EPC 模式下飞华集团电化学储能电站项目造价风险识别与管控策略研究

引言：

飞华集团公司致力于推进绿色能源发展，加大能源保障体系建设，建设绿色低碳、智慧安全的新能源基础设施，加快新能源示范项目建设，推动绿色化能源变革，作为重庆绿色能源领域骨干企业，投资建设15MW/30MWh电化学储能电站项目，采用EPC总承包模式与 100% 国产化浸没式液冷技术，项目静态投资4141.42 万元，总投资4167.44 万元，建成后将成为西南首个高温高湿环境下规模化应用浸没式液冷的化工场景储能项目。系统识别 EPC 模式下储能项目各阶段造价风险，构建针对性管控策略，不仅是保障飞华集团项目收益的关键，更是推动储能行业EPC 模式规范化发展的重要课题。本文基于项目实际数据与EPC 全流程特性，展开风险识别与管控研究。

1 飞华集团电化学储能电站项目概述

本项目位于重庆飞华集团 220KV 总变电站旁，占地 1200 平方米，建设规模为15MW/30MWh，包含 3 个 5MW/10MWh 储能单元，配套 6 座 5MWh 电池集装箱、3 座 5MW逆变升压一体机，升压后经35kV 电缆接入220kV 变电站35kV 系统，建设工期6 个月。项目核心技术采用浸没式液冷，循环效率超 90% ，较传统液冷方案降低电池工作温度 10^∘C 以上，延长电池循环寿命；搭载“ 多时间尺度滚动优化” AI 算法，实现 10ms 级调频响应（优于国家标准 5 倍），源网荷储协同效率达 92% ；同时搭建三维可视化运维系统，设备健康度预测准确率超 95% ，运维成本降低 30% ，未来可耦合园区光伏、氢能形成“ 源网荷储” 一体化方案。

2 EPC 模式下项目全过程造价风险识别

EPC 模式下储能项目全流程涵盖审批与并网、投资决策、设计、采购、施工建设、运行维护6 个阶段，各阶段风险因EPC 一体化特性与储能项目特殊性呈现差异化，具体如下：

2.1 审批与并网阶段风险

2.1.1 政策衔接与审批延误风险

重庆地区储能政策处于完善阶段，项目需对接能源局、电网公司、环保部门等多主体，涉及并网许可、环评、水保等审批。若政策变动（如并网技术标准提升、补贴政策调整）或审批流程衔接不畅（如环评公示延期），将导致项目开工延迟，增加EPC 方管理成本（如人员窝工、设备闲置）。本项目建设场地征用费66.77 万元，若征地审批延误，还可能产生额外土地租赁成本（按重庆工业用地租赁价20 元/㎡/月测算，1200 ㎡每月增加2.4 万元）。

2.1.2 并网技术要求变更风险

电网公司对储能项目并网稳定性要求高（本项目需满足 10ms 级调频响应），若并网前电网侧技术标准调整（如调频精度要求提升至 8ms），需对能量管理系统（本项目投资 51.50万元）或逆变设备进行改造，直接增加设备改造与调试成本（调试费原概算30 万元，改造后可能超支15 万元）。

2.1.3 充电产生的增量容量费风险

飞华集团下属热岛中心发电厂直供电的负荷需求为122500kW，考虑到线损和用电波动，热岛中心现在的实际直供电负荷已超125000kW，实际运行过程中不足的电量从电网下电，每月定期向电网公司申报下个月下网电量，下网电量在 20~60MW 区间波动。而 220kV 变电站主要为周边工业用户提供电力负荷，申报月度需量后负荷相对稳定，本储能项目并网后对电池进行充电可能会导致容量需量增加，按增加3000kW 计算（220kV 下网需量费用32 元/kW），每月增加容量费96000 元。

飞华热岛中心直供电日下网日负荷曲线

2.2 投资决策阶段风险

2.2.1 技术迭代与成本估算偏差风险

电化学储能技术更新快，本项目采用的浸没式液冷技术虽当前领先，但若投资决策时对技术成熟度判断不足（如未来2～3 年更优的直冷技术出现），可能导致设备提前淘汰，增加更换成本；同时，电池成本占设备购置费 85% （2648.18/3117.09），若决策阶段对电池价格下降趋势预估偏差（如实际价格较估算高 5% ），将导致设备费超支 132.41 万元，直接使项目 IRR 降至 11% 以下。

2.2.2 电价波动风险

项目财务评价依赖售电电价（1.12775 元/kWh），若重庆未来调整峰谷电价政策（如高峰电价下调 10% ），将导致年售电收入减少约 36 万元（30MWh× 365 天× 10%× 1.12775），投资回收期延长至7.8 年，倒逼EPC 方压缩其他成本以维持收益。

2.3 施工建设阶段风险

2.3.1 高温高湿环境施工效率风险

重庆夏季高温（ ≥35^∘C 天数超 50 天）高湿，若施工方案未针对性调整（如未错峰施工），将导致工人效率下降 30% ，延长工期 15-20 天，增加人工成本（原建安工程费 503.67 万元中人工占比 30% ，即 151.1 万元）约 2% ，即 3.02 万元；同时，高温导致混凝土养护时间延长（从 14 天至 21 天），需增加养护材料成本（如养护剂）约 1.5 万元。

2.3.2 安全与质量事故风险

项目位于化工园区，消防要求高（七氟丙烷消防系统 6 套，概算 4.8 万元），若施工中发生设备碰撞（如电池舱移位）或火灾隐患，需返工修复，增加成本 5-10 万元；此外，防雷接地工程（原概算 5.41 万元）若施工质量不达标（如接地电阻超标），需重新敷设接地体，增加费用 2 万元。

3 EPC 模式下项目造价风险管控策略

针对上述风险，需构建“ 全过程、动态化、一体化” 管控体系，结合EPC 模式优势，从各阶段精准施策，保障造价控制在概算范围内。

3.1 审批与并网阶段：政策跟踪与提

3.1.1 建立政策动态跟踪机制

成立专项小组，定期跟踪重庆能源局、电网公司政策（如并网标准、补贴政策），与当地咨询机构（如重庆能源研究院）合作，提前预判政策变动趋势（如未来 1 年峰谷电价调整方向），将政策风险纳入造价预留（增加 2% 政策风险准备金，约82.83 万元），确保政策变动时可快速应对。

3.1.2 多部门协同推进审批

EPC 方牵头，联合设计单位、环评机构提前与环保、电网部门沟通，明确环评、并网要求，制定审批时间表（如环评公示 30 天内完成反馈，并网许可 45 天内办结），避免流程延误；针对并网技术要求，与电网公司签订技术协议，锁定并网标准（如明确调频响应 10ms为最终标准，超出部分由电网承担改造费用），防止后期额外投入。

3.2 投资决策阶段：精准估算与敏感性分析

3.2.1 技术选型与成本动态估算

选择成熟度高、迭代风险低的技术（本项目浸没式液冷已通过化工园区小试验证），与设备供应商（如宁德时代、阳光电源）签订长期框架协议，锁定未来 3 年电池价格（约定价格波动不超过± 5% ，超出部分双方共担）；采用敏感性分析法，模拟电池价格（ Δ≡5%,± 10% ）、电价 (±5%,±10% ）波动对造价的影响，制定应对预案（如电池价涨 10% 时，压缩其他费用 5% ）。

3.2.2 电价风险对冲

与电网公司协商签订 3～5 年长期售电协议，锁定高峰电价（1.12775 元/kWh），避免短期电价波动；同步探索“ 储能+绿电交易” 模式（本项目规划多能互补），对接园区内化工企业，开展绿电直供（绿电溢价 0.05 元/kWh），年增收益 54.75 万元（ 30MWh× 365 天 × 0.05 ），对冲电价下降风险。

3.2.3 需量实时跟踪策略

鉴于飞华 220kV 变电站每月定期申报下网需量，储能项目单位应建立下网需量实时跟踪系统和对应的充电策略，在不超过申报需量的上限范围内对蓄电池进行充电，可有效的避免额外的新增容量费用。

3.2.4 全过程动态管控：建立风险管理体系

成立EPC 项目造价风险管理小组（由EPC 方、设计、施工、监理人员组成），每月召开风险例会，跟踪各阶段风险变化，动态调整管控措施；利用造价管理软件（如广联达BIM 安装计量软件），实时对比实际成本与概算（设备费实际支出 vs3117.09 万元），超支 5% 时启动成本压缩方案（如优化其他费用、与供应商协商降价）；项目竣工后开展风险后评价，总结经验（如高温施工方案效果、多源采购优势），为后续项目提供参考。

4 结论

本文以飞华集团15MW/30MWh 电化学储能电站EPC 项目为研究对象，从全过程视角识别了审批与并网运行、投资决策、采购、施工建设 4 个阶段的造价风险，核心风险集中于设备价格波动（占比超 80% ）、设计衔接偏差、高温施工效率低下及政策变动，这些风险若失控将导致项目造价超支 10%～15% ，使资本金 IRR 降至 20% 以下，影响项目财务可行性。聚焦西南高温高湿环境下的化工场景储能项目，其风险识别与管控策略具有较强的针对性与实践价值，可为同类储能 EPC 项目提供参考。后续可进一步探索 AI 技术在造价风险预测中的应用（如基于机器学习预测电池价格波动），提升管控精准度。

参考文献：

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