I 1 32.1編制原則 32.2編制說明 42.3基本方案及千瓦造價標準值 72.4風電項目千瓦造價調整值 92.5基本方案分類型造價參考值 2.6智慧風電場造價指標 3.1編制原則 3.2編制說明 3.3基本方案及千瓦造價標準值 3.4光伏項目千瓦造價調整值 3.5基本方案分類型造價參考值 3.6智慧光伏電站造價指標 4.新能源配套儲能 4.1基本方案 4.2基本方案造價標準值 4.3造價調整值 5.外送線路 5.1基本方案 5.2基本方案造價標準值 5.3造價調整值 附表B新能源電站千瓦造價調整值及典型案例說明 29附表C新能源電站基本方案分類型造價參考值 40附表D新能源配套儲能工程造價調整值及典型案例說明.48附表E外送線路基本方案一覽表 1風電、光伏項目技術方案及概(決)算數據進行統計分析，準值(2024版)》。本指標適用于新建及改擴建風電項目(陸上、海上)、光伏項目(集中式、工商業及戶用分布式)、新能源配套儲形分為平原、山地(丘陵)和復雜山地，海上風電裝機容量分布式(工商業和戶用),其中集中式裝機容量涉及50MW、232.1編制原則(1)陸上風電設計概算采用《陸上風電場工程設計概算編制規定及費用標準》(NB/T31011-2019),定額采用額》(2018年版)、《關于風電場工程設計概算編制規定及費用標準中聯合試運行費有關內容的解釋》(可再生定額〔2022〕11號);(2)海上風電設計概算采用《海上風電場工程設計概算編制規定及費用標準》(NB/T31009-2019),定額采用《沿海港口工程參考定額》(JTS/T276-3—201 (2018〕15號);(3)集團公司《風力發電工程設計造價參考指標》中(4)財政部、應急管理部《關于調整水電工程、風電場工程及光伏發電工程計價依據中安全文明施工措施費費4用標準的通知》(可再生定額〔2022〕39號);(5)風力發電機組和塔筒等主要設備價格參考廠家詢(6)本指標為動態投資對應值，建設期貸款年利率按和200MW項目建設期為1年，500MW和1000MW項目建設期為2.1.2編制范圍統設備購置及安裝、建筑工程(含陸上集控中心),以及土地(用海)征用、長期用地、施工臨時租地、工程前期、工2.2編制說明(1)地震基本烈度VI度；5(2)基礎設計和施工不考慮地下水(不含換填、樁基等特殊地基處理)的影響。2.2.2地形說明1平原相對高差<50m;單臺風機安裝場地范圍內地形高差2山地50m<大部分地形相對高差<300m;單臺風機安裝場3地形相對高差>300m或三分之一及以上的風機安裝2.2.3施工輔助工程施工輔助工程指為輔助主體工程施工而修建的臨時性工程及采取的措施，其中施工交通工程不含因大件運輸需要對市政橋梁、涵洞等做的復雜加固工程費用。若施工輔助工程中有與建筑工程、設備及安裝工程相結合的項目則列入相2.2.4設備費用主要設備價格見表2-2和表2-3。設備類別價格(含稅)12萬元/臺3萬元/臺4萬元/臺5萬元/臺6高壓開關柜萬元/臺7元/kVar6設備類別價格(含稅)166kV海底電纜3×95mm2+2x36芯光纖266kV海底電纜3×150mm2+2x36芯光纖366kV海底電纜3×240mm2+2x36芯光纖466kV海底電纜3×400mm2+2x36芯光纖566kV海底電纜3×500mm2+2x36芯光纖678鎧裝3×800mm2+2×SM48C9萬元/臺萬元/臺萬元/臺備注：如項目選取規格與上述不同，可參照相近2.2.5建筑安裝工程費陸上風電建筑安裝工程費由直接費、間接費、利潤金組成。包括人工費、材料費(無論是否為甲方供貨)、機械費(包括大型機具進退場費)、安全文明施工、冬雨季施海上風電建筑安裝工程費由直接費、間接費、利潤金組成。包括人工費、材料費(無論是否為甲方供貨)、施工船舶(機械)使用費(不包括大型船舶(機械)進退場費)、冬雨季施工和夜間施工措施費等費用。主要材料價格見表價格(含稅)1元/t2水泥42.5元/t72.2.6其他費用2.2.7工程量工程投資、建筑工程投資、其他費用四部分費用之和的2%(1)陸上風電原、山地、復雜山地)安裝50MW、100MW、200MW、500MW和8(2)海上風電費按200元/kW取值，含征地費、長期及臨時租地費(計列在投資估算的部分)、土地出讓金、植被恢復、補償費(遷值，含建設用海費(不含軍事補償費用)和建設用地費。建資估算的部分)、土地出讓金、植被恢復、補償費(遷移補式風電(平原與山地)以50MW標準值為準；集中式風電裝9表2-5風電項目基本方案千瓦造價標準值(分散式)平原山地 遼寧、河北區域福建、粵東區域粵西、廣西千瓦造價調整值按照模塊條件在基本方案千瓦造價標數據不同時，陸上風電裝機規模低于50MW的以50MW調整值模利用線性插值法按比例調整；海上風電裝機規模低于300MW的以300MW調整值為準，高于1000MW的以1000MW調2.6.1技術說明(1)技術原則(2)功能要求2)升壓站應配置設備狀態智慧監測系統及智慧輔助控2.6.2造價指標表2-6智慧化風電場造價推薦標準值標準值(萬元)3.1編制原則3.1.1編制依據(1)《光伏發電工程設計概算編制規定及費用標準》(NB/T32035-2016),不足部分參考中國電力企業聯合會發布再生定額(2016〕61號)、《關于調整水電工程、風電場工程及光伏發電工程計價依據中建筑安裝工程增值稅稅率及相關系數的通知》(可再生定額〔2019〕14號)、《光伏發(3)集團公司《光伏發電工程設計造價控制指標》中(4)財政部、應急管理部《關于調整水電工程、風電場工程及光伏發電工程計價依據中安全文明施工措施費費用標準的通知》(可再生定額〔2022〕39號);(5)光伏組件、逆變器及支架價格參考廠家詢價并考(6)本指標為動態投資對應值，建設期貸款年利率按項目建設期為1.5年，1000MW項目建設期為2年；工商業分布式項目建設期為3個月，戶用分布式建設期為6個月。光伏項目指標包括光伏電站圍欄及圍墻范圍內全部發3.2編制說明(1)地震基本烈度VI度；(2)基礎設計和施工不考慮地下水(不含換填、樁基等特殊地基處理)的影響。地形分平原和山地(微丘、重丘或山嶺),詳見表3-1。1平原無明顯起伏，地面自然坡度≤3°的地區2山地(微丘、重丘或山嶺)或山嶺指地形起伏較大，地面自然坡度大于20°,相對高差在200m以上的地區表3-2光伏電站項目主要設備價格表設備類別價格(含稅)11234萬元/臺5萬元/臺6萬元/臺7萬元/臺8高壓開關柜萬元/臺9元/kVar備注：如項目選取規格與上述不同，可參照相近包括人工費、材料費(無論是否為甲方供貨)、機械費(包表3-3主要材料價格表價格(含稅)1固定支架元/t2元/t3元/t4水泥42.5元/t執行《光伏發電工程設計概算編制規定及費用標準》工程量為選取的典型光伏發電項目設計方案測算的工和的2%計列。集中式光伏項目單位千瓦造價基本方案按照不同地形光伏組件設備價格為1.0元/Wp,建設用地費取值200元/kWp,含征地費、長期及臨時租地費(計列在投資估算的部分)、償費等)和余物清理費等；水保及環保工程費用取值70元規模低于60MWp(直流側)的以50MW(60MWp)標準值為準，平原山地戶用千瓦造價調整值按照模塊條件在基本方案千瓦造價標的以50MW(60MWp)標準值為準，高于1200MWp(直流側)(1)技術原則(2)功能要求6)系統宜具備冗余裝置識別功能，并自動實現冗余裝置7)系統宜具備自診斷及自恢復能力，能夠在裝置異常時8)建設光伏電站信息系統安全系統，提升網絡安全綜合3.6.2造價指標智慧光伏電站造價推薦標準值見下表。該造價指標僅供參考，場站根據自身需要及相關管理要求進行智慧化建設，表3-5智慧光伏造價推薦標準值標準值(萬元)4.1基本方案磷酸鐵鋰電池方案(即電化學儲能),交流側接入電站35kV單元對應1套PCS單元。電芯采用0.5C磷酸鐵鋰電芯，配新能源配套儲能工程基本方案造價標準值以基本方案造價為基礎，指標值為0.82元/Wh,詳見表4-1。(元/Wh)(元/Wh)其他費用(元/Wh)(元/Wh)二三四其他費用工程靜態投資新能源配套儲能工程造價調整值按照模塊條件在基本5.1基本方案(萬元/km)分項費用(萬元/km)費用費用12938456781A方案，1×240單回路591A方案，1×300單回路1B方案，1×400單回路01B方案，2×240單回路91C方案，2×300單回路1D方案，1×300雙回路1D方案，1×240雙回路1E方案，1×400雙回路1E方案，2×240雙回路1F方案，2×300雙回路其他費用含輔助設施工程費、其他費用、編制基準期價差及5.3造價調整值220kV等級外送線路導線面積為180平方毫米和240平方案標準值的0.75和0.91。5.3.2覆冰A.1陸上風電電機組(1)10臺，5.0MW/臺(1)20臺，5.0MW/臺(1)40臺，5.0MW/臺(1)100臺，5.0MW/臺(1)200臺，5.0MW/臺(2)葉輪直徑為190-200m,輪轂高度為120m二(架)三(1)風機基礎采用現澆鋼筋混凝土圓形獨立基礎或擴展基礎(2)基礎混凝土強度等級C40,抗凍等級F200,主受力鋼筋強度等級為HRB400四電站(1)采用一機一變電氣接線方式，選擇千式箱式變電站變壓器容量5250kVA,高壓側電壓選用35kV等級(2)選用箱變容量S18-5250/37,37±2×2.5%/1.14kV(3)箱式變壓器基礎采用現澆鋼筋混凝土箱型結構，混凝土強度等級為C30,天然地基五路(1)集電線路和箱式變壓器高壓側電壓選用35kV等級(2)集電線路采用電纜加架空方式(3)集電線路箱變與架空線之間、架空線與35kV開關柜之間采用鋁芯電纜(4)架空部分導線型式采用鋼芯鋁絞線(5)無跨越鐵路、公路、河流湖泊、高壓線路等情況(5)35kV電纜：平原路：單雙回比例為8:1,(5)35kV電纜：平原11.4km,山地14.3km,復(5)35kY電纜：平原29.6km,山地29.0km,(5)35kV電纜：平原雜山地113.3km;架空線路：單雙回比例為8;1,其中平原179.4km,山地198.9km,復雜山地(5)35kV電纜：平原六程(1)站內動力電纜采用銅芯電纜(2)站內道路采用4.5m寬水泥混凝土路面，轉彎半徑為9m;站內電纜溝采用鋼筋混凝土結構(3)升壓站基礎均為天然地基，綜合樓及附屬用房均采用常規建筑型式，電氣室采用預制艙形式(4)配套新建一座110kV升壓站，配置1臺50MVA(4)配套新建一座110kV(4)配套新建一座220kV主變(4)配套新建一座220kV主變合250MVA主變七程(1)進場道路考慮從場外既有道路引接，進站道路采用厚度為210mm的水泥混凝土路面，路面寬4m,路基寬5m(2)新建場區道路，其中平原13.5km,山地22km,復雜山地23.5km(2)新建場區道路，其中平原28km,山地45km,復(2)新建場區道路，其中平原55.8km,山地(2)新建場區道路，其中平原141.7km,山地(2)新建場區道路，平A.2海上風電一(1)27合，11MW/臺(1)45合，11MW/臺(1)91臺，11MW/臺二塔簡(架)三10.5m鋼管樁定位于海底，每根長度約100m,無嵌巖，以砂或黏土及以下地層作為樁基持力層(2)場址區域水深：30m~35m,場址中心離岸距離30~35km四(1)機組變電站升壓至66kV,設置于機艙內五(1)集電線路選用66kV等級交流交聯聚乙烯三芯海纜(2)66kV海纜接入海上升壓站(3)線路長度為路徑長度，共計55km(3)線路長度為路徑長度，共計107km(3)線路長度為路徑長度，共計六(1)一座陸上集控中心出海纜(2)建筑面積6139m2,220kV(2)建筑面積6283m2,220kV(2)建筑面積7254m2,500kY岸上，距離40km,其中登陸距離1.2km三相交流光電復合海纜3x800mm3送出至(3)配套新建一座500kV海上升3x800mm2送出至岸上，距離40km,其中登陸距離1.2km七(1)進集控中心道路考慮從場外既有道路引接，采用厚度為210mm的水泥混凝土路面，路面寬4m,路基寬5m并網容量(MW)5直流側容量(MWp)N型Topcon雙面雙玻(182型)58二(1)固定鋼支架固定鋼支架(2)支架總量(2)支架總量(2)支架總量(2)支架總量(2)支架總量(2)支架總量三(1)預應力混凝土樁(PHC300AB70)塊(2)預制壓塊體積170m3(2)支架總量四300kW,3150kVA能五電纜埋數設，35km35kV電纜35kV電纜敷設，420km35kV電纜架敷設，4km10kV電纜六(1)站內動力電纜采用銅芯電纜(2)站內道路采用4.5m水泥混凝土路面，轉彎半徑為9m;站內電纜溝采用鋼筋混凝土1座10kV開關站以1回10kV線并網容量(MW)直流側容量(MWp)6(4)配套新建一座110kV升壓50MVA主變(4)配套新建站，配置1臺100MVA主變(4)配套新建一座220kV升壓站，配置2臺100MVA主變(4)配套新建站，配置3臺170MVA主變(4)配套新建一座330kV升壓250MVA主變七(2)場區道路為20cm厚泥結石路面(3)新建場區道路，其中平原11.4km(3)新建場區22.8km(3)新建場區原30km,山地(3)新建場區73.5km,山地111.7km(3)新建場區道路，其中平原223.4km12(含塔筒和錨栓)以實際價格替代本標準的2100元6.xMW機組建安費7.xMW機組建安費萬元/臺0萬元/臺萬元/臺萬元/臺PHC管樁(樁徑600mm)灌注樁(樁徑800mm)A.1陸上風電“五集電線路”架空線路(鋁導線)平原-單回架空線路(鋁導線)山地-單回單回架空線路(鋁導線)平原-雙回架空線路(鋁導線)山地-雙回雙回地埋電纜(銅纜銅導線)平原地埋電纜(銅纜銅導線)復雜山地地埋電纜(鋁合金電纜)平原地埋電纜(鋁合金電纜)復雜山地地埋電纜(鋁電纜)平原00000一A.1陸上風電“七交通工程”山地-新建山地-改擴建復雜山地-改擴建高寒高海拔地區項目建設用地費水保及環保工程費備注：1.高寒地區一般是指：(1)海拔高、常年低溫、凍土常年不化的地區；(2)高緯度、常年低溫、凍土常年不化的地區。(3)北緯45°以北地區，黑2.高海拔地區指平均海拔高度在3000m以上的地區。4524-61.54+(10/0.625)=4478.46(元/kW)4524+(20/0.5)=4564(元/kW)4524+(460/10000×8000)/5+(20/0.5)=4637.6(元4524+(460/10000×8000)/5+(204524+(460/10000×8000)/5+(20/0.54524+37.5+(460/10000×8000)/5+(20/0.5B.2海上風電000上風電0000建設用地費(含用海)以項目實際價格替代360元/kW送出海纜為三芯三相交流光電復合海纜3x800mm2,長度為岸距離28km,單樁地基，水深35m,單機功率為8MW,66kV海纜為三芯三相交流光電復合海纜3x800mm2,長度為40km,離28km,單樁地基，水深20m,單機功率為8MW,66kV集電B.3集中式光伏項目1千瓦造價2固定支架t以項目實際重量替代附表A.3光伏電站“二組件支架”重量固定可調架變器(調項目徑φ300)135(平原)155(山地)徑φ400)150(平原)170(山地)(樁徑φ200(平原)240(山地)(樁徑φ300(平原)390(山地)126(平原)146(山地)(海邊)一一一根據道路實際長度調整，本標準中長度見附表A.3光伏電站“七交通工程”建山地-新建山地-改費(含用海)項目高寒地區高海拔：高海拔：4000m及以上 備注：1.漁光互補光伏特指采用預制樁基礎形式，水面光伏特指2.建設場地分散指光伏方陣未連片建設，分成多個片區且各片區之間有一定距離。3.高寒地區一般是指：(1)海拔高、常年低溫、凍土常年不化的地區；(2)高緯度、4.高海拔地區指平均海拔高度在3000m以上的地區。2996+60=3056(元/kWp)50MW光伏電站單位千瓦動態投資=基準值+調整值組件價格1元/Wp,干式箱變，110kV升壓站，該50MW光伏2996+(80000-78833)×135/10002996+(80000-78833)×135/10000/62996+37.5+(80000-78833)×135/10000/6100MWp(戶用)12元/Wp以實際價格替代本標準的1.0元/Wp0陽光房(含陽光房本體)陽光棚(含陽光棚本體)并入變壓器380V低壓側容量(MW)一程(萬元)1程(萬元)582程(萬元)3(萬元)4元)5工措施(萬二工程(萬元)1(萬元)2程(萬元)容量(MW)式3工程(萬元)4(萬元)三(萬元)1(萬元)2集電線路工程(萬元)3升壓變電站工程(萬元)4(萬元)5(萬元)(萬元)1項目建設用地費(萬元)2(萬元)3理費(萬元)4(萬元)容量(MW)式5科研勘察設計費(萬元)6其他(萬元)合計(萬元)五基本預備費(萬元)資(萬元)六利息(萬元)七工程動態總投資(萬元)態投資(元/kW態投資(元項目區域域山東區域域域(萬元)1(萬元)2械)進出場(萬3工程(萬元)4措施(萬元)二程(萬元)1安裝工程(萬2工程(萬元)3(萬元)4陸上集控中心設備及安裝工程(萬元)5裝工程(萬元)三12站工程(萬元)3(萬元)4陸上集控中心工程(萬元)561(地)費(萬元)23費(萬元)456計(萬元)(萬元)息(萬元)七資(萬元)投資(元/kW)投資(元/kW)資(元/kW)設備及安裝工程(萬元)1(萬元)2工程(萬元)3程(萬元)4建筑工程(萬元)1發電場工程(萬元)2升壓變電站工程(萬元)3房屋建筑工程(萬元)04交通工程(萬元)505其他工程(萬元)三其他費用(萬元)1項目建設用地費(萬元)002項目建設管理費(萬元)3生產準備費(萬元)4勘察設計費(萬元)其他稅費(萬元)0一至三部分合計(萬元)基本預備費(萬元)工程靜態投資(萬元)五建設期貸款利息(萬元)工程動態總投資(萬元)資(元/kW)資(元/kW)新能源配套儲能工程造價調整值12術，儲能時長2h(0.5C),則造價標準值為0.82元/Wh,如0.82-0.165=0.655(元/Wh)