配置30MW/60MWh储能！中国能建河北怀安风光储一体化项目EPC招标

2月6日，中国能建发布了怀安县风光储一体化项目EPC总承包工程招标公告，项目位于河北省张家口市怀安县，本项目装机容量为 200 MW，拟安装 32 台单机容量为6.25 MW的风力发电机组，年等效满负荷小时数为 2415.2 小时。新建 200 MW风电场、一座 220 kV 升压站、配置 30MW/60 MWh储能、新建 20 公里1 回220kV送出线路接入绿巨人项目汇集站，再通过7Km共用线路接入 怀安220Kv 开关站；场区内35kV集电线路采用地埋/架空线路方式，线路亘长预计为 65.68 km；本项目预计新建道路 46 公里、改造道路 10 公里，借用临近项目道路20公里。

怀安县风光储一体化项目EPC总承包工程招标公告

招标编号：招标编号：TZGSZB-GC-ZBCG-GCGLB-2024-009

1. 招标说明

怀安县风光储一体化项目已由怀安县行政审批局备案，工程发包人为中能建投怀安新能源有限公司（以下简称“招标人”或“发包人”）。工程投资控股方为中国能源建设集团投资有限公司，建设资金为自筹和贷款，自筹资金20%，贷款80%。本工程已具备招标条件，现将该工程的EPC总承包工程进行公开招标。

2. 项目概况与招标范围

2.1 项目概况

1）项目的建设地点：河北省张家口市怀安县；

2）建设规模：本项目装机容量为 200 MW，拟安装 32 台单机容量为6.25 MW的风力发电机组，年等效满负荷小时数为 2415.2 小时。新建 200 MW风电场、一座 220 kV 升压站、配置 30MW/60 MWh储能、新建 20 公里1 回220kV送出线路接入绿巨人项目汇集站，再通过7Km共用线路接入 怀安220Kv 开关站；场区内35kV集电线路采用地埋/架空线路方式，线路亘长预计为 65.68 km；本项目预计新建道路 46 公里、改造道路 10 公里，借用临近项目道路20公里。

3）计划工期：本项目总工期 13 个月；

计划开工时间： 2024 年 3 月20 日；具体开工日期以招标人或监理人发出的开工通知书为准。

计划全容量并网时间2024年12月31日。

计划竣工时间： 2025 年 4 月 20 日。

2.2 招标范围

怀安县风光储一体化项目发包采用工程总承包的方式，承包范围为项目勘察、设计、采购、施工（含环保工程、水保工程、劳动安全与职业卫生工程、安全监测工程、消防工程及生产生活供水工程的施工及验收等）、工程调试、涉网试验（并网前及并网后）、项目并网、生产准备、项目验收（含专项）、质保等；征租地（包括临时租地、长期租地，不包含风机基础、箱变基础及升压站范围内的永久征地）、拆迁补偿、地上余物清理、附着物补偿及机位与电网线路交叉迁改（如有）；以及送出工程及对侧改扩建的手续办理（如有）、勘察设计、采购、施工及验收等所有内容；包括但不限于：

1）勘察设计相关工作：

设计内容：负责本项目地质勘察、初步设计、施工图设计到竣工图编制等全过程的所有勘察设计任务。（1）升压站、风电场、集电线路、交通、储能及其他工程的地质详勘、地形图测量（风电场区1:2000，升压站1:500、吊装平台1:2000），工程水文、气象，微观选址复核、设备技术规范书编制，主体工程初步设计及接入系统初步设计（初步设计如电网公司有要求，应取得批复意见），施工图设计（含安全设计、施工图审查、消防审查及前期手续中环评、水保等报告的实施落实），升压站建筑物装修二次设计、绿化设计、竣工图编制，勘测内容应满足初步设计和施工图阶段所需的深度要求；（2）环评、水保、安全、消防、档案、职业卫生、防雷接地等验收所需的各专项设计以及开展设计所需发生的相应勘察、检测和手续办理；（3）参加本工程的设计审查，并按审查意见进行设计修改和补充；参加施工组织设计审查、施工检验验收等设计交底及现场服务工作；（4）编制工程施工招标（提供施工招标工程量清单）、工程所需设备、材料的技术规范书，编制施工组织设计大纲、设计对标报告、优化设计大纲、基建节能减排专题报告，参与有关的招评标和技术协议的签订工作；负责向设备厂家收集用于设计所需的设备资料，发包人协助；（5）与本项目相关的其他设计工作。以上报告审查、手续办理等相关费用由承包人负责。

设计质量标准：设计过程要执行国家强制性条文及行业制定的安全性评价要求。符合国家、地方及行业现行的设计标准、规范和规程及投资公司相关企业标准的要求，确保设计成果资料完整、真实准确、清晰有据、符合项目实际，且确保设计成果资料通过相关行政主管部门的审批，并取得批复文件，并对所提供的成果质量负终身责任。

2）设备材料采购包括但不限于：（1）风力发电机组（含风机纵向加密）、塔筒、锚栓及锚板、箱变、主变、配电装置、无功补偿、站（备）用电系统、综自系统（含一次调频）、图像监视系统、风功率预测系统、火灾报警及灭火系统、通讯系统、监控系统、储能系统（包括锂电池集装箱系统、锂电池、电池控制柜、本地控制器、箱体及附件、变流升压集装箱系统、储能变流器、升压变压器、环网柜、配电柜、箱体及附件、EMS控制系统、通讯电缆、光纤等）、给排水设备、采暖通风等整个风电场区及配套输变电工程所有设备的采购。以及上述设备的接货、卸车、保管、成品保护、转运、安装、汇线、试验、调试、设备监造等全部工作，承包人采购的设备要满足合同质量要求和电网并网要求；（2）主体工程所需的材料采购、制作及安装，包括但不限于集电线路（塔材、导线、绝缘子串、避雷器等）、电缆、光纤、电缆槽盒、接地扁钢（铜绞线、接地极等）、标识标牌、电缆沟盖板、厂区围栏和电缆标示桩、安全横向隔离装置等工程配套设备设施及其相关的材料（制作要求符合项目公司要求）。设备、材料按照发包人提供的短名单采购。

3）风力发电施工范围：包括升压站、风电场区涉及的所有土建、安装工程（含竣工试验）及保卫保洁等。（1）安装工程包括但不限于：前条设备、材料采购范围内以及所有需要进行配套的安装工作。设备材料采购、催缴、运输（包括设备运输道路的协调和修复、清障、改造、加固及赔偿、设备牵引工作）、保险、接车、卸车、仓储保管、二次倒运、成品保护等所有工作。（2）土建工程包括但不限于：五通一平、表土剥离，临时设施的施工（包含场区临时监控），升压站进站道路、风电场区进场道路和场内所有新建和改扩建道路，进入场区需使用临近项目道路的扩建及恢复（包含项目20年运行期的使用权）。升压站部分（包括建构筑物、各类设备基础、供排水系统工程、供暖通风等），35kV集电线路，风机基础，箱变基础，接地，消防，挡护，绿化，水土保持，植被恢复，施工（吊装场地、临时道路）场地恢复，运维道路等相关土建工作。以及所有需要进行配套的土建工作，并通过安全和职业卫生、环保、水保等专项验收和相关专项验收的前置性分项验收。（3）负责升压站永久水源（考虑打井或者架设水管）、永久电源工程实施（考虑外接10千伏电源接入，永久性通讯设施（考虑架设通信信号塔）以及施工临时设施的施工（施工营地、项目全部管理人员办公场所、材料堆场、施工道路、承包人擅自超出用地红线产生的用地费用、弃土（渣）、生活垃圾、生活废水等原设施的拆除和清运等现场发生的全部费用），满足发电项目总体设计方案，满足升压站生产及生活需要并与主体工程同步实施。（4）项目用地红线之外的临建设施用地由承包人自行负责办理相关用地手续并承担相应费用，发包人予以协助。

施工质量标准：工程施工质量符合国家、地方及电力行业现行相关的强制性标准、质量验收（或检验评定）标准及规范的要求，工程经最终质量验收评定，所有建筑安装工程合格率100%，单位工程优良率100%，保证电力设施的正常运行及设施设备的安全，并确保一次性验收合格。

4）试验、调试及竣工验收：负责升压站内所有设备试验工作；负责风电场风电机组调试、箱变调试、电缆遥测、升压站内所有设备单体调试、系统整体调试。负责历次质量监督检查、并网验收（含并网前技术监督、保护定值计算、计量回路校验、线路参数测试、启动验收、并网验收、储能涉网试验及验收、达标投产、并网安全性评价等）、防雷检测、消防验收、安全专篇、安全验收、档案验收、环保水保验收（含监理、检测、验收）、劳动安全卫生验收、职业健康“三同时”等专项验收（包含现场一致性核查、快频调试、SVG 性能检测等）工作，以及办理竣工验收、不动产证涉及的国家、地方政府、电网公司要求开展的所有验收及专项验收等；上述所有文件的编制、咨询、报审、承办会议、竣工验收、技术和售后服务、培训、消缺直至移交生产所完成的全部工作，全部由承包人负责，并承担相关费用。

本项目所涉及的设备性能检测试验及涉网试验均由承包人按照要求委托具有相应资质的单位承担，并承担相关费用。若性能试验不满足设计性能指标，承包人须负责消缺直至满足要求，并承担发包人相应的损失（试运行期间售电收入归发包人，工程竣工验收前的施工及生活用电、用水、通讯设施由承包人自行向相关单位支付费用）。

5）项目征租地工作：发包人负责的征地专项费用仅包括本项目永久征地（风机基础、箱变基础及升压站范围内的永久征地）及新增建设用地土地有偿使用费、耕地占用税、土地使用税、耕地开垦资金、征地补偿费、专项预存社保资金及办理建设用地批复手续费，土地复垦保障金、水土保持补偿费、草原植被恢复费、森林植被恢复费。除上述费用外的其他所有长期租地、临时租地及以征代租部分的土地（如有）的相关审批手续办理及征地协调、用地附着物补偿、青苗赔偿、土地复垦、复绿、复耕（不含土地复垦保证金，土地复垦验收合格后协助发包人办理保证金退款手续）等相关费用均由承包人负责，包括但不限于：勘测定界、权籍调查、影像留存、修建性详规、规划验收等各类咨询服务和手续办理；施工临建、施工道路、施工用电用水、风机吊装平台、施工作业面、材料堆场、弃土用地等发生的超出用地红线产生的土地占用均视为临时占地，地上余物清理、土地补偿及地上附着物补偿、弃土或外购土费用、违法弃渣产生的费用、相关临时租地费及土地复垦、复绿、复耕等均包含在投标报价中。相关手续由承包人办理，但需服从地方职能部门的统一安排，并在规定的时间内组织验收。

升压站（含进站道路）、风机基础、箱变基础的永久建设用地征地的费用由发包人负责支付；场内集电线路塔基（包含外送线路塔基）、风电场运行期检修道路、测风塔（或风功率预测塔）等构筑物的长期租地费用由承包人承担，期限为 22 年（如工程延期，则时间顺延），相关审批手续由承包人办理并承担相关协调费用；集电线路施工临时用地、临时道路，吊装平台、道路转弯半径、临建用地、临时设施用地等构筑物的短期租地费用由承包人承担，期限为 2 年（如工程延期，则时间顺延），相关审批手续由承包人办理并承担相关协调费用；

6）本项目送出工程为单项交钥匙总承包，承包人负责与送出工程、对端改造、共用线路分摊等相关的各类手续办理协调、征地租地、地上附着物赔偿、余物清理、青苗补偿、送出工程勘察、设计、建筑安装施工、特殊工程措施、设备材料采购、调试、电网公司验收、环水保等各类专项验收等，保证送出线路正常投入商业运行。

7）承包人负责的其他相关费用：负责初步设计涉网部分审查、各种专项设计的编制及审查、施工图设计各阶段设计审查、项目评估，以及各类专题报告、专项报告的编制及审查、评审等项目技术经济评审费；项目施工过程中业主单位历次质量监督及检查产生费用、项目所在地政府职能部门历次质量监督及检查产生费用、当地电网历次质量监督及检查产生费用等工程质量检查检测费；工程启动验收、工程试运行和移交生产验收、环境保护专项验收、水土保持专项验收、工程消防专项验收、劳动保障及劳动保护专项验收、职业卫生专项验收、安全专项验收、档案专项验收、防雷专项验收、工程竣工验收报告编制、项目竣工验收及其他有关项目验收费、会议费、协调费等全部费用；承包人负责项目生产准备工作，按照招标人定员指标组建生产准备机构，组织生产准备人员参加培训、调试、验收等工作，编制必要的规程、管理制度等，直至完成工程移交生产。此笔费用包括：提前进场人员工资，培训取证费用、劳动防护用品费用、人员餐食、住宿及交通费用等。移交生产工作应同时执行投资公司“生产准备管理办法”相关要求；

8）其他说明

（1）承包人应按照当地电网公司关于本项目接入系统报告复函（或其他相关审批文件）、设计方案评审意见（如有）、接入系统初设评审意见（如有）、消纳分析（如有）、电能质量（如有）以及电网公司已发布的相关规范性文件要求开展工作。在项目建设过程中，如电网公司根据投标截止时间前已发布的规范性文件提出任何与项目有关、影响项目并网的要求，包括但不限于增加设备、线路改造、拆除、换线、二次调频、调试检测等，均应包含在承包范围内，由承包人负责处理并承担全部费用；

（2）承包人负责联系质量监管单位，缴纳注册费用，并组织工程各阶段监督检查；承包人配合完成具体工作，负责工程现场质监对接具体工作并承担相关费用；

（3）发包人负责相关并网手续办理（包括与电网公司签订《购售电合同》《并网调度协议》《供用电合同》等），承包人组织电网公司并网验收。承包人应积极配合项目各项并网手续办理事宜，工程质量应达到电网公司验收标准，同时承包人应负责项目现场并网验收具体工作并承担相关费用；

（4）承包人负责签订各项并网检测（包括但不限于电能质量检测、有功功率测试、无功功率测试、电网适应性检测等）合同。承包人应积极配合并网检测工作开展并确保所采购设备通过上述检测，如电网公司要求相关检测在并网后开展的，相关工作和费用均属于承包人范围；所有涉网手续办理，包括定值计算全部由承包人负责，承包人负责承包范围内的电网对接和保护定值计算等相关工作；

（5）承包人负责施工过程中与政府相关部门、乡镇、村民委员会、村民的协调工作（包括施工中发生阻工等），以及其他不可预见的事件的处理并承担所有费用；

（6）承包人负责规划运输方式及运输路线，解决运输路线上影响运输的架空线路（如光缆、输电线路等）改造、迁移、桥梁加固、路面加宽、维护等涉及的协调工作并承担相关费用；

（7）承包人负责除风机塔筒场外运输部分外一切运输手续、交通道路许可手续办理，解决施工现场与城乡公共道路的通道，确定运输方式和运输通道，满足施工运输要求和寻找设备堆放场地，设备运输车辆的拖拽、牵引，综合协调设备生产、运输、存放、倒运、保管，满足设备连续施工要求并承担相关费用；

（8）承包人在场内道路及平台等设计施工中须充分考虑风电场原有水系的影响，新设计的排水系统确保所涉及的村庄、矿山、水库、土地、水源、水电站等不受影响；排水系统顺畅，符合水保环保要求，不影响村民生产生活，不造成滑坡、坍塌、水淹等事件，否则需承担相关费用；

（9）承包人负责向环保部门缴纳施工期间粉尘、噪音、废水、废物排放费用，采取洒水、降尘、降噪等措施；

（10）承包人负责水土保持工程及环境保护工程实施（包括：设计、施工、组织验收并取得验收合格证书），满足风力发电项目总体设计方案，并与主体工程同步实施；

（11）其他未提及，但它对于本工程的功能、安全、稳定运行必不可少的，那么这些建筑、设备、材料或协调服务等工作，也应由承包人负责提供，其费用包括在总价中；

（12）承包人使用临近项目的检修道路完成项目建设后，如此段道路为运行期内必须使用的道路，则承包人必须协助发包人和临近项目建设单位签订运行期为20年的使用权合同，合同中产生的费用包含在总价中；

（13）发包人将暂列150万元用以承包人配合发包人取得“能建杯”优质工程奖，如最终无法取得，则在最终结算中扣除。

3. 投标人资格要求

3.1 资质要求

3.1.1 本次招标要求投标人须为依法注册的独立法人或其他组织，需提供有效的证明文件。必须具备电力行业工程设计甲级及以上资质或电力工程施工总承包一级及以上资质，和有效的安全生产许可证，且通过质量管理体系、环境管理体系和职业健康安全管理体系认证，同时在人员、设备、资金等方面具有相应的EPC工程总承包实施能力。

3.1.2 本次招标接受联合体投标。联合体投标的，应满足下列要求：

3.1.2.1 联合体成员总数不超过2家。采用联合体投标的，联合体必须由设计单位和施工单位组成，明确联合体牵头人，并附联合体协议书。

3.1.2.2 设计单位资质：工程设计综合甲级资质或电力行业工程设计甲级资质。

3.1.2.3 施工单位资质：电力工程施工总承包一级及以上资质。

3.2 业绩要求

3.2.1 投标单位须具备近五年（2019年—2023年）承担过100MW 及以上风电场 EPC 总承包的合同业绩。投标人须提供能证明本次招标业绩要求的合同和对应的验收证明扫描件，合同扫描件须至少包含：合同双方盖章页、合同签订日期、合同范围内容及关键技术参数等信息；验收证明或用户证明至少须由合同发包人盖章。

3.2.2 若投标人为联合体，联合体内任意成员满足以上业绩要求或联合体成员均具有近三年的与本项目规模类似的相应设计、施工或者工程总承包业绩。

3.3资格要求

项目经理的资格要求：投标单位拟派出的项目经理依法承担质量终身责任，应具备注册一级建造师资格证书，且注册单位必须与投标单位名称一致，具有有效期内的安全生产考核合格证书（B证）或中级安全师执业证书，担任过与本项目相类似的（100MW及以上风力发电工程）EPC总承包项目经理或设计、施工、监理等项目负责人，且熟悉工程技术与工程总承包项目管理知识以及相关法律法规、标准规范，具有较强的组织协调能力和良好的职业道德。投标人须提供能证明项目经理业绩的证明文件，可以是合同或验收证明或用户证明等有盖章的材料扫描件（以上材料需能体现工程名称、项目经理、竣工时间及单位名称）。

设计负责人的资格要求：具备高级及以上职称或相关注册执业资格证书，且注册单位必须与投标单位名称一致。至少具有1个同类型（100MW及以上风电项目）项目设计负责人的业绩，投标人须提供能证明设计负责人业绩的证明文件，可以是合同或验收证明或用户证明等有盖章的材料（投标人为设计单位的要求提供此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担设计工作的，按承担认定）。

施工负责人的资格要求：具备高级及以上职称或提供有效的一级注册建造师执业资格证书，且注册单位必须与投标单位名称一致。施工负责人须至少具有1个担任同类型 (100MW及以上风电项目）施工负责人的经历，投标人须提供能证明施工负责人业绩的证明文件，可以是合同或验收证明或用户证明等有盖章的材料扫描件（投标人为施工单位的要求提供此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担设计工作的，按承担认定）。

安全负责人的资格要求：具备中级及以上职称，必须具有有效期内中级安全师执业证书或安全生产考核合格证书（C证）。至少具有1个同类型（100MW及以上风电项目）项目安全负责人的业绩，投标人须提供能证明安全负责人业绩的证明文件，可以是合同或验收证明或用户证明等有盖章的材料扫描件。

3.4 投标人须具有良好的银行资信和商业信誉，没有处于被责令停业，财产被接管、冻结，破产状态。

3.5 投标人在投标截止时间前三年内不存在骗取中标、严重违约、重大工程质量安全问题或因自身的原因致使任何合同被解除的情形。

3.6 投标人近三年没有因串标、欺诈、行贿、压价或弄虚作假等违法或严重违规行为被政府或招标人取消其投标的资格。未被列入失信被执行人名单及本集团的黑名单库。

4. 招标文件的获取

4.1获取时间： 2024年2月1日15时00分至2024年2月21日10时00分；