规水电装机容量约6400万kW。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，平均单位千瓦静态投资为5767元/kW，同比下降1.5%；平均单位千瓦总投资为6884元/kW，同比下降2.2%。西北地区核准项目装机规模占比由2023年的22.5%降低至17.8%。

抽水蓄能方面，2024年共核准23个项目，总规模3090万kW。土建工程投资在静态投资中占比最高，达45.0%；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，占比为27.7%。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，其中100万~150万kW项目占比64.7%，150万~200万kW项目占比23.3%。

从区域看，西北、华北地区抽水蓄能电站单位造价仍明显高于其他地区，华中、南方、华东地区建设条件较好且水资源丰富，单位造价水平较低，东北地区因核准项目多为180万kW装机规模，平均单位千瓦静态投资最低。上库工程平均单位造价为464元/kW，下库工程平均单位造价为304元/kW，上库以利用沟谷凹地成库为主，下库以利用河道成库为主。

抽水蓄能造价的两大敏感变量：距高比与开挖库容比

报告对抽水蓄能电站投资影响因素做了专题研究。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正相关关系。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。以120万kW装机项目为例，距高比每增加1，输水建筑物投资约增加3000万元。

开挖库容比同样影响造价。120万kW装机规模项目开挖库容比主要集中于0.3~1区间，单位造价与开挖库容比基本呈正相关关系。同等建设条件下，开挖库容比每增加0.1，项目单位千瓦静态投资增加约60~100元/kW。

另外，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。单库全库盆防渗工程中，沥青混凝土面板或钢筋混凝土面板（含垫层及排水廊道）单位造价一般在150~250元/kW。"十二五"以来，抽水蓄能电站项目单位造价变化相对平稳，"十二五"期间基本处于4800~6500元/kW区间，"十三五"期间略有抬升，基本处于5500~7000元/kW区间，"十四五"以来略有上移但总体保持稳定。

风电：陆上继续下探，海上区域分化显著

陆上风电方面，机组大型化推动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/kWh。各地区陆上风电项目建设成本受基础建设条件、气候、海拔、送出条件、征地以及其他非技术成本影响，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。

海上风电方面，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，平均单位造价为9000~12500元/kW，平准化度电成本为0.25~0.33元/kWh。海上风电项目单位千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；福建海域普遍存在礁岩，施工窗口期少，成本最高，但风资源较好。

报告预计"十五五"期间，陆上风电平原项目造价为3000~3500元/kW，山地项目为3800~4300元/kW；海上风电近海项目为7500~9000元/kW，深远海项目为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。

光伏：组件降价驱动造价下行，海上光伏探索综合送出

陆上集中式光伏电站项目平均单位千瓦总投资约为3450元/kW，较2023年降低约11.5%，平准化度电成本约为0.20元/kWh。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，2024年前三季度光伏组件中标价格呈现快速下滑趋势，10月后有所企稳，四季度均价0.69元/W。N型组件大规模替代P型，其价格已与P型趋同。

近海海上光伏发电项目单位千瓦总投资约为4800元/kW，建筑工程投资占比超过50%。山东、江苏、浙江、福建等多个沿海省份的海上光伏项目相继获批开工、投产。海上光伏在远距离外送并网情况下，项目经济性相对较差；若在近海附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，通过共用输电线路送出大部分电能，可以大幅度节省输电线路投资，提高经济性。

报告判断，陆上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，取决于非技术成本、隐性成本能否得到有效控制。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/kW。

光热、压缩空气储能与新兴领域：降本路径逐步清晰

光热发电方面，根据2024年在建、拟建项目分析，100MW及以上规模光热项目平均单位千瓦总投资约16300元/kW，同比下降约11.9%，对应平准化度电成本约为0.64元/kWh，多数项目单位千瓦总投资介于13000~20000元/kW之间。光热项目正处于规模化发展和技术快速进步阶段，单位造价有望进一步下降。

压缩空气储能方面，根据2024年在建、拟建项目分析，平均单位千瓦总投资约7100元/kW，平均发电时长约为5小时，平均单位储能投资约为1420元/kW·h。利用盐穴或矿井巷道储气库型式项目为5650元/kW，造价水平和2023年相当；人工硐室地下储气库项目为7600元/kW，较2023年平均水平下降约11%。

飞轮储能领域，处于招标和在建阶段兆瓦级磁悬浮式飞轮储能项目单位千瓦总投资在5000~11000元/kW之间，平均单位千瓦总投资约7850元/kW，未来3~5年内降幅可达20%~40%。氢能方面，碱性电解槽1000Nm³/h（5MW级）成套系统价格接近600万元/套，单位造价接近1200元/kW，较2023年下降约20%；质子交换膜电解槽200Nm³/h（1MW级）成套系统价格接近600万元/套，单位造价接近6000元/kW，较2023年下降约32%。生物质发电方面，垃圾焚烧发电项目单位千瓦总投资约25000元/kW，农林生物质发电项目约9500元/kW。

定额标准与行业服务：市场化改革下的管理配套

2024年11月，国家标准《建设工程工程量清单计价标准》（GB/T 50500-2024）经住房和城乡建设部批准发布，工程造价市场化改革深入推进，工程建设发承包及实施阶段市场化造价管理规则进一步完善。可再生能源领域工程造价行业标准体系进一步完善，制修订工作有序推进，涵盖水电工程投资匡算及投资估算编制规定、安全监测系统及环境保护专项投资编制细则、陆（海）上风电场工程及光伏、光热发电工程设计概算编制规定等。

团体标准方面，《压缩空气储能电站投资编制导则》团体标准2024年1月起正式实施；2024年12月，中国水力发电工程学会批准发布《压缩空气储能电站工程概（估）算费用标准》《压缩空气储能电站工程概算定额》团体标准，填补了技经标准空白。企业标准工作"多点开花"，包括企业造价管理办法、企业造价参考指标等。

行业综合服务方面，2024年可再生能源定额站组织开展了全国工程造价信用评价工作，目前可再生能源行业共有13家单位被评定为AAA级信用企业。造价专业人员能力水平评价工作深入推进，共467人通过测评，首批可再生能源工程造价人员专业技术能力评价证书正式发放，共436人取得证书，其中水电助理级187人、新能源助理级249人。此外，2024年共举办2期水电、3期新能源工程造价培训班，全年共726人参加培训。已有57座大中型水电工程项目开展竣工决算验收工作，其中常规水电39座，抽水蓄能电站18座，项目投资控制效果良好，竣工决算总投资整体控制在核准概算（调整概算）范围内。

这张数据表汇总了报告披露的2024年主要可再生能源品种的单位造价数据。陆上风电平均单位造价约4200元/kW，较2023年下降6.7%；陆上集中式光伏平均单位千瓦总投资约3450元/kW，较2023年降低约11.5%；近海海上光伏约4800元/kW；100MW及以上光热项目约16300元/kW，同比下降约11.9%；压缩空气储能约7100元/kW。 光伏和陆上风电是当前单位造价最低的两个品种，而光热发电、垃圾焚烧发电的造价仍在万元级以上。抽水蓄能平均单位千瓦静态投资为5767元/kW，同比下降1.5%；海上风电平均单位造价区间为9000~12500元/kW，区域分化明显。 这些数据来自报告的项目概算、招投标信息和结算资料，对于做投资估算和方案比选的从业者来说，可以作为初步的参考基准，但具体项目还需结合资源条件、建设条件和区域差异进行调整。

这张表集中展示了报告披露的各领域造价同比变化幅度。降幅最大的是质子交换膜电解槽，单位造价较2023年下降约32%；其次是碱性电解槽，下降约20%；光热发电下降约11.9%；人工硐室地下储气库下降约11%；陆上集中式光伏下降约11.5%；陆上风电下降约6.7%。 氢能领域的电解槽造价降幅最为突出，这得益于供应链成熟与市场规模增大，电解槽市场价格持续降低。报告同时指出，碱性电解槽降价降幅逐步收窄，质子交换膜电解槽单位造价具备显著优化空间。 抽水蓄能和常规水电的造价降幅相对较小，分别为1.5%和2.2%，这与两类项目个体差异性强、建设成本受资源禀赋和建设条件影响较大的特点有关。整体来看，设备制造和材料成本占比较高的领域降本更快，而土建占比高、建设条件复杂的领域降本更慢。