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链接：《中国光伏发电市场投资建设与发展前景预测深度调研分析报告》
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第一章造价指标总则
一、总则
为贯彻执行集团公司党组决策部署，以高质量发展为引领，坚决扛牢"六大责任"，落实转型发展，抓好项目建设全过程管控，严控工程造价，打造有市场竞争力的优质"基
因工程"。遵照集团公司工作部署，制定本指标。光伏造价指标按照平原(含沙漠、戈壁、荒漠)、丘陵、山地及其他(渔光互补等)四种类型划分集中式造价指标，以及按照户用分布式、工商业分布式两种类型划分分布式造价指标。
二、编制原则
1.平均先进原则;
2.简明适用原则;
3.时效性原则。
三、编制依据
本指标参考了近两年来集团公司光伏项目的设计概算及招标数据，借鉴了行业内先进管理成果，结合当前市场价格和产业客观实际编制。
1.定额参考国家能源局发布的<<光伏发电工程概算定额>>、<<电力工程建设概算、预算定额>>等电力行业现行的电力(电网)工程概算、预算定额;
2.费用标准参考国家能源局发布的<<光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准>>等电力行业现行的编制规定;
3.<<中国华能集团有限公司新能源项目升压站典型设计>>
等集团公司现行技术标准;
4.集团公司近期已投产和近期建设项目的造价情况，主要设备价格参照集团公司集(框)采价格;
5.工程量参照升压站典型设计以及光伏项目设计概算成果等资料。
第二章 光伏项目造价指标编制说明
一、总体说明
本指标包括集中式光伏、分布式光伏造价指标，配套主要设备参考价格、升压站模块指标、参考指标等。
1.光伏单位千瓦造价指标对应直流侧容量。
2.本指标涵盖范围:集中式光伏项目最大到1000MW级，分布式光伏项目最小到920kW(样本项目最小值)。
3.本指标提供了设备价格参考信息(数据来源于集团公司集采或框架协议)、集团公司有关部门提出的费用标准以及合同额水平(数据来源于集团公司有关部门沟通函)，各单位可参考使用。
4.本指标中的升压站模块，采用的技术方案和工程量与现行典设相匹配，价格水平与框架协议相匹配，各单位可结合项目设计方案和调价机制(调整)使用。
5.受样本情况限制，本指标主要适用于非西藏地区项目及海拔高度低于3000米的其他地区。西藏地区与高海拔地区(3000米及以上)项目受高海拔、交通等建设条件因素影响，设备和建安费与其他地区均有一定差异。使用本指标时，设备可将指标中的对应设备价替换为框架协议中高海拔地区设备价;建安费在本指标基础上可上浮一定系数(参考个别藏区光伏概算水平，建安类模块系数约1.3左右)，待此类项目具有一定样本数据后补充详细指标。
6.剔除组件设备市场价格的差异后，本指标与其他发电集团正在执行的造价指标相当;集团公司2024年开工集中
工程中，环境保护及水土保持设备计入对应的建筑工程费中;指标中已含智慧基建、场站接入集团/区域集控中心两项费用，基建期通讯、接入当地电网通讯，在对标和审核概算时根据项目技术方案的具体要求酌情考虑。指标中暂不含柴油发动机、接入系统配套设备。
2.安装工程费
发电场设备光伏组件、支架安装按照地面光伏和渔光互补分别计列;相同型号的逆变器、箱式变压器等设备安装费在各地形差异有限，指标不再区分。
升压站设备安装工程费在升压站模块中说明。
集电线路包含直流电缆、3kV及以下电力电缆和35kV电力电缆三部分，其中直流电缆包括电缆材料、MC4插接头、电缆穿管敷设等工作内容;3kV及以下和35kV电力电缆包括电缆材料、沟道挖填、铺砂盖砖、电缆敷设、电缆附件等工作内容。
集电线路费用包含电缆等装置性材料费及建筑安装费(含其他材料费、安装工程费、建筑工程费)。
架空线路费用包含单双回角钢塔、钢芯铝绞线、两端直埋电缆等(含光缆)装置性材料费及建筑安装费。如采用其他材质或型号的电缆，替换综合单价中的电缆材料费即可。双回线路按单回线路综合单价的1.7倍计列。
集电线路工程量指标根据样本数据测算得出，如实际长度与指标有差异，审核概算时可参考设计方案。
3.建筑工程费
场地平整仅在地面光伏指标中单列，渔光互补指标中无场地平整费用。
发电场基础工程及机组变压器基础工程包括土石方开挖及回填、混凝土、钢筋制作与安装、钢结构制作与安装、基础埋管与灌浆、混凝土防腐等工作内容。工程量根据样本数据测算得出，如实际工程量与指标有差异，审核概算时可参考设计方案。
发电场设备基础工程灌注桩(现浇)、PHC管桩(预制)以及钢管桩按照指标计列，常规光伏项目PHC桩长指标取值4.5m，鉴于农光互补项目PHC桩长有部分超过6m，农光互补工程量可在本指标上增加。机组变压器基础工程按照地面光伏和渔光互补分别计列，其中渔光互补采用PHC管桩+平台的型式。
升压站建筑工程费在升压站模块中说明。
围栏工程采用喷塑铁丝围栏，1.8米高，围栏钢立柱、C25混凝土基础，包括基础开挖、混凝土浇筑、回填，围栏及大门安装等工作内容。
交通工程按现有技术标准结合样本数据测算得出，若技术标准有更新，审核概算时可相应调整。
进站交通包括社会道路至升压站进站交通工程，按照6米路基宽、0.2米厚硬化路面考虑;站内交通包括检修道路(含社会道路至光伏场的交通)，按照4.5米路面宽，0.3米厚非硬化路面考虑。道路长度根据样本数据测算得出，如实际长度与指标有差异，审核概算时可参考设计方案。使用本指标时，地形复杂需换填并设置专项防护挡墙等措施的费用单独计算。
其他工程费中供水及供电工程、环境保护工程、水土保持工程、防洪工程按照光伏电站装机容量分别计列;劳动安全与职业卫生工程计入对应的设备购置费中。
4.升压站模块(设备购置费、安装工程费、建筑工程费)依据集团公司新能源项目升压站典型设计，本指标采用的均为预制舱式，本指标在典设方案中选择了5种常见的类型，编制了升压站模块造价指标。具体根据光伏场规模和电压等级选择相应的升压站模块造价指标。
5.其他费用
建设用地费包含土地征收费、临时用地征用费、地上附着物补偿费、余物清理费等。指标已综合考虑植被恢复费、耕地占用税、失地农民补偿等一次性费用以及建设期一次性支付的用地费用。若费用与指标有差异，审核概算时可参考设计方案或项目所在地政策调整。
工程前期费、项目建设管理费、生产准备费、勘察设计费、其他税费等费用指标已按照光伏电站装机容量和地形综合考虑。
6.基本预备费
基本预备费费率为1%，计算基数为设备购置费、安装工程费、建筑工程费和其他费用四部分费用之和。
7.建设期贷款利息
建设期贷款利率暂按3.6%(2025年3月LPR)计列，50MW级项目工期按6个月、100MW及以上工期按12个月估算利息。
8.其他相关说明
关于涉网试验、特殊试验等费用，各项目概算在计列方式、计列额度方面均有较大差异。如:河北省某项目概算计列相关费用80万元/项,云南省某项目概算计列相关费用160万元/项，还有部分项目概算中没有单列此类费用。同时其他发电企业(国家能源、国家电投、大唐)在新能源造价指标中均未单独列出此类费用指标。因此，本次指标暂按涉及费用较少的90万元/项计列，各项目在对标时，可根据各地方
本次分布式光伏指标根据项目类型分为工商业分布式和户用分布式,根据接入方案分为0.4kV接入和10kV接入。分布式指标根据设备购置费、安装工程费、建筑工程费、其他费用、基本预备费给出对应单位千瓦造价指标。
1.设备购置费
光伏组件、支架、逆变器、箱式变压器等设备采用集采或框架协议价格，其中组件价格按0.7元/Wp计列。设备如因规格型号不同或有最新集采价格、框架协议价格，则可按照相应型号、最新集采价格、框架协议价格进行调整。
其他设备购置费(含安装工程费)中水电暖及消防系统设备、劳动安全与职业卫生(含建筑工程费)按照光伏电站装机容量分别计列;指标中计列智慧基建、场站接入集团/区域集控中心两项费用。指标中未计列柴油发动机、接入系统配套设备等。
2.安装工程费
发电场设备安装费含光伏组件、固定支架、铝合金导轨、
逆变器、箱式变压器等费用。
3.建筑工程费
因屋顶分布式光伏建筑工程的工程量按样本统计，如实际工程量与指标有差异，审核概算时可参考设计方案。
4.其他费用
工程前期费、项目建设管理费、生产准备费、勘察设计费、其他税费等费用指标已按照光伏电站装机容量综合考虑。
5.基本预备费
基本预备费费率为1.5%，计算基数为设备购置费、安装工程费、建筑工程费和其他费用四部分费用之和。
6.建设期贷款利息
建设期贷款利率暂按3.6%(2025年3月LPR)计列，工期按不超过6个月估算利息。
四、参考指标
该类指标由于集团公司目前采用量不大、或市场价格波动较大、或各地区差异较大，仅作为参考使用。
1.1000MW集中式光伏(直流侧1250MWp沙戈荒项目)参考指标
本指标选取集团公司2023-2024年50万千瓦及以上集中式光伏项目(沙戈荒项目)编制。静态投资2441元/kWp(不含送出线路、储能、调相机等特殊费用，2024年新开工500MW以上项目此类特殊费用约571元/kWp)。具体如下表:
2.不同光伏组件类型造价指标
本指标组件对应N型组件，2024年P型组件使用频率下降，且部分已采用异质结组件。若采用P型组件、异质结组件、BC组件按照框架协议当期价格调整。
3.不同光伏支架类型造价指标
指标采用固定支架费用(平原、丘陵、山地、渔光互补分别为0.287、0.292、0.292、0.298元/Wp，含支架设备、
安装费)，若项目采用柔性支架，调增0.3元/Wp。
五、与建设条件有关差异较大的相关费用
因项目建设地区政策要求或者需要增加地域性特有设备等，应结合当地政策、设计方案计列费用。
根据集团公司2024年开工的项目设计概算情况:
(1)集中式光伏各项目在送出工程(或汇集站分摊)、配套储能(或共享储能分摊)、调相机配置、治沙等特殊费用差异较大，单位造价0-1468元/kWp(平均388元/kWp)，本指标静态投资不含此类费用。
(2)分布式光伏中屋顶加固、屋面更换、防水、检测等项目差异较大，单位造价0-1016kWp(平均160元/kWp)，本指标暂按300元/kWp单独列出。
该类费用受当地政策、市场等影响，不同地区、不同类型项目差异较大，暂无法制定统一费用标准。可结合项目自身情况，根据当地政策、市场或设计方案计列相关费用，部分费用应取得集团公司业务归口管理部门同意。
根据现有样本情况，提供典型参考指标或典型样本价格水平供参考:
1.配套电化学储能典型项目参考指标
新能源项目配套电化学储能按照地方电网要求设置，给出参考指标如下:
(1)设备费参考集团公司储能系统框架协议及调价机制计列，以2025年3月14日磷酸铁锂电池280Ah价格为304元/kWh为例，根据框架协议及调价机制:
六、部分指标的计列依据
集团公司总部有关部门提出的费用标准或清单。该类指标以单独指标或明细指标的方式体现在指标表中，作为各单位审核概算、对比造价等环节的依据。目前暂以集团公司总部有关部门发出的通知或沟通函为准，若后续有更新，则代替本指标。
1.场站接入区域集控中心费用
根据集团公司2021年<<新能源投资决策备案项目技术部分监督工作建议>>，场站接入区域集控中心费用:单个项目暂按35万到45万元;装机容量在6兆瓦以下的屋顶光伏
项目、装机容量在6兆瓦以下且接入电压等级低于10千伏的分布式项目，暂按每个接入点5万元。
2.车辆购置
新能源项目车辆配置按集团公司2023年印发的<<新能源项目基建车辆配置指导意见>>执行，若集团公司对新能源项目车辆配置有新的制度要求，可根据新的制度要求进行调整。在极寒地区、戈壁地区、高海拔等偏远地区的项目，确因工作需要，超过目前集团公司车辆配置标准的，需取得集团公司审批。
七、项目边界条件变化后造价指标的调整方法1.本指标中光伏场按50MW(62.5MWp)/100MW((125MWp))/20OMW(25OMWp)/50OMW及以上工程规模编制,升压站按35kV开关站、110kV升压站、220kV升压站等级编制。具体根据光伏场规模和电压等级选择相应的升压站模块造价指标。
2.技经中心已开发陆上风电、光伏造价指标分析系统，后续将开放系统中的调整模块功能，便于各单位对不同项目规模、不同集电线路类型(架空、地埋)、不同基础类型(灌注桩、PHC管桩)、主要设备(组件、支架)不同价格的项目进行对标。
八、与2024年开工项目造价对比
将2024年开工的集中式光伏项目设计概算，剔除组件设备费、以及送出工程、储能工程等特殊项目费用后，分别与对应装机规模、地形的本指标对比:约有三成项目能达到或优于本指标水平。分析本指标处于平均先进水平。
九、与上一版造价指标对比
(一)内容方面
1.新增500MW及以上平原(沙戈荒)地形光伏项目参考指标。
2.与上一版相比，本指标按照集团公司新版升压站典设技术方案对部分内容进行调整，详见升压站模块造价指标。
(二)样本方面
本指标中设备费采用集团公司现行框架协议(或近期集采)价格水平,建安费主要采用2023、2024年开工项目造价资料。
本指标中建安费样本容量是上一版指标两倍，其中平原2.8倍，主要为沙戈荒大基地型项目;山地(丘陵)1.7倍;渔光互补1.3倍。
(三)价格水平方面
与上一版指标相比，本指标降幅25%~30%，主要是组件价格下降明显;同口径剔除市场价格因素影响较大的组件设备费后，本指标(不含组件)较上一版平均增幅3%，主要是建安工程费增加。
十、指标水平与行业对比
本指标与其他发电集团正在执行的造价指标水平总体相当。分析时剔除组件设备市场价格波动因素。
200MW级:华能指标略优于国家电投造价指标、大唐限额指标，与国家能源地面光伏指标水平相当。
100MW级:华能指标略优于大唐限额指标,与国家能源、国家电投指标水平相当。
十一、其他
1.本指标可与集团公司的新能源概算复核有关规范配套使用。
2.参照光伏发电站工程项目用地控制指标中对地形的分类，本指标平原地形是指地形无明显起伏，地面自然坡度小于或等于3的平原地区;丘陵地形是指地形起伏不大，地面自然坡度为3~20，相对高差在200m以内的微丘地区;山地地形是指地形起伏较大，地面自然坡度大于20，相对高差在200m以上的重丘或山岭地区。
3.本指标中丘陵地形与山地地形造价差距较小，由于丘陵地形和山地地形中设备费、电缆用量、用地费、其他费用
第五章 光伏升压站模块造价指标编制说明
升压站/开关站模块依据集团公司现行新能源项目升压站典型设计，从典设方案中选择了5种具有代表性的技术方案，编制了5种基本模块造价指标:
1.35-30模块,对应光伏电站以35kV电压等级接入电网，装机容量30MW及以下的开关站;
2.110A-1x50模块，对应光伏电站以110kV电压等级接入电网，装机容量5OMW的升压站，1台5OMVA的主变;
3.110A-1x100模块，对应光伏电站以110kV电压等级接入电网，装机容量100MW的升压站，1台10OMVA的主变;4.220B-1x200模块，对应光伏电站以220kV电压等级接入电网，装机容量200MW的升压站，1台20OMVA的主变;5.220B-2x200模块，对应光伏电站以220kV电压等级接入电网，装机容量400MW的升压站，2台200MVA的主变。五种模块适用于非扩建的新建工程，独立使用;具体项目可按需选择、灵活组合搭配、合理进行调整;典型设计若有更新，指标相应进行调整完善。
一、技术方案
升压站配套建设生活区，升压站与生活区独立分区布置。升压站GIS、35kV开关柜室、继电保护室、接地变、SVG等电气设备全部采用预制舱内布置，应急控制室放在继保预制舱，构成二层立体结构布置，避雷器、出线电压互感器户外独立布置。
二、造价指标范围
升压站模块造价包括升压站和生活区围墙范围内设备及安装工程、建筑工程、以及发电场站监控系统，不含进站道路。
三、使用说明
1.设备购置费
主变压器、配电装置、无功补偿、站用电等设备采用集团公司现行框架协议价格。
设备如因规格型号不同或有最新集采价格、框架协议价格，则可按照相应型号、最新集采价格、框架协议价格进行调整，本指标不含调相机设备费用。
2.建筑安装工程费2.1建安费为常规地形的综合指标，使用本指标时，若地形复杂需换填或设置专项防护挡墙等措施，费用单独计算。2.2升压站设备安装含主变、SVG、预制舱内设备安装以及电力电缆敷设、接地工程等。
预制舱内包含的110kV户内GIS(线变组方式)、35kV配电设备、站用电设备、监控及保护等安装费、整套系统启动调试采用升压站设备(预制舱)框架协议计列.预制舱内未包含的主变、SVG、220kV户外GIS、接地等按照统计的样本平均价计列。
2.3升压变电站建筑工程含升压站变电设备基础工程、电气设备预制舱基础工程、房屋建筑工程、室外工程等。
升压站变电设备基础工程按照统计的样本平均价计列，其余项目按照市场价格估算计列。
电气设备预制舱基础工程、房屋建筑工程、室外工程工程量基于集团公司升压站典型设计计算，单价按照统计的样本测算计列。
3.本模块按照升压站配套建设一个生活区考虑，如果大基地或相邻近项目升压站共享一个生活区时，生活区造价按照相应容量进行分摊调整。
4.基地项目、地区偏远距离中心生活城市较远(通勤1h以上)项目，生活房问适当增加的，按照项目实际增加的面积按照模块相应单价进行造价调整。
5.如果箱变和逆变器设备价格中包含箱变监控系统、光伏监控系统，需扣除相应设备购置费。