國家能源智庫：助推電力行業高質量發展一一訪電力規劃設計總院技術經濟部副主任劉慶（一）

本刊記者張能冰

作為國家級高端咨詢機構的部門之一.，技術經濟部承擔著全國電力工程項目的評就評估和咨詢，以及科研標準化等工作，具有國家發改委認定的電力工程項目評估資格。通過自身的努力助推能源、電力行業發展，是每一個電力規劃設計總院人最大的愿景。

劉慶，電力規劃設計總院技術經濟部副主任，教授級高級工程師，注冊咨詢工程師(造價)。曾參加白馬電廠大型循環流化床系統設計技術引進(特殊貢獻)，為國內首次引進的大型循環流化床技術。主持開展了華能集團瑞金電廠2X350兆瓦新建工程、上都一期2X600兆瓦、二期2X600兆瓦工程、沁北電廠2X600兆瓦、陽邏電廠三期2X600兆瓦機組工程;巢湖電廠一期工程后評價，大唐集團韓城電廠二期2X600兆瓦、禹州電廠二期工程2X600兆瓦、太原第二熱電廠七期工程后評價j國電集團大同二電廠一期工程2X600兆瓦、國電布連電廠-#A2X660兆瓦機組工程后評價，三吉利公司新密電廠2 X1000兆瓦機組工程后評價等一系列電力工程后評價工作。

主持編著或參與編著有《火力發電廠設計技術規程(2000舨)》、《火力發電廠經濟評價導則(DL/T5435-2009)》、《火電工程后評價導則(DL/T5531-2017)》、《2007年、2008年投產電源工程項目造價分析》、《火力發電廠可行性研究編制指南》(專著)、<燃氣發電項目調研分析研究》、《背壓機組調研分析報告》、《煤電基地若干指導意見》、《適應節能發電調度的電價調整機制研究》、《火力發電工程經濟評價研究與應用》、《火力發電工程可行性研究投資估算編制導則DLlT5466-2013》、《火力發電工程初步設計概算編制導則DL/T 5464-2013》、《火力發電工程施工圖預算編制導則DL/T 5465-2013》、《國內外火電工程建設成本與運行成本對標研究》、《燃煤電廠燃煤長期穩定供應機制研究》、《南方電網西電東送電價機制研究》、《典型電網工程投資成效監管工作》、《電力現貨市場環境下輸配電定價機制研究》、《太陽能熱發電項目造價研究與單價分析》、《中國電力技術經濟發展研究報告》(2015～2017年3版)、《火電工程限額設計參考造價指標》(2006年度水平～2016年度水平)等。

當前中國經濟對世界經濟增長的貢獻率已達三分之一左右，在新的歷史方位下，中國能源和電力工業正在不斷發生深刻變革，高質量發展對電力工業轉型升級提出了新的更高要求。

進入“十三五”以來，中國電力消費持續回暖，電源結構加速優化，電力市場化改革步入攻堅期，在電力行業的共同努力下，“十三五”規劃的各項重點任務正在逐步落實，電力工程建設穩步推進。

日前，電力規劃設計總院技術經濟部副主任劉慶就中國電力工業相關發展問題對本刊進行了獨家解讀。

高端咨詢助推能源行業發展

電力規劃設計總院技術經濟部(以下簡稱技經部)主要從事電力工程造價經濟評價領域各類專業評審、咨詢，以及電力行業政策、行業重大課題的研究工作，服務對象涵蓋國家能源主管部門、金融機構、電力企業集團總部及下屬各項目單位。

技經部承擔能源行業火電和電網工程技術經濟標準化委員會秘書處職能，負責行業技術經濟專業標準體系的建立，以及行業技術經濟專業標準的立項、組織編制、評審實施等各項工作，是電力行業技術經濟專業標準化中心。此外還承擔中國電機工程學會電力工程經濟專委會秘書處職能，負責組織電力工程經濟領域的專業技術活動，以及電力工程經濟領域研究課題的立項、組織實施及管理工作。

具體業務范圍包括：火力發電工程、核電工程、新能源發電工程、電網工程的工程造價咨詢、評審以及項目經濟評價等備類技術服務;火力發電工程、電網工程后評價服務;相關產業政策、重大行業課題研究的服務與技術支持;相關造價管理體系建設方面的高端技術支持與管理咨詢服務;重大科研項目的研究咨詢服務;向備類金融機構提供電力項目投融資領域相關技術咨詢服務等。

“受國家能源局委托，部門已連續20余年開展了火電工程及電網工程限額設計指標編制工作，該指標通過動態優化和調整設計基本方案和模塊方案，及時公布設備材料價格信息，對控制工程造價起到了更加積極的作用，在電力工程造價控制方面發揮了非常重要的作用，成為電力工程造價的標桿。”

劉慶表示，對電力工程造價實施有效管理是技經部主要的工作之一，部門將進一步加強電力工程參考造價指標的編制工作，為電力行業確定合理工程造價水平把好關服好務。

“在燃煤發電工程方面。截至2017年底，全國煤電裝機容量98028萬千瓦，同比增加3.6%，2017年煤電投產3404萬千瓦，同比降低26.3%;占電源總裝機容量的55.2%，同比降低2.1%，增速已降至2000年以來最低水平，而十二五期間煤電裝機容量年均增速為6.8%。”

“在燃煤發電工程造價方面。基于2017年價格水平，統計分析2017年單機容量在350兆瓦至1000兆瓦煤電新建工程參考造價指標在3234—4051元/千瓦之間，工程總體造價水平較2015年以來煤電造價逐年降低的總趨勢略有回調，主要是受到2017年度大宗商品漲價的影響，考慮到未來三年火電市場規劃建設規模顯著減少，預測2018—2020年煤電工程造價水平降幅約為3%。”

“在燃氣發電工程方面。截至2017年底，全國氣電機組容量7629萬千瓦，占全國電源容量的4.3%，同比增長8.8%，增速逐步趨穩。綜合考慮宏觀經濟、服務業和居民用電發展趨勢，以及大氣治理、電能替代等方面因素，預計長三角地區迎峰度夏期間電力供需緊張存在缺電風險，未來三年上述地區燃機項目有望取得一定發展。”

“2017年9F～9E級燃機新建工程參考造價指標在2160～2812元/千瓦之間，在大宗商品上漲與主設備降價的綜合作用下，概算單位造價較2016年同比下降1.4%。考慮到來來三年燃機市場變化、技術進步以及國產化率的提高，預測2018～2020年燃機發電工程造價水平降帽約為6%。”

“在核電工程方面。2017年全國在用核電機組37臺，總裝機容量為3582萬千瓦，占全國電源總裝機容量的2%.占全國非化石電源裝機容量5.2%。十二五期間全國核電裝機容量年均增速約20.7%，十三五前兩年年均增速14.8%。”

“截至2017年，全國在建核電機組共20臺，總裝機容量約2260萬千瓦，預計未來三年全國還將陸續投產一批核電機組。影響核電發展的是近幾年尚無新的項目核準，核電產業大規模發展的條件尚不充分。”

“從核電造價水平上分析，二代改進型核電工程造價指標在12000～13000元/千瓦之間，三代核電工程造價指標在16000—17000元/兆瓦之間。鑒于核電行業的發展趨勢，核電保持平穩發展的可能性較大，三代核電機組將取代二代改進型成為建設主流，核電造價水平也將由二代改進型造價水平躍升至至三代核電造價水平。”

“隨著三代核電示范項目相繼投產，以及未來三年三代核電工程將陸續核準，考慮技術進步、國產化能力提升以及建設規模對市場供需變化的影響等因素，預測2018～2020年三代核電工程造價水平與目前基本持平。”

“在水電工程方面。截至2017年底，全國常規水電裝機容量31250萬千瓦，約占全國電源總裝機的17.6%，占非化石電源裝機的46.6%。十二五期間全國常規水電裝機年均增速約8,3%.2013年以來常規水電裝機容量增速逐漸下降，2017年同比增長2.3%，為2000年以來最低水平。2017年受到開發成本上漲影響，常規水電工程概算單位造價較2016年同比增加6.7%，達到14620元/千瓦。”

“未來三年全國常規水電預計新裝機容量2820萬千瓦，其中四川、云南新增水電裝機分別為822、845萬千瓦?？紤]到未來三年新增水電項目開發難度增大、移民安置補償費用不斷增加，預測2018～2020年水電工程造價水平增幅約為8%。”

“在風電工程方畫。截至2017年底，全國風電裝機容量為16367萬千瓦，占全國電源總裝機容量的9,2%，占非化石電源裝機容量的23.9%。十二五期間全國風電裝機容量年均增速34.6%，十三五前兩年年均增速11.9%，風電裝機增速顯著回落，但其中海上風電裝機增速呈現上升趨勢。”

“2017年全國陸上風電工程造價指標在6500～8000元/千瓦之間，呈現下降趨勢，主要是技術進步、主要設備降價等綜合因素作用結果。海上風電造價指標在15000—17000元/千瓦之間，從海上風電布局上看，受我國自然資源所限，其主要分布在東海岸線及南海岸線，而且受地形和氣候影響巨大，目前海上風電項目主要在江蘇和廣東。從影響造價的因素上看，海上風電對設備要求和技術要求都高于陸地。”

“未來三年，風電行業將以建立新能源消納監測預警為契機，科學預判各地消納能力，引導風電合理開發布局。同時，電價補貼力度的降低，也會對風電建設規模產生較大影響。因此，風電建設將進入平穩有序發展的正常軌道，新增裝機呈下降趨勢將更為明顯，市場競爭將對工程造價產生影響，預測2018—2020年風電工程造價水平降幅約為5%。”

“在光伏發電方面。十三五前三年光伏裝機實觀了跨越式發展，2017年全國光伏裝機容量為13025萬千瓦，占全國電源總裝機容量的7.3%，占非化石電源裝機容量的19%。2017年全國光伏裝機同比增長5394萬千瓦，同比增速為70.7%。2017年水平，光伏工程造價指標在6500—8000元/千瓦之間，繼續呈現逐年降低的趨勢，主要原因是電池板的價格走低。”

就此劉慶特別指出，從發展趨勢上看，國家會進一步注重控制光伏發電的開發節奏，優化調整規劃目標，新增規模將向光伏扶貧等方面有所傾斜：“考慮到未來三年光伏項目新增裝機增速呈下降趨勢，預測2018—2020年光伏工程造價水平降幅約為7%。”

“在太陽能光熱發電方面。2017年全國光熱發電量約1298萬千瓦時，利用小時781小時，全國太陽能熱發電機組總裝機容量2.83萬千瓦，與2016年持平，不足規劃目標的1%。”

“2017年水平，第一批示范項目造價指標在26000元/千瓦—30000元/千瓦之間，造價水平較高，從發展趨勢上分析，未來光熱項目規模的有效釋放取決于技術的成熟度、造價成本的有效降低等因素，從造價趨勢上看，整體造價呈現下降趨勢，下降的幅度取決于光熱項目規模效應程度、技術成熟度、電價樸貼政策等多方面因素。”

事實上，早在2016年9月第一批主要分布在青海、甘肅、河北、內蒙古和新疆的20個太陽能熱發電示范項目(含4小時以上儲熱功能)名單便已確定，總裝機容量134.9萬千瓦，標桿上網電價為每千瓦1.15元(含稅).并要求于2018年12月31日以前投用。

就此劉慶坦承，受融資條件及技術方案等方面影響，太陽能熱發電示范項目整體進展情況并未達到預期，實現電力發展“十三五”規劃提出的500萬千瓦光熱發電裝機目標難度較大。

他還特別指出，近年隨著對新能源補貼的降低以及新能源消納的困難，對新能源項目投資影響較大，市場的規模的變化與調整又對工程造價產生較大影響，這也是新能源設備造價水平逐年下降的原因之一。

“在海外電力工程的拓展方面。隨著國內電源工程、特別是新增常規電源工程項目規模逐年萎縮的發展趨勢，國內投資、設備制造、設計、建設單位積極開拓海外電力工程市場，尋求戰略突圍與轉型已為大勢所趨。”

“近幾年，中資企業在一帶一路沿線國家開拓了一批發電及電網工程，積累了一定海外工程及項目運營經驗，也得到一定教訓。目前所涉及的國家和區域包括東南亞地區、中東地區、非洲，中東歐國家包括克羅地亞、波黑，北邊包括有蒙古、俄羅斯等。”

“從海外工程造價上來看，隨著國別的不同，受當地電力市場條件與規模、市場供給、項目運營模式(合同結構)、政策法律環境、物價水平、稅收政策、人力資源供給等方面的影響，造價水平也存在較大差異，但總體上均高于國內工程造價水平。

因此，分國別的造價構成、編制方法與模式、相關政策信息的分析整理，是我們工作的重點方向。” 劉慶就此進一步強調，對于海外工程造價的管控，也是國內幾大電力集團非常關注的焦點問題。

“如何將國內造價管理經驗運用到國外工程造價計價中，并不是一個簡單的轉換問題，需根據各國的具體情況考慮到各種因素，諸如市場、政策、法律、政治等因素加以調整。一些國內企業在國外投資，對相關因素的風險認識不足而遭受了虧損，因此對于風險的管控在國外項目投資非常的重要。”

“在電網工程方面。截至2017年底，全國220千伏及以上輸電線路長度68.8萬千米，同比增長6.5%。其中交流線路65.1萬千米，直流線路3.7萬千米;220千伏及以上變電設備容量37.3億千伏安，同比增長7.9%。其中交流變電設備容量34.7億干伏安，直流換流容量2.6億千瓦。”

“截至2017年底，全國主要屯網公司配電網線路長度541.6萬千米，比2016年同期增長約1.9%。其中高壓配電網線路長度98.7萬千米，比2016年同期增長2.7%;中壓配電網線路長度443.1萬千米，比2016年同期增長約1.7%。新增電網工程呈現穩定增長的態勢。”

“在電網工程造價方面。按2017年水平，1000千伏雙回線路造價指標為1101萬元/千米;500千伏雙回線路造價指標為351萬元/千米;1000+伏變電站( GIS—2×3000MVA)造價指標為281元/千伏安;500干伏變電站( GIS—2×1000MVA)造價指標為113元/千伏安。”

“2017年線路工程造價由于導線、塔材以及地方性材料價格上漲，單位造價水平比2016增加;變 電工程造價由于主要設備價格的下降，單位造價水平比2016降低。”

“從造價趨勢上分析，預測2018—2020年 線路工程單位造價水平由于材料上漲因素影響將 有所上升，各電壓等級線路工程的上漲區間在 3N5%。變電工程單位造價受設備價格影響，整 體將有所下降，各電壓等級變電工程下降區間在 2～3%。”

劉慶說：“從發展趨勢上看，電網工程穩定增 長的大趨勢不會改變，特高壓輸送通道建設以及 重要聯網工程建設將是發展重點，配網及智能電 網建設增長趨勢可能更加顯著。”