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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。

陆上风电部分造价指标按照平原(含荒漠)、丘陵、山地三种类型划分，单机容量包括5MW级、6MW级、7MW级、8MW级四种类别(另有10MW级的参考指标)，项目规模包括50MW级、10OMW级、200MW级、30OMW级、500MW级、100OMW级六种类别。

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陆上风电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<<陆上风电场工程概算定额>>、<<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<<陆上风电场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>>等集团公司现行的技术标准;

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陆上风电项目设计概算成果等资料。

第二章陆上风电项目造价指标编制说明

一、总体说明

本指标包括造价指标，配套主要设备参考价格、升压站模块指标、参考指标等。

1.本指标涵盖范围:按项目规模，最小到5OMW级，最大到100OMW级;按单机容量，从5MW级到10MW级。

2.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。

3.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。

4.受样本情况限制，本指标主要适用于非西藏地区项目，西藏地区项目受高海拔、交通以及当地市场环境等因素影响，设备及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，待此类项目具有一定样本数据后补充详细指标。

5.剔除风机塔筒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年开工陆上风电项目中，约有三成项目概算能达到或优于本指标水平。分析本指标水平处于平均先进水平。

二、陆上风电造价指标

1.施工辅助工程

施工供电、供水工程按照指标计列;风电机组安装平台按照风电场地形不同分别计列;大型吊装机械进出场按照风电场装机容量分别计列。

指标中暂不计列桥(涵)工程和施工围堰工程费用，如发生，可按照设计方案或实际发生费用计列。

根据国家财政部关于印发<<企业安全生产费用提取和使用管理办法>>的通知(财资[2022]136号)，本指标中安全文明施工措施费拟取费率2.5%，计算基数为建筑安装工程费(不含按单位造价指标计算的项目投资及安全文明施工措施费本身)。

2.设备购置费

本指标中涉及的风电机组、塔筒、箱式变压器等设备型号如下:

升压站设备购置费在升压站模块中说明。

其他设备购置费(含安装工程费)中劳动安全与职业卫生(含建筑工程费)、生产运维车辆按照风电场装机容量分别计列;水暖电及消防系统设备费计入房屋建筑工程室外工程中;300MW及以上的风电模块中计列了智慧基建、场站接入集团/区域集控中心、无线网络覆盖三项费用。200MW及以下的风电模块中计列智慧基建、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;指标中未计列集控中心设备分摊费。

3.安装工程费

发电场设备安装:风电机组、塔筒、风电机组出线、箱式变压器和接地等设备安装费按照样本统计分析编制。风电机组出线含装置性材料费(3kV以下铜芯电缆)及建筑安装费(电缆穿管敷设等)，线路长度根据样本数据测算得出。升压站设备安装工程费在升压站模块中说明。

集电线路分为架空线路和电缆线路两种类型，其中架空线路包括铁塔基础、组塔架线、电缆及光缆敷设、接地等工作内容;电缆线路分为铜芯电缆和铝芯及铝合金芯电缆两种类型，包括沟道挖填、铺砂盖砖、电缆及光缆敷设、电缆附件等工作内容。线路长度根据样本数据测算得出。

集电线路费用: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、光缆等装置性材料费及建筑安装工程费;电缆线路费用包含电缆等装置性材料费及建筑安装工

程费。指标费用汇总时采用铜芯电缆线路。

4.建筑工程费

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。

发电场基础工程分为扩展基础、扩展基础+灌注桩(现浇)地基、扩展基础+PHC管桩(预制)地基三种类型。其中平原、丘陵地形指标费用汇总时采用扩展基础+灌注桩(现浇)，山地地形指标费用汇总时采用扩展地基。

升压站建筑工程费在升压站模块中说明。

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。

进站道路指进升压站道路，按6米路基宽、0.2m厚硬化路面考虑，每个升压站按1km暂估，根据升压站数量调整。若采用非硬化路面可参考场内交通。

场内交通包含风电场内施工道路和检修道路，以及社会道路至风电场道路。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。

其他工程费中环境保护工程、水土保持工程、安全检测工程按照风电场装机容量分别计列;劳动安全与职业卫生工程计入对应的设备购置费中;消防设施及生产生活供水工程

6.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、科研勘察设计费、其他税费等费用指标已按照风电场装机容量和地形综合考虑。

7.基本预备费

结合项目设计概算编制情况及有关规定，基本预备费费率为1%，计算基数为施工辅助工程、设备购置费、安装工程费、建筑工程费和其他费用五部分费用之和。

8.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12个月估算利息。

9.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

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、治沙等特殊费用方面差异较大，单位造价0-1414元/千瓦(平均571元/千瓦)本指标静态投资不含此类费用。

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，提供典型项目参考指标或典型项目价格水平供参考:

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，给出典型项目参考指标如下:

(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:

(2)建安工程费含电池舱、变压器、无功补偿等设备安装、基础工程、及建筑相关费用，根据2024年开工的典型项目设计概算情况及招投标结果,建安工程费在30~60元/kWh。

五、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。

2.车辆配置

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。

六、项目边界条件变化后造价指标的调整方法

1.本指标中风电场按50MW、100MW、200MW、300MW、500MW、1000MW级工程规模编制，升压站按35kV开关站、110kV升压站、220kV升压站等级编制。具体根据风电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、不同单机容量、不同集电线路类型(架空、地埋)、不同基础类型(灌注桩、PHC管桩、扩展基础)、主要设备(风机、塔筒)不同价格的项目进行对标。

七、与2024年开工项目造价对比

将集团公司2024年开工的陆上风电项目设计概算，剔除风机塔筒设备费、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、单机容量、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。

八、与上一版造价指标对比

(一)内容方面

1.新增装机规模300MW、500MW级造价指标，新增单机容量7MW、8MW级造价指标及10MW级参考指标。

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,建安费主要根据2023、2024年开工项目造价资料编制。

本指标中建安费样本容量上一版指标样本容量的2.3倍，其中单机容量6MW级、7MW级及以上的样本项目(尤其是6MW级)明显增多，装机规模300MW、50OMW及1000MW级项目(尤其是300MW级)明显增多，样本分布范围更广。

(三)价格水平方面

与上一版指标(装机规模5OMW级、10OMW级、200MW级)相比，本指标中单机容量5MW级指标降幅约1%，单机容量6MW级指标降幅约5%;剔除市场价格因素影响较大的风机塔筒设备费后，本指标中单机容量5MW级指标增幅5%~9%，单机容量6MW级指标增幅2%~5%，主要是建安工程费增加。九、与其他发电集团造价指标对比在与其他发电集团正在使用的造价指标对比时，剔除风

机塔筒设备费市场价格的差异。本指标优于国家电投造价指标,与大唐限额造价指标总体相当(华能100MW级指标略优，大唐200MW级指标略优)，与国家能源指标总体相当(在用地费相同情况下，华能山地指标略优，国家能源平原指标略优，丘陵指标相当)。