2. 项目概况与招标范围
2.1 建设地点: 甘肃省
2.2 规 模: 庆阳风光综合新能源示范项目为陇东-山东±800千伏特高压直流外送通道配套电源。结合项目推进及外部支持性文件获取进度情况，将600万千瓦容量分为2个批次。其中首批风光项目容量为3227.5MW，其中风电容量2267.1MW，光伏容量960.4MW，分为6个区块；二批风光项目容量为2772.5MW，其中风电容量2232.9MW，光伏容量539.4MW，分为6个区块。配套储能按照新能源装机容量的10%、4小时规模配置新型储能，总容量为600MW/2400MWh。储能电站分为两个地块建设，每个地块建设1座300MW/1200MWh电化学储能电站，分别位于环县秦团庄乡新集子村和虎洞镇贾驿村。其中，D2储能电站新建1座330kV升压站，以1回330kV线路就近接入陇东直流配套新能源D2330kV汇集站，送出工程距离约14公里，导线截面拟采用2×300mm2钢芯铝绞线，线路导线截面、实际路径及长度等须根据最终施工图确定；F1储能电站的升压站考与F1330kV汇集站合建，储能单元逆变升压后，储能区拟以12回35kV电缆集电线路接入F1项目330kV汇集站35kV配电装置，最终以接入系统报告批复为准。项目采用低压分散式储能系统及磷酸铁锂储能技术。
2.3 标段划分: 甘肃公司庆阳风光综合新能源示范项目配套储能项目工程及升压站施工项目标段包1
2.4 施工地点: 甘肃省庆阳市环县
2.5 计划工期: 计划2024年11月15日开始入场施工，D2储能项目及送出线路工程计划2024年12月30日具备并网或投运条件，F1储能项目计划2025年03月30日具备并网或投运条件，计划工期136日历天，具体开工时间以招标方通知为准。
2.6 招标范围:本招标项目划分为1个标段，为庆阳风光综合新能源示范项目配套储能项目工程施工。配套储能项目建安施工、试验、调试、检测、验收及资料移交等；储能配套的升压站建安施工、试验、调试、检测、验收及资料移交；送出工程和涉网部分施工、试验、调试、检测、验收及资料移交；电缆、控制电缆、防火、接地、储能区消防、视频监控等全站建安材料采购；完成电网、政府相关部门的关系协调、竣工验收、商业运行等。包含但不限于：
2.6.1设备包括但不限于：本项目储能系统设备、主变压器、升压站预制舱（舱内关键设备）、GIS等关键核心设备为甲供；除项目设备清单中注明甲供的电气一、二次设备为招标人采购外，其他设备、材料均由投标人采购，负责乙供设备、材料的催交、运输、保险、接车、卸车、验收、仓储保管（含设备及材料堆放场地租赁手续办理及费用）、保护、安装、调试、试运行消缺处理（负责施工期间及质保期内的修复维护工作），同时负责甲供设备的接车、卸车、仓储保管（含设备及材料堆放场地租赁手续办理及费用）、保护、安装、调试、试运行消缺处理（负责施工期间及质保期内的修复维护工作）等；负责将现场安装剩下的设备（包括储能系统设备、主变、预制舱、GIS、SVG等甲供设备及材料）包装物清理、回收及处置；负责所有到场设备、安装材料的质量检查及送检委托工作（按照行业及国家标准要求），设备材料检测、防雷接地检测等必须由投标人委托经招标人认可且具有资质的第三方检测机构实施，并出具检测报告，其全部费用由投标人负责并包括在投标报价内；投标人用于工程内使用的所有设备、材料应保证满足符合电力行业规范标准要求、接入系统批复意见及甘肃电网的技术标准、要求。
2.6.2建筑安装工程包括但不限于：储能及升压站站区内建筑物及配套设施、所有设备基础、附属设施、站内道路及广场、进站道路、临时征用地、原地表障碍物拆除清运、施工场地原始地貌恢复、办公和生活临建、装修工程、大门、围墙、局部绿化、水土保持及环境保护工程（环水保工程工作内容参考项目环水保报告、批复文件执行，进行施工区域及临时用地的地貌恢复、复垦及绿化施工，对未成活及枯死植物及时进行补栽，直至满足项目环水保方案验收要求）、防洪、消防、生活水池、给排水工程、售后服务等一切与本工程相关的建设安装及保险费用（招标时明确为发包人范围内的除外），负责单体调试、分系统调试、全站联调、并网及整套启动试运行等全部工作，负责工程档案及影像资料的归档，质保期内的修复维护工作，并配合招标人完成项目达标投产及竣工验收等相关工作。
2.6.3 330kV线路施工：①负责本工程铁塔基础、铁塔组立、线路架设、施工辅助措施、接地、线路标示牌、警示牌、防风设施（防风帽等）、防鸟设施（防鸟刺等）、辅助设施（防震锤等）、线路跨越穿越、光纤通信安装工程等施工；②负责本工程高压供电线路改造、线路参数测试、接地电阻测试、质监站质量监督验收等工作所有电网公司要求的试验、验收、相关涉网手续办理（包括线路送电前手续办理及备案，施工过程中与电网公司的协调、审图、沟通，并取得验收合格手续）、配合系统通信安装、调试、试运行及竣工验收、竣工资料编制、工程协调（跨越铁路、公路、输电线路（如有））、满足线路安全运行的相关要求及移交前的维护保通等所有相关工作。
2.6.4储能及升压站区域工程手续办理包括但不限于：投标人负责办理除招标人承办的项目前期行政审批以外工程竣工前的所有工程手续和验收手续，所有办理的手续都必须取得相关单位许可的书面批复意见。主要为：（1）施工临时用地土地（设计院提供的设计施工平台之外）用地手续办理，赔偿、青苗补偿、原始地貌恢复、植被恢复、取土、弃土弃渣处理等；（2）配合项目开工手续办理，配合项目有关建设手续(施工许可等)办理；（3）配合水保验收、环保验收；（4）负责消防验收、防雷检测、职业卫生安全、档案验收（负责报告的编制及评审）过程中问题整改和资料完善工作；（5）负责并网前技术监督问题整改工作；（6）配合质量监督手续（电力行业、项目单位及项目所在地主管部门）办理，并确保项目通过华能质监站质量监检验收；（7）配合安全评价监督手续（电力行业、项目单位及项目所在地主管部门）办理；（8）配合并网前电网公司现场验收及启委会的组织；（9）按照《甘肃电网新能源并网调度服务手册》最新版负责并网前电网公司所有手续办理及资料收集工作（包括网络安全涉及的专项报告等），满足项目并网要求；（10）按照《甘肃电力系统网源协调管理细则》相关规定完成全场保护定值（包括风电及光伏箱变或上置式干式变压器保护定值）计算；（11）负责本工程所有电气设备和所有电力电缆、控制电缆交接试验，并提供当地电力部门认可的交接试验报告。以上所有相关费用包含在投标总价中。
2.6.5 330kV线路工程其它施工及费用范围：①330kV线路工程施工范围内的所有永久征地、临时租地、拆迁等工作及费用(费用包括但不限于土地补偿费，安置补助费，青苗补偿费、线路走廊的清理、线路路径上(含路径线下走廊)障碍物等清理及补偿，经济林补偿费，涉及地下管网协调及补偿，迁坟补偿费，为获得土地使用权而应向土地出让方缴纳的费用，所有的协调费用以及法律法规所规定的应缴纳税费实行总价包干)。②其它租地及投标人生产、生活临时设施、临时道路等投标人临时使用的场地、租地的手续办理及费用。③线路工程中跨越铁路、高速、国道、省道、县道、河道、电力线路、通信线路等所有的跨越手续办理及费用。④杆塔永久征地及临时租地地上所有附着物(包括但不限于青苗、树木、建构筑物、坟墓等)的清理及费用，办理建设用地合法手续须缴纳的税、费等。⑤施工过程中，架空线路、杆塔组立等所占用的临时场地和临时施工道路的费用、协调工作费用、超出临时租地范围的施工用地费用、施工期间造成的土水流失环保林业罚款费用、施工期间造成的牲畜死亡费用、施工发生的阻工协调费用等，由于投标人没有按图施工造成的超挖、超占范围，导致的协调问题，由投标人自行解决。⑥工程竣工后的绿化工程,植被恢复、水保及环保恢复及费用。
2.6.6负责330kV线路的环评、水土保持、地质灾害、压覆矿产、线路路径涉及的铁塔等占用林草手续、文物、社稳（如有）、跨穿越、用地预审（如有）、规划选址意见书及用地手续等本工程涉及的全部专项报告编制评审并取得相关部门支持性文件的批复。工程区域施工过程与环境、水保恢复同步进行，切实满足水保、环保验收要求。负责现场安全措施及防护设施执行、文明施工、安全防护用品购买及配置、现场标识标牌、安全警示标志等。并承担以上相应费用。
2.6.7储能场区、升压站及330kV线路工程调试及验收范围：包括设计范围内及保证330kV线路的性能指标，对线路上的一、二次设备及附属设施进行满足国家相关标准、国网甘肃省电力公司和国网甘肃省电力公司庆阳供电公司标准的交接试验、防雷接地，包括性能指标、线路参数测试、接地电阻测试及正常运行所有必需相关的设备单体交接试验、特殊试验、分系统试验、整套启动调试、光缆测试报告等，并最终取得国网甘肃省电力公司验收合格的相关资料文件；负责办理相关手续及各阶段监检手续，包括线路工程所有调试、测试、试验、验收；且负责分系统、整体启动调试直至送电；同时提供防雷接地等所有必要的调试、测试、试验、验收报告（包含政府主管部门出具的验收备案文件），试验标准以《电气装置安装工程电气设备交接试验标准(GB50150-2016)》为准，并能满足国网甘肃省电力公司验收要求，投标人承担调试及验收所有相关费用；线路工程要求质量监督检查需同时满足华能集团公司、甘肃省电网公司及区域电网公司的相关接入要求和验收标准，发生的相关费用由承包人承担；负责与电网公司调度联调联试，进行升压站内并网及涉网试验，包括但不限于电能质量测试、有功/无功功率控制能力测试、SVG/FC性能测试、并网性能评价、高/低压穿越能力、一次调频测试等试验，满足国网公司最新要求，出具国网甘肃公司主管部门及技术监督部门认可的试验报告并备案。
2.6.8配合招标人完成关于项目主体工程并网接入所需高低压供电协议、购售电合同、并网协议等所需要的支持性参数及文件。
2.6.9本项目的工程移交生产验收节点是升压站及储能系统全部设备带电并网运行240h（若发生设备、系统异常或故障，则运行时间重新计算），应满足《110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程》（DL/T782-2001）及《变电站设备验收规范》（Q/GDW11651）等相关要求。同时，移交生产验收应包括：检查工程整套启动验收中所发现的设备缺陷消缺处理情况，设备状态应良好；检查设备、备品备件、专用工器具完好齐全；检查图纸、资料记录和试验报告合格、齐全；检查站内道路、消防设施、安全设施等指示、警示标识及设备标牌，各项安全措施应落实到位；检查设备质量情况等。
2.6.10负责本项目范围内征租地手续办理协调、施工协调、阻工协调等工作及协调费支付，具体范围详见附件7：施工合同的范围与内容中“2.1.2施工外部关系协调”相关内容，协调费包含在投标总价中。
2.6.11配合协助招标人完成新能源智慧基建系统安装、调试和应用等工作，同时应负责本项目智慧基建系统中不限于安全管理、质量管理、进度管理、质检管理、资料管理、视屏监控、物资管理、考勤管理、项目OA、综合管理等功能模块的使用，具体要求详见施工技术要求相关内容。按照华能集团管理要求，在项目实施全过程应用“新能源智慧基建管理系统”，并提供“新能源智慧基建管理系统”应用承诺函。
2.6.12本招标文件中如有漏列的设备、材料、服务及协调事项，确为实现本标段工程的功能、安全、稳定运行、服务等所必须的，均属于本招标范围由投标人提供；在工程量分项清单中未列出的，但确实是工程范围中应该有的，完成本工程项目所要求的，均应由投标人负责，以及所有的施工准备、安全文明施工措施等、成品保护、与移交期间检验与取证、验收及合同包含的所有风险、责任等，且包含并不限于此。
2.7本项目分为一个标段，但需成立2个项目部，D2储能项目工程（包括升压站及送出线路工程）需单独成立一个项目部；F1储能项目工程需单独成立一个项目部，两个项目部项目经理和其他管理人员、施工人员按照独立项目部配置完整的组织机构，确保两个项目部人员配置相互独立、不交叉使用。
3. 投标人资格要求
3.1 通用资格条件
(1)投标人为中华人民共和国境内合法注册的独立法人或其他组织，具有独立承担民事责任能力，具有独立订立合同的权利；
(2)没有处于行政主管部门或系统内单位相关文件确认的禁止投标的范围和处罚期间内；
(3)在信用中国网站近三年没有串通投标或骗取中标或严重违约处罚记录，没有经鉴定部门认定的因其产品引起的重大及以上质量事故或重大及以上安全事故
(4)没有处于被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序；
(5)未被市场监督管理部门在全国企业信用信息公示系统中列入严重违法失信企业名单或者经营异常名录；
(6)未被最高人民法院在“信用中国”网站(www.creditchina.gov.cn)或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单。
(7)与招标人存在利害关系可能影响招标公正性的法人、其他组织或者个人，不得参加投标；单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位，不得参加同一标段投标或者未划分标段的同一招标项目投标。
3.2 专用资格条件
(1)资质等级要求：投标人应具有国家建设主管部门颁发的电力工程施工总承包一级及以上资质，且同时具有承装（修、试）电力设施许可证（许可类别：承装类、承试类一级及以上资质），具有建设行政主管部门核发的安全生产许可证且在有效期内；
(2)业绩要求：投标人近5年（2019年1月1日至今，以合同签订之日为准）至少具有2项220kV及以上变电站（或汇集站）建设工程业绩或1项330kV及以上变电站（或汇集站）建设工程业绩，需附合同业绩复印件（需包含合同首页、能反映服务范围的合同页、签字盖章页、合同签订时间等）业绩证明材料，并同时提供结算增值税发票（含阶段性收付款发票），否则该业绩按无效业绩处理；
(3)项目经理要求：投标人拟派项目经理应具备建设行政主管部门核发的一级建造师注册证书（机电工程或建筑工程专业）和省级及以上行政主管部门颁发的安全生产考核合格证（B证），同时必须为投标单位在职正式员工，提供本单位近6个月社保缴纳证明；至少提供1项(2019年1月1日至今，以合同签订之日为准)以经理身份完成过220kV及以上变电站（或汇集站）建设工程业绩(须附公司任命文件或合同等证明材料，否则按无效业绩处理)【注：按国家相关规定，一级注册建造师注册证书已实行电子注册证书。证书有效性及注册信息以建办市“住房和城乡建设部办公厅关于全面实行一级建造师电子注册证书的通知〔2021〕40号”要求为准】。
(4)本次招标不接受任何形式的联合体或代理参与投标。
4. 招标文件的获取
获取时间：从2024年10月11日09时00分起至2024年10月17日17时00分止。
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