2.项目概况与招标范围
2.1 项目概况：
锡林郭勒盟位于内蒙古自治区中部， 北纬 42°32′~46°41′ ，东经 111°59′~ 120° 00′ 。北与蒙古国接壤，南邻河北省张家口、承德地区，西连乌兰察布市，东 接赤峰市、 兴安盟和通辽市，总面积 20.26 万平方千米 。地貌以高平原为主体， 兼有多种地貌，地势 南高北低， 东、南部多低山丘陵， 盆地错落其间， 西、北部 地形平坦。海拔在800~ 1800 米 之间。锡林郭勒盟属北部温带大陆性气候，其主要 气候特点是风大、干旱、寒冷。年平均
气温 0~3℃ ，平均降雨量 295 毫米，由东南向西北递减。
多伦县隶属内蒙古自治区锡林郭勒盟，位于锡林郭勒盟的南端， 阴山北麓东端。东经 115°30′- 116°55′ ，北纬 41°45′-42°39′ 。西与正蓝旗相接，北与赤峰市克什 克 腾旗接壤， 南与沽源县、丰宁县、围场县毗邻。总面积 3863 平方千米。多伦县 总体地形是 四周高， 中间低。南部高， 北部低。 由西南向北东逐渐低缓， 为一宽 缓的半环形盆地 。气 候属中温带半干旱向半湿润过渡的大陆性气候 。海拔 1150~ 1800 米。年均气温 1.6℃ 。年 均降水量 385 毫米，属锡盟境内丰水带。
多伦燃煤自备电厂可再生能源替代项目位于内蒙古自治区多伦县滦源镇大河口乡， 场址拐点坐标范围内占地面积约为 98 km2，海拔高度在 1300~ 1400m 之间， 场址区域有乡 道 Y314 经过，场址南部有国道 G510 经过，场外交通较为便利。
多伦燃煤自备电厂可再生能源替代项目风电场本期工程拟安装单机容量为 6.25MW 风电机组 28 台， 总装机容量为 175MW 。暂考虑配置 27MW*4h 储能系统， 即按照装机容量 15% (4 小时) 配置 27MW/ 108MWh。风力发电机组发出电量经箱变升压后由 35kV 集电线 路汇入新建 220kV 升压站，后送至煤化工 220kV 变电站。
2.2 建设地点：内蒙古锡林郭勒盟多伦县境内
2.3 风电场建设规模： 175MW
2.5 计划工期：2023 年 7 月 20 日至 2023 年 12 月 30 日，日历 168 天；具体开工日期以 监理人发出的开工通知中载明的开工时间为准；储能项目建设进度匹配对应新能源项目建设 进度。
2.6 招标范围：
本次招标范围包含初步设计至储能电站整体竣工验收的全部勘察设计；设备采购及监造； 土建及安装工程施工；调试；试运行；移交生产验收、竣工验收；整体系统质保期限的相关 服务(包含质保期内所有备品备件、专用工具采购供应以及相关的技术资料整理提供服 务)：
2.6.1 本工程作为 EPC 总承包交钥匙工程，工作范围包括(但不限于)：
(1) 储能系统全部设计工作，对电化学储能系统设备本体及其附属设备的功能、结构、 性能、安全等方面开展设计工作。包括但不限于储能系统的初步设计(需满足集团公司评审 要求)、施工图阶段的勘察、测绘、施工图图纸的设计及竣工图设计，所有设计方案、设备 技术规范实施前应经发包人审查确认。
(2)负责储能系统整体、各单元及各单元之间所有设备与材料的采购、监造、催交、 运输、接卸、二次倒运、保管、资料移交、安装、施工、调试直至投运。包括但不限于：磷 酸铁锂电池、储能双向变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)、汇流设备、 升压变压器、集装箱内的配套设施(含空调、通风管道、环境监测、配电、消防、安防、照 明、视频监视等) 和全部电力电缆及通信线缆(各单元之间以及连接至升压站的配电室、控 制室、机柜间等)。
(3) 储能系统的全部土建工程、辅助工程、配套辅材和附属设施的采购、施工、安装 及调试。包括但不限于：设备基础、电缆沟(连通至主缆沟)、接地系统(连接至主干网)、 围栏、场地硬化、道路等。施工建设包含储能场区的所有施工内容及配套设施(含储能区场 地平整、梯坡改造修整、护坡治理、防洪、消能设施等)，也包含为落实消防、档案等相关 专题及行政批复文件要求实施的项目。
上述储能系统采购及安装范围内各项工程及专业工程(包括但不限于电气工程、土建工 程、给排水工程、暖通工程、消防工程等) 内容涉及的设计、设备材料采购、施工、调试、 试验、检验、运输、保险、制造、围栏、土建施工、电气设备安装施工、验收和服务、项目 管理、质量、进度、安全控制、设备调试直至工程中间交接， 性能考核及竣工验收、人员技 术培训、交付生产以及在质量保修期内的售后服务等的全过程的总承包工作。上述所包含的 各专业工程(包括但不限于电气工程、土建工程、给排水工程、暖通工程、消防工程等工程) 的设计、采购、施工、调试、试验、检验等均包含在承包范围内。本工程作为交钥匙工程，不论本技术文件是否提及，凡涉及本工程设计、施工、采购、 运输、储存、人员培训、竣工投产、质保期内设备维护、工程检查、档案、消防、竣工结算、工程验收、配合项目整体竣工验收等各种工程验收的工作内容均属于投标人的工作范围。验 收包含消防、档案等法律法规规定的各项专项验收、档案竣工移交、验收和竣工验收。并根 据电网公司或其他相关部门要求自行或委托具备相关资质的单位完成所有相关的涉网试验 及其他试验工作，并出具电网公司或其他相关部门认可的试验报告。
2.6.2 储能工程与升压站的分界点：电气一次分界点为 35kV 储能回路开关柜一次接线 端子，接线端子外的 35kV 电缆、升压变、PCS 等储能系统均为投标方 EPC 工作，投标方负 责储能系统与升压站 35kV 储能系统开关柜电气连接工作。电气二次分界点为升压站站控层 交换机， 投标方负责储能系统通信电缆、光缆的路由建设工作， 直至完成与升压站站控层和 调度端通信工作。根据风电项目预留接口完成控制系统、视频监控、消防系统的设计、安装 及调试等工作，最终完成与风电项目主体工程对接融合工作。
2.6.3 土建设计、供货、施工属于投标方范围， 投标方提供的土建设计资料要足够详细 和准确(包含工作范围内所有土建项目的结构图、建筑图、详图， 并含有指导现场施工所需 的全部信息)。
2.6.4 不论招标文件是否提及、投标报价高低， 凡涉及本工程勘察设计、设备材料采购、 建筑安装、试验、检查测试、调试试运、质量监督、安全设施、消防、职业卫生、档案验收 等所有工程阶段内容、竣工验收以及本工程实施过程当中的疫情防控措施等， 本工程项目相 关方面的工作内容均属于承包人的工作范围，相关费用均已含在投标人报价中。
2.6.5 投标方负责配合项目水保、环保、土地复垦及植被恢复、安全、职业卫生、档案、 消防等所有专项的设计、施工、专题报告编制及验收等工作并承担本标段相关费用；投标方 负责本标段工程竣工验收，并配合项目通过行业达标投产要求；协助招标方按照集团公司风 电项目后评价实施细则完成项目后评价工作。
2.6.6 招标文件中未列出但是为本项目工程所必需的相关设备、材料、施工及协调等属 于本招标范围。对本项目招标范围内， 如果某些分项在招标文件中未专门提到， 但它对于本 风电项目及储能工程的功能、安全、稳定运行是有利的， 那么这些建筑、设备或服务， 也应 由投标人提供，其费用包括在总价中。
2.6.7 设备需求说明：
投标方必须保证投标产品及其后续升级换代产品的相互兼容性(至少保证向下兼容) 、 可互换性、可替换性、机械和电气接口的一致性；必须保证投标产品及其后续升级换代产品 的通信协议及通信点表完全兼容。
3.投标人资格要求
3.1 投标人须为依法注册的独立法人，须提供有效的证明文件。
3.2 资质要求：
具有建设行政主管部门颁发的工程设计电力行业乙级及以上资质；具有有效的安全生产许可证，须具有电力工程施工总承包三级及以上资质；具备承装二级和承试二级及以上电力设 施许可证，满足《承装(修、试)电力设施许可证管理办法》 (中华人民共和国国家发展和 改革委员会令第 36 号)相关要求。
具备电芯/电池模组、BMS (电池管理系统) 、PCS (储能变流器) 、EMS (能量管理系统) 其中任意一类设备生产能力或储能系统集成能力；所投产品(电池、 BMS、PCS、EMS)应具 有国家认定相应资质的机构出具的检测报告或认证证书等， 其中 EMS、PCS 系统需具有 CNAS 和 CMA 标志的检测报告或认证证书。
3.3 业绩要求：
投标人近 5 年(2018 年 1 月至投标截止日)须具至少具有 2 个磷酸铁锂电池集中储能或 其他含配套储能项目工程 EPC 业绩， 单个项目储能规模不小于 30MWh， (业绩证明至少包含 合同首页、签字盖章页和合同主要内容页或竣(完) 工类证明材料等， 国外业绩证明需提供 对应的中文译本，否则视为无效业绩)。
3.4 投标人拟任的项目经理应具有一级建造师注册证书(满足建办市〔2021〕40 号《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》相关要求) ，提供一级 建造师相关证书(一级建造师电子证书应在个人签名处手写本人签名， 未手写签名或与签名 图象笔迹不一致的，该电子证书无效；电子证书上已标明使用时限，超出使用期限的电子证 书无效)和有效的安全生产考核合格证书(B 证) ，且在合同实施阶段未担任其他在建工程 项目经理职务。至少担任过 1 个 10MWh 及以上风电/光伏配套磷酸铁锂储能或其它含磷酸铁 锂储能项目(单座储能电站、综合能源、多能互补等) 工程的项目经理。(业绩证明至少包 含合同首页、签字盖章页和合同主要内容页或竣(完) 工类证明等材料， 必须提供本项目证 明材料与拟派项目经理的关联性文件)。
3.5 本次招标接受联合体投标，牵头人必须为集成单位， 2 个或 2 个以上法人以联合体形 式投标的， 联合体各成员单位应当具备与联合体协议中约定的分工相适应的资质和能力， 联 合体各方不得再单独参加或者与其他投标方另外组成联合体参加本项目的投标。
3.5.1 联合体成员设计单位应具有建设行政主管部门颁发的工程设计电力行业乙级及以 上资质。近 5 年(2018 年 1 月至投标截止日)须具至少具有 2 个磷酸铁锂电池集中储能或 其他含配套储能项目工程设计或 EPC 业绩， 单个项目储能规模不小于 30MWh， (业绩证明至 少包含合同首页、签字盖章页和合同主要内容页等，国外业绩证明需提供对应的中文译本， 否则视为无效业绩)。
3.5.2 联合体成员施工单位应具有有效的安全生产许可证， 须具有电力工程施工总承包三 级及以上资质；具备承装二级和承试二级及以上电力设施许可证，满足《承装(修、试)电 力设施许可证管理办法》 (中华人民共和国国家发展和改革委员会令第 36 号)相关要求。近 5 年(2018 年 1 月至投标截止日) 须具至少具有 2 个磷酸铁锂电池集中储能或其他含配套储 能项目工程施工或 EPC 业绩， 单个项目储能规模不小于 30MWh， (业绩证明至少包含合同首页、签字盖章页和合同主要内容页或竣(完) 工类证明材料等， 国外业绩证明需提供对应的 中文译本，否则视为无效业绩)。
3.5.3 联合体成员集成单位具备电芯/电池模组、 BMS (电池管理系统)、 PCS (储能变流 器) 、EMS (能量管理系统) 其中任意一类设备生产能力或储能系统集成能力。近 5 年(2018 年 1 月至投标截止日)至少具有 2 个磷酸铁锂电池集中储能或其他含配套储能项目工程储能 系统集成或 EPC 业绩， 单个项目储能规模不小于 30MWh， (业绩证明至少包含合同首页、签 字盖章页和合同主要内容页或竣(完) 工类证明材料等， 国外业绩证明需提供对应的中文译 本，否则视为无效业绩)。
3.5.4 所投产品(电池、 BMS、PCS、EMS)应具有国家认定相应资质的机构出具的检测报 告或认证证书等，其中 EMS、PCS 系统需具有 CNAS 和 CMA 标志的检测报告或认证证书。
3.6 财务要求：近三年每年净资产大于 0；
3.7 否决项包括供应商的以下情形：
3.7.1 近三年内被列入国家应急管理部认定的安全生产失信联合惩戒“黑名单”，且有 效期结束时间晚于投标截止日的；
3.7.2 在信用中国网站被列入严重失 信主体名单，且有效期结束时间晚于投标截止日的。
3.7.3 按照供应商管理相关规定， 应在规定范围内停止授标或取消采购活动 参与资格，且有效期结束时间晚于投标截止日的。对于中标候选人/中标人，将在采购评审、中标公示、合同签订等关键环节进行复核，如 存在违反上述否决投标条款情形的， 不予授标或不签订合同。上述否决投标条款所涉及的事 项，接受社会监督，投标人及其利害关系人可按照招标文件载明的方式进行举证。
3.8 本次招标采用资格后审方式， 开标后由评标委员会对投标人的资质进行审查， 资格条 件没有达到招标文件规定要求，评标委员会将否决其投标。
4.招标文件的获取
获取招标文件的时间：凡有意参加投标者，请于 2023 年 6 月 19 日至 2023 年 7 月 3 日 17 时(北京时间，下同)下载电子招标文件
您能够顺利投，具体要求及购买标书操作流程以公告详细内容为准!
联系人：刘静
手机：13681557910 (微信同号)
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