5月28日，水电水利规划设计总院正式发布《中国可再生能源发展报告2024年度》《抽水蓄能产业发展报告2024年度》《中国可再生能源工程造价管理报告2024年度》《中国可再生能源发电工程建设质量管理报告2024年度》，总结分析2024年中国可再生能源发展的取得的成就、展望中国新型能源体系和可再生能源发展的未来。

　　其中，《中国可再生能源工程造价管理报告2024年度》报告中的相关内容梳理总结了2024年光伏、风电、储能等新能源项目工程造价水平，并对2025年的造价趋势进行了分析预测，相关数据对于当下全面进入电力市场化的新能源将起到一定指导作用。

　　2024年在组件价格大幅下降影响下，光伏电站整体造价水平进一步降低。目前，光伏电站技术成本已接近触底，光伏组件设备价格下降空间有限。

　　预计“十五五”期间集中式光伏电站项目平均造价水平可达到2300~2800元/KW。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。

　　随着海上桩基固定式和漂浮式光伏技术不断进步，叠加装机超增加带来的规模效应，项目造价逐渐降低，未来两年随着山东、河北、江苏、浙江等省海上光伏规模增长带来的成本下降将愈加显著。

　　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，风电项目建设将进入理性开发阶段。风电行业大型化、规模化发展在推动制造成本下行的同时，一定程度上也抬升了技术门槛，2024年成本下降趋势有所放缓。

　　预计“十五五”期间，在不考虑综合集中送出成本情况下，中国陆上风电平原及山地项目平均造价水平分别可达到3000~3500元/kw、3800~4300元/kW。

　　海上风电当前仍处于设备技术迭代以及施工装备高速发展阶段国管海域试点项目的推进将有效带动相关产业发展，预计“十五五后期，在不考虑送出成本的条件下，近海、深远海风mile米乐m6官网登录入口电项目平均造价水平分别趋于7500~8000元/KW、11500~13000元/KW;漂浮式风电项目建设成本有望下降至2000元/KW以内，逐步具备商业化开发条件。

　　抽水蓄能站点资源相对充裕，建设难度整体可控，短期内造价水平预计仍将保持稳定态势。

　　“十二五”以来，抽水蓄能电站项目单位造价变化相对平稳，各时期内项目造价水平基本持平。其中,“十二五”期间，项目单位造价基本处于4800~6500元/kW区间范围;“十三五”期间，项目单位造价略有抬升，基本处于5500~7000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。

　　结合近年来抽水蓄能电站前期工作有关造价成果，预计2025年核准项目平均单位千瓦静态投资、总投资分别维持在5700~5900元/kW、6800~7000元/kW区间内，与2023年、2024年造价水平基本持平。

　　光热发电：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。经综合研判，预计“十五五”期间光热发电项目单位造价将进一步下降10%~15%。

　　压缩空气储能：在技术路线创新、装备制造升级、规模效应释放的协同推进下，压缩空气储能工程单位造价预计将稳步下降。经综合研判，预计“十五五”期间压缩空气储能项目单位造价将进一步下降15%~25%。

　　飞轮储能:在新型电力系统加速构建背景下，飞轮储能系统凭借毫秒级响应特性，正从示范应用向规模化部署阶段演进。当前1MW级至10MW级项目已实现商业化落地。随着技术升级的持续推进，叠加设备制造商产能扩张带来的规模效应释放，以及高速永磁电机等关键部件国产化替代加速，未来3~5年内飞轮储能项目单位造价有望进一步下降，降幅可达20%~40%。

　　垃圾焚烧发电行业市场规模有限，且市场集中度较高，预计一定时期内垃圾焚烧发电项目单位造价仍将维持平稳态势。农林生物质发电项目逐步向大规模、高效率的大型燃煤电厂生物质耦合发电模式发展，中长期造价水平预计呈小幅度下降趋势。

　　可再生能源电解水制氢工程项目单位造价水平降幅明显。受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。

　　2024年碱性电解槽1000Nm/h(5MW级)成套系统价格接近600万元/套(不含电源，含气液分离和纯化等)，单位造价接近1200元/kW，较2023年下降约20%。

　　质子交换膜电解槽200Nm/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%。

　　从价格方面来看，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。根据项目概算、招投标信息、结算资料综合分析，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(LCOE)约为0.20元/(kw·h)(折现率5%，利用小时数1200h)。陆上光伏项目投资主要集中在设备及安装工程，总投资占比约为64%。

　　其中设备及安装工程较2023年降低约580元/kW，降幅达20%，主要原因为2024年光伏组件价格大幅下降;光伏项目场地建设条件愈趋复杂，基础结构工程量及施工成本有所增加，因此建筑工程单位造价有所高。

　　主要是由于西北地区大基地规模化开发，地势相对平坦，支架基础建设条件较好，且西北戈壁地形土地成本相对较低；西南地区项目(主要为四川、西藏项目)受高寒高海拔等因素影响，且山地光伏在交通工程、电力线路、环保等方面投入较多，施工成本及材料设备运输成本较高，单位浩价最高。另外不同地区土地获取方式及使用成本存在较大差异，对项目单位造价也有一定影响。

　　光伏组件价格持续下降。根据公开信息不完全统计，2024年陆上光伏组件累计招标容量约300GW，同比2023年增长约10%。2024年前三季度光伏组件中标价格呈现快速下滑的趋势，一季度中标均价0.90元/W，三季度均价降至0.75元/W左右，10月后有所企稳，四季度均价0.69元/W。

　　2024年光伏逆变器中标价格相对稳定，全年mile米乐m6官网登录入口中标均价为0.116元W。其中，组串式逆变器市场占有率进一步提升，全年价格整体趋于稳定。根据公开信息不完全统计，2024年公示的光伏逆变器项目中，组串式逆变器占比接近80%，中标均价0.12元/W;集中式逆变器技术成熟且市场竞争充分，价格波动较小，全年均价稳定在0.10元/W。

　　海上光伏发电工程，2024年近海海上光伏发电项目单位千瓦总投资约为4800元/kW。其中建筑工程投资占比超过50%。

　　海上光伏近年来随着开发建设项目逐步增多，设计方案、基础型式、施工工艺等方面逐步优化提升，项目造价水平已大幅下降。在山东、江苏、河北近海水深10m以内的海上光伏项目，不含升压站和送出、储能工程，仅光伏发电区单位千瓦投资在4600~5000元/kw之间。结合沿海区域光照资源及送出条件优势，对照偏远高海拔区域，项目开发价值逐步提高。

　　工程项目总体造价情况：机组大型化推动陆上风电项目单位造价进一步下降。2024年全国陆上风电项目新增装机规模7579万kW，仍保持高速增长态势。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、结算资料综合分析，2024年陆上风电项目平均单位千瓦总投资约4200元/KW，较2023年下降6.7%，平准化度电成本(LCOE)约为0.18元/(kw·h)(折现率5%，利用小时数2000n)。

　　(1)设备及安装工程、土建工程单位造价进一步下降，其他费用、预备费及建设期利息有所增加。受益于机组大型化，设备及安装工程降低约290元/kW，降幅最大，约为10%;陆上风电项目建设条件愈趋复杂，叠加大机组设备运输及施工难度增加、施工管理要求提高，工期延长导致其他费用、预备费、建设期利息增加。

　　(2)西南、南方、华东地区项目单位造价明显高于其他地区，西北地区项目单位造价最低。西南、南方、华东等地区建设条件复杂，普遍涉及复杂地质基础处理，场内交通及电力线路工程投入较大，用地成本较高，部分地区受高海拔、覆冰或强降雨等施工干扰因素影响，单位造价较高。西北、东北、华北等地区项目场地条件相对较好，叠加规模化开发因素，单位造价相对较低。各地区陆上风电项目的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，普遍存在一定差异。

　　(3)陆上风电机组单机容量进一步提高，持续推动风电项目单位造价下降。2024年10月，15MW风电机组SI-270150在吉林通榆成功吊装，刷新陆上风电机组最大单机容量、最大叶轮直径两项纪录，标志着中国大容量机组研究制造工艺及施工工艺进一步成熟。随着风电机组单机容量增大，初期投资虽然相对较高，但单位容量设备购置费得以降低，风机基础数量也得以减少，单位造价进一步降低，发电效率也显著提高。目随着机组数量的减少，运维成本也呈降低趋势。

　　(4)高塔架技术水平进一步提升，助推陆上风电降本增效。随着风电机组容量和高度的不断攀升，塔架的重要性愈发凸显。

　　主要设备价格情况：陆上风电机组价格继续保持较低价位，全年中标均价为1350元/kW(不含塔筒，下同)。根据公开信息不完全统计，2024年陆上风电机组累计招标容量约200GW。风电机组中标价格呈现“先降后升”态势，上半年受原材料成本下降和市场竞争影响，价格持续走低，最低中标价跌破1000元/kW水平。下半年机组价格企稳回升。全年中标均价约为1350元/kW。从年内招标采购价格变化趋势来看，2024年行业整体呈现从低价竞争向价值回归的趋势。

　　从单机容量来看，5~7MW机组中标均价为1400元/kW;10MW机组迎来规模化发展，全年招标规模超23GW，受益于单机容量的提升，单位千瓦造价相对较低，中标均价为1200元/kW。

　　海上风电工程：海上风电项目单位造价短期内存在一定波动，总体呈下降趋势。根项目概算、招投标信息、结算资料综合分析，2024年海上风电项目干瓦总投资在9000~12500元/kW区间，平准化度电成本(LCOE)0.25~0:33元/(kw·h)(折现率5%，利用小时数2800h)。

　　海上风电项目设备及安装工程投资占比最高，约占工程总投资47%。土建工程约占30%，其他费用约占18%。2024年典型海上风项目(项目规模500MW，单机容量12MW，场址中心离岸距离约35km水深20~35m)平均单位千瓦总投资为9680元/kW

　　(1)设备及安装工程、土建工程单位造价较2023年均明显下降。其中设备及安装工程降幅最大，单位造价降低约1180元/kW，降幅约为20%。

　　(2)海上风电项目单位干瓦造价水平区域化特性明显。结合国内不同海域基本建设条件以及施工窗口期特点，整体可划分为四类建设海域:江苏、山东、河北、广西、上海、天津等省(自治区、直辖市)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;辽宁、海南海域水深略深，造价次之;浙江、广东海域水深较深，存在局部深淤泥层或嵌岩，海缆避让干扰因素多，成本略高;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。

　　(3)海上风电项目造价受送出方案影响差异较大。近期海上风电柔性直流送出方案投资进一步降低，2GW规模阀厅主体设备约4.6亿5.5亿元/套，施工安装及调试成本逐步降低。平台建造成本近期呈下降趋势，但受产能限制可能存在一定波动。做好海上基地规划，协同建设，共用通道可有效降低送出成本。