4月29日，秦皇岛昌黎海上光伏试点项目发电场区PC总承包工程公开招标中标候选人公布，第一中标候选人中交第三航务工程局有限公司，投标报价77971.719624万元，单价2.942元/W；第二中标候选人中交第一航务工程局有限公司，投标报价78505.0666万元，单价2.962元/W。 国华秦皇岛昌黎海上光伏试点项目场址位于河北省秦皇岛市昌黎县东侧的海域之上，直流侧装机容量约为265.06MWp，交流侧容量约为201.6MW。项目拟全部采用固定式桩基方案，拟采用620Wp N型Topcon光伏组件，每27块组件串联为1个光伏组串，每24路光伏组串汇入一个300kW组串式逆变器，每32个逆变器接入一座9600kVA箱变。场区内集电线路采用66kV陆缆，通过场区西侧海陆转换平台，转成3回66kV海缆登陆，转66kV陆缆直埋送入新建220kV陆上升压站，拟由1回线路送至国网系统变电站。 工作范围为满足项目并网运行和验收的光伏场区20万千瓦的光伏发电单元及3回集电线路的土建、电气设备采购、运输、安装、调试、并网、试运行，项目各专项检测及验收，人员培训和最终交付运营，质保期内的质量保修服务，配合工程结算、竣工决算审计等全部相关工作。 设备材料采购范围包括但不限于以下内容： 1.提供满足本项目20万千瓦装机容量的除甲供设备以外的所有光伏场区及集电线路设备材料，包含但不限于：光伏场区钢管桩、光伏上部钢桁架、低压电缆、66kV海陆缆、电缆附件等，及相应的备品备件、专用工器具、仪器仪表等全部软硬件设备及相应的技术服务和消防、安防设施。设备采购应严格按照招标人提供的技术规范书和推荐名单采购，计入投标总价。所有设备需满足招标文件智慧电站场技术要求的各类设备及服务。具体要求按设计院技术规范书执行。投标人采购的设备须保证满足当地电网接入的要求。 2.甲供设备：（组件、箱变、逆变器），甲供设备不计入合同总价中； 3.设备的排产、催交、运输、接车、装卸、倒运（含堆场）、接货验收（包含见证取样、送检，并取得第三方机构的检验报告）、仓储保管等（发包人采购的设备同样委托由承包人进行排产、催货、接货、装卸、保管（如涉及堆场，由投标人负责）、倒运等全过程管控），承包人负责任何原因造成的设备倒运及囤货场地协调及费用。 4.招标人安排甲供设备、钢管桩、上部钢桁架、66kV海陆缆的监造，招标人的监造不免除投标人对所购设备监造和质量控制的责任。投标人安排除甲供设备外的设备监造及检验。出于对采购质量的考虑，招标人有权对招标范围内的设备、服务及专业工程采购的过程及结果行使监督权和决定权。 计划开工时间为2025年5月25日，竣工时间为2025年11月15日。 里程碑节点： 1）计划2025年5月25日，首根钢管桩沉桩； 2）计划2025年6月1日，首个钢平台开始安装； 3）计划2025年8月1日，首根海缆敷设； 4）计划2025年11月5日，场内集电线路具备带电条件； 5）计划2025年11月15日，全部光伏发电单元并网发电（或具备并网条件）。

5月6日，四川省通信产业服务有限公司泸州市分公司关于分布式光伏电站项目光伏组件、逆变器材料供应商入围采购项目(第二次)采购结果公布。 组件中标候选人3家，分别是：第一中标候选人常州亿晶光电科技有限公司，第二中标候选人弘元绿色能源股份有限公司，第三中标候选人四川澳维新能源有限公司。此外，逆变器材料采购流标。 招标公告显示，本项目采用框架+订单的模式，入围供应商数量每个标包为3个，标包一每个供应商预估采购金额为250万元（含税），合计预估采购金额750万元（含税）；标包二每个供应商预估采购金额为70万元（含税），合计预估采购金额210万元（含税）。本次招标合同有效期为合同签订后至2025年10月31日。

4月28日，中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司柔性光伏组件厂内分布式光伏发电(二期)等项目框架招标光伏组件招标公告发布。 公告显示，柔性光伏组件【厂内分布式光伏发电（二期）等项目】框架招标采购光伏组件23835.000套。 本次招标不接受联合体投标联合体投标。 本次招标接受生产商/制造商（招标物资由投标人自行生产）投标，不接受代理商投标。不接受流通商投标。

5月1日，广州发展新能源集团公布了小微分布式光伏项目的中标候选人，共分为15个标段，总容量1.092GW。 具体来看，创维、美的、天合、能辉科技、鑫迈德、协鑫等企业为第一中标候选人，中标单价在2.6~3.6元/W之间，详见下表： 根据招标文件显示，招标范围包括但不限于光伏组件、逆变器、支架、电缆、配电设备采购、设备安装、调试及试运行及相关服务(相关服务包含但不限于：中标人负责收集项目信息并提招标人审核确定、协助招标人与农户、公共建筑物及闲置公共场地产权人签订租赁协议、项目落地后设备的生产、运输、保管、装卸、安装调试、验收及为保证具体项目能正常投运发电所必须的其他相关的一切服务等)等以及首年运维工作，并承担全部相关费用。 广州发展茂名市化州市、信宜市等区域（第四批）小微分布式光伏设备集成及开发移交一体化服务项目按所在区域划分为8个标段，装机容量上限合计792MW。 标段具体划分如下: 标段一:茂名市、湛江市部分区域 一体化服务地点：茂名市化州市、茂名市信宜市、湛江市吴川市、湛江市雷州市、湛江市遂溪县、湛江市徐闻县。 标段二:广西壮族自治区部分区域一 一体化服务地点：柳州市柳江区、桂林市永福县、河池市都安县、河池市金城江区、河池市罗城县、贺州市八步区、贺州市平桂区、来宾市武宜县、南宁市兴宁区、南宁市宾阳县、南宁市马山县、百色市田阳县、防城港市防城区、防城港市港口区、防城港市东兴市。 标段三:粤东部分区域 一体化服务地点：湘桥区、揭西县、惠来县、龙湖区、汕尾市城区。 标段四:广西壮族自治区部分区域二 一体化服务地点：钦州市灵山县、来宾市忻城县、来宾市象州县、百色市田东县、梧州市藤县、玉林市北流市、玉林市兴业县、崇左市天等县。 标段五:四川省、重庆市、贵阳市部分区域 一体化服务地点：南充市南部县、成都市大邑县、成都市都江堰市、广元市旺苍县、重庆市万盛经济开发区、重庆市梁平县、重庆市开县、重庆市彭水县、重庆市巫山区、贵阳市清镇市。 标段六:湖北省部分区域 一体化服务地点：武汉市黄陂区、十堰市郧阳区、黄冈市浠水县、黄冈市麻城市、黄冈市黄梅县。 标段七:北京市、廊坊市、天津市部分区域一 一体化服务地点：北京昌平区(阵列式)、北京平谷区(阵列式)、廊坊大城县(阵列式)、廊坊市三河县(阵列式)、廊坊市香河县(阵列式)、廊坊文安(阵列式)、天津蓟州区(罗庄子镇、桑梓镇及周边)(阵列式)、天津蓟州区(尤古庄镇、东赵镇及周边)(阵列式)、天津宝坻(阵列式)、天津武清(阵列式)、廊坊市三河县(南北坡)、廊坊市香河县(南北坡) 注:①一体化服务地点中单个县(区或市)装机容量以12MWp为上限。其中，北京昌平区(阳光棚)、北京平谷区(阳光棚)、廊坊大城县(阳光棚)装机容量以4MWp为上限;廊坊文安(阵列式)、天津蓟州区(尤古庄镇、东赵镇及周边)(阵列式)、廊坊文安(阳光棚)、天津蓟州区(罗庄子镇、桑梓镇及周边)(阳光棚)装机容量以6MWp为上限;北京昌平区(阵列式)、北京平谷区(阵列式)、廊坊大城县(阵列式)装机容量以8MWp为上限。 ②本项目共八个标段，允许同一个投标人最多兼中其中3个标段(除某标段第一中标候选人放弃或被取消中标资格的情形外)，即同一个投标人按标段顺序最多仅能被推荐为本项目3个标段的第一中标候选人，具体详见评标办法。 广州发展柳州市、韶关市等区域（第五批）小微分布式光伏设备集成及开发移交一体化服务项目按所在区域划分为7个标段，装机容量上限合计348MW。 标段具体划分如下: 标段一:广西壮族自治区、曲靖市部分区域 一体化服务地点：柳州市融安县、河池市天峨县、河池市东兰县、贺州市昭平县、南宁市青秀区、南宁市武鸣区、南宁市上林县、梧州市蒙山县、钦州市钦南区、钦州市钦北区、梧州市岑溪市、麒麟区、曲靖市经开区。 标段二:韶关市部分区域一 一体化服务地点：韶关市仁化县、韶关市浈江区。 标段三:韶关市部分区域二 一体化服务地点：韶关市南雄市、韶关市乐昌市、韶关市新丰县、韶关市乳源瑶族自治县。 标段四:四川省、重庆市部分区域一 一体化服务地点：南充市高坪区、广安市武胜县、宜宾市叙州区、重庆市丰都县。 标段五:重庆市部分区域二 一体化服务地点：重庆市武隆区、重庆市涪陵区。 标段六:昆明市部分区域 一体化服务地点：昆明市晋宁区、昆明市嵩明县 标段七:四川省部分区域二 一体化服务地点：德阳市中江县、巴中市巴州区。 注:①一体化服务地点中单个县(区或市)装机容量以12MWp为上限。 ②本项目共七个标段，允许同一个投标人最多中标其中2个标段(除某标段第一中标候选人放弃或被取消中标资格的情形外)，即同一个投标人按标段顺序最多仅能被推荐为本项目2个第一中标候选人，具体详见评标办法。

北极星储能网获悉，近日，云南两大共享储能项目EPC开标，总规模350MW/700MWh，平均报价约0.758元/Wh。其中中国能建云南院0.7627元/Wh中标国家能源集团文山市秉烈150MW/300MWh储能电站EPC，中国电建上海院0.7505元/Wh中标深能景洪200MW/400MWh共享储能项目EPC。 据悉，国家能源集团文山州秉烈储能项目位于云南省文山壮族苗族自治州文山市秉烈彝族乡，站址位于清水井光伏220kV升压站东侧，规划装机容量为150MW/300MWh。储能系统经过升压变流一体机升压至35kV后分6回集电线路送至本工程新建的220kV升压站，最终采用一回220kV电缆线路接入清水井光伏220kV升压站。为满足储能电站的接入要求，本期220kV清水井光伏升压站（已建成）需扩建1回220kV GIS出线间隔，采用电缆出线方式，扩建场地利用原220kV配电装置区域。本次招标为储能电站EPC，包含但不限于储能电站场区、新建220kV升压站、道路、35kV集电线路、储能电站并网线路、清水井升压站改扩建等在内的设计施工以及设备材料采购。 根据开标结果，中国能建云南省电力设计院为第一中标候选人，报价约0.7627元/Wh，第二中标候选人为中国电建华东院，报价约0.7772元/Wh。 深能景洪200MW/400MWh共享储能项目位于云南省景洪市勐养镇东部，配置5.015MWh储能单元80套，配套建设220KV升压站一座，通过1台35kV/220kV 变压器升压后，经1回220kV 线路接入至版纳变220kV侧，升压站内预留绿能石头寨光伏接入间隔。 其中第一中标候选人中国电建上海院报价约0.7505元/Wh，第二位是中国电建江西院报价0.7514元/Wh，第三为中国电建湖北院0.7507元/Wh。

北极星储能网讯：4月30日，广东江门发布台山市发兴站独立储能电站项目竞争配置公告，本次竞争配置的电网侧独立储能电站项目场址1个，规划装机容量200MW，接入220KV发兴站。 要求申报主体近三年以来在广东省及江门市行政区域内未发生安全生产责任事故，无因安全生产问题受到行政处罚等的情况。 申报主体是联合体的，需提交联合体合作协议。 原文如下： 关于台山市发兴站独立储能电站项目竞争配置的公告 为加快推进台山市新型储能电站项目发展，规范项目建设管理，根据《广东省推动新型储能产业高质量发展指导意见》《广东省独立储能电站建设规划布局指引》《广东省促进新型储能电站发展若干措施》以及《江门市新型储能电站项目推荐布局实施方案（2023-2027年）》等文件精神，并结合实际，现就台山市电网侧新型独立储能电站项目竞争配置有关事项公告如下： 一、总体目标 通过项目竞争配置，选择投资能力强、经营业绩佳、技术水平高、产业带动及创新能力强、诚信经营好的投资主体投资建设我市储能电站项目，协同推动我市重点产业链、新能源产业集群高质量发展。 二、基本原则 以满足台山市电力系统调节和新能源发展需求为导向，适度发展。按照“公平公正公开”原则，通过项目竞争配置来选择、引导投资能力强、经营业绩佳、技术水平高、创新能力强、诚信经营好的社会投资主体按照本实施方案参与我市电化学储能电站项目建设，合理确定项目建设规模。根据申报企业提供相关情况对其进行综合评分排序，作为推荐项目开发主体的重要依据。 统筹规划、推进发展。强化规划科学引领作用，结合江门市、台山市能源发展规划、电网规划以及集中式光伏布局规划等，统筹规划布局推进电网侧独立储能电站建设。 市场主导、有序发展。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，执行省有关电价、电力市场交易政策。通过市场引导、政府规划引领，推动项目规模化开发促进技术进步和成本下降，推动新型储能电站有序发展。 规范管理、安全发展。完善优化储能项目管理，严格执行国家、省有关技术标准和检测认证体系，提升行业管理水平，强化消防安全管理，严守安全底线。 三、配置范围及工作程序 四、申报要求 （一）参与资格 1.申报主体具备相关领域的技术能力和经验。 2.申报主体（含联合体各成员）诚信履约情况良好，在“信用中国”网站无不良信用记录、未被列入严重失信主体名单。 3.申报主体近三年以来在广东省及江门市行政区域内未发生安全生产责任事故，无因安全生产问题受到行政处罚等的情况。 4.申报主体是联合体的，需提交联合体合作协议。 5.申报主体需承诺材料真实性。 （二）申报方式 符合上述条件的主体可以单独或组成联合体（提交联合体合作协议）申报，申报企业须明确联合体牵头人。申报材料须明确目标项目，综合评分开始后不接受项目调剂。 五、申报材料 （一）报名提交材料 申报主体或联合体主体提交参加《台山市发兴站独立储能电站项目竞争配置的函》（附件1），确认报名成功后领取《台山市发兴站独立储能电站项目评审文件》。 （二）参与项目竞争配置的主体递交材料 详见《台山市发兴站独立储能电站项目评审文件》 （三）承诺文件 1.项目业主对申报材料真实性的承诺文件（格式自拟）。 （四）有关资料要求 申报材料按照项目装订成册并附目录，一式九份。封面加盖申报企业公章，申报材料应密闭封装（全部封装于同一包封内），包封上应标明申报企业全称，联合体申报的，应标明联合体全体成员，确定一名项目联系人和联系方式。 六、监督管理 （一）申报主体在项目申报过程中存在弄虚作假的，包括集团授权超过一家申报主体参与竞配，取消该主体竞配资格。 （二）申报主体提供的申报方案、佐证文件资料、承诺函及项目开发建设协议将作为今后省、市能源主管部门及相关部门进行检查监督和评估评价的基本依据。 （三）省、市能源主管部门将对申报主体承诺事项的落实情况进行全程跟踪问责。 （四）竞配结果公示后，竞得者需在30天内与属地签订相关协议，履行竞配相关要求，提交取得项目区域土地使用权相关资料。竞中者30天内未提交取得项目区域土地使用权及提交有效资料完成项目备案，没有按照承诺期如期开工、投产的，没有履行竞配相关要求的，有权取消其竞中者资格并不承担任何赔偿责任。 七、评分标准 采取综合评分法。按照本项目竞争配置工作方案，由本局牵头，聘请第三方咨询机构组织开展具体评审工作，成立由台山市相关部门代表和广东省综合评审评审专家库抽取第三方专家组成评审小组，组成台山市电网侧独立储能电站项目竞争配置评评审小组，对申报主体提供的相关申报材料进行审核并综合评分，评审地点为江门市公共资源交易中心。 八、其他要求 1.竞争配置其他要求:为支持台山市经济建设，参与竞配企业须提供支持属地镇“百千万工程”相关承诺资料，以自有资金支持助力台山市“百千万工程”项目。 2、申报人可根据实际需要自行选址，或以租赁形式选择属地内合适地块。

北极星储能网讯：4月30日，中航储能发布5GWh锂电池电芯集中采购，交货地点位于内蒙古包头市固阳县金山工业园区。 公告显示，集采分三个标段，标段一采购规模1GWh，标段二采购规模2GWh，标段三采购规模2GWh。电芯规格要求≥314Ah。 项目要求响应人近两年314Ah容量的电池单体在储能项目上应用的累计出货量满2GWh的供货业绩，提供合同协议书。 本项目不接受联合体、不接受代理商响应。 原文如下：

南网储能公司广西贵港、钦州抽水蓄能电站工程施工质量物探检测项目中标候选人公示 （招标编号：CG0200022002024865） 公示开始时间：2025-04-30 公示结束时间：2025-05-06

4月28日，国家电投集团黄河上游水电开发有限责任公司发布了青海省德令哈托素储能电站工程EC总承包工程项目招标公告。 项目位于青海省海西蒙古族藏族自治州德令哈市西出口光伏光热园区的西部，该项目最终配置储能系统容量为 150MW/600MWh(储能系统设备由招标人提供)，其中集中式储能系统容量为 100MW/400MWh，高压级联式储能容量为 50MW/200MWh。本项目建设 1 座 35kV 储能开关站，储能设备通过 6 回线路接入 35kV 开关站，此开关站通过 3 回35kV 架空线路（长度约为 4.0km）送至 330kV 黄河德令哈站 5#主变 35kV 扩建间隔。（最终以接入系统报告为准）。 具体招标范围包括：勘察设计、设备和材料采购（不含储能系统设备采购）、设备监造（不含储能系统设备）、建筑安装工程施工、项目管理、电力质监、质量监督、技术监督、调试、试验、验收（含专项验收（包括安全设施验收、环保监理验收、档案、水保（含水保监测、水保监理）验收、消防验收、职业病危害及防治验收等国家及行业规定的各项专项验收（不限于）、移交生产及达标投产等）、培训、性能质量保证、工程质量保修期服务等内容；负责下述工作内容，承担所有相关费用。 计划工期：2025 年 6 月 10 日开工，5月30日完成设计方案编制审查，2025年11月30 日全部并网运行。 要求投标人在投标基准日期的近三年内，至少具有 1 个 100MWh 及以上规模独立储能项目工程总承包（EPC 或 EC）业绩或总容量不低于 600MWh 储能项目工程（EPC 或 EC）业绩（需附中标通知书，合同，投运证明或竣工验收报告）。 青海省德令哈托素储能电站工程EC总承包工程项目招标公告 项目名称：青海省德令哈托素储能电站工程 EC 总承包工程 合同编号：待合同商谈时确定 招标项目编号：DNYZC-2025-04-01-907 招标人：国家电投集团黄河上游水电开发有限责任公司 发包人：青海海西黄河新型综合能源有限责任公司 招标代理机构：黄河水电物资有限公司 黄河水电物资有限公司受国家电投集团黄河上游水电开发有限责任公司的委托，就青海省德令哈托素储能电站工程 EC 总承包工程进行公开招标，投标人中标后与发包人签订合同。现将有关事宜公告如下： 1.1 工程概况 德令哈托素储能电站工程为德令哈 220 万千瓦多能互补项目一期 100 万千瓦光伏建设项目配套储能工程项目建成后通过协调优化运行，实现间歇性新能源在负荷高峰期为电网提供可靠的电力支撑，缓解电网的调峰压力，提升电网新能源的消纳能力。德令哈托素储能电站工程位于青海省海西蒙古族藏族自治州德令哈市西出口光伏光热园区的西部，德令哈 220 万千瓦多能互补项目一期 100 万千瓦光伏项目站区东侧空地。距德令哈市约 21km，场址区内地势平缓，地势开阔，平均海拔高程约为 3200m，站址周围交通较为便利，建设条件较好，毗邻德令哈 220 万千瓦多能互补项目一期 100 万千瓦光伏项目配套 330kV 升压站。 该项目最终配置储能系统容量为 150MW/600MWh(储能系统设备由招标人提供)，其中集中式储能系统容量为 100MW/400MWh，高压级联式储能容量为 50MW/200MWh。本项目建设 1 座 35kV 储能开关站，储能设备通过 6 回线路接入 35kV 开关站，此开关站通过 3 回35kV 架空线路（长度约为 4.0km）送至 330kV 黄河德令哈站 5#主变 35kV 扩建间隔。（最终以接入系统报告为准）。 德令哈 220 万千瓦多能互补项目一期 100 万千瓦光伏建设项目位于青海省海西州德令哈市光伏发电园区内，已建设一座 330kV 升压站，共计 4 台 250MVA 主变压器，每台主变 35kV 侧采用由 2 段母线构成的扩大单元接线。 本工程电气设备采用预制舱布置，四周设置环形道路。 1.2 招标范围 1.2.1 工作范围 德令哈托素储能电站工程 EC 总承包项目，建设容量为 150MW/600MWh（直流侧电池容量）的磷酸铁锂电池储能系统，储能电站具备作为独立市场主体参与电网调度及电力市场交易功能。具体招标范围包括：勘察设计、设备和材料采购（不含储能系统设备采购）、设备监造（不含储能系统设备）、建筑安装工程施工、项目管理、电力质监、质量监督、技术监督、调试、试验、验收（含专项验收（包括安全设施验收、环保监理验收、档案、水保（含水保监测、水保监理）验收、消防验收、职业病危害及防治验收等国家及行业规定的各项专项验收（不限于）、移交生产及达标投产等）、培训、性能质量保证、工程质量保修期服务等内容；负责下述工作内容，承担所有相关费用。 1.2.1.1 设计要求：投标人应根据储能产业技术创新和国家、行业最新技术标准等对本项目进行优化设计。 （1）与 330kV 升压站设计边界：新建开关站通过 3 回 35kV 汇集线路接入黄河 330kV升压站新建#5 主变 35kV 开关柜内（含电缆终端制作、试验、安装），远程监控系统及相关的辅助系统、涉网通道等。 （2）建安工程：综合电气舱基础、供水泵房、危废库、消防水池、电缆沟道、给排水、围墙、站内环形道路、进站道路、铁塔金具及其附属设施，铁塔基础、消防设施，深水井及供水管线（至汇集站水泵房）、消火栓系统管网等。 （3）电气工程：电气主接线及相关电气设备选型、参数核对计算、电力电缆、储能汇集站接口设计、电气一次、二次设备、站用变及站用电配电系统、接地网及防雷系统、架空线路、辅助设施、涉网设备等。 （4）储能调控策略应兼具以下功能，满足储能电站后续作为独立市场主体参与电网调度及电力市场交易的相关要求。并网模式：接入青海电网并网运行，直接接受调度指令（包括 AGC、AVC、安稳控制等），满足系统调峰需求，兼具本项目站控和远程集中监控功能；微网与并网模式平滑切换功能；所有并网手续及协调均由投标人完成。 1.2.1.2 勘察设计 1）初步设计： 储能电站及其附属工程（包括场平、建筑、结构、装修装饰、给排水、暖通、电气一次系统设备、电气二次系统设备、场内通讯和调度自动化及通信系统、照明、道路、集电线路、场区绿化、视频监控、智慧安防、消防、环保、水保、劳动安全、职业卫生、防洪设施、节能等）及托素储能电站接入黄河 330 千伏升压站 35kV 架空线路的勘测设计（需使用 OPGW 光缆将储能电站信号接入黄河 330kV 升压站），满足初设（可达到施工图设计）阶段深度和内容要求，完成相应的初步设计工作，形成初步设计文件，编制执行概算。 ①根据国家及行业相关标准、规程、规范，开展工程地质和水文勘察工作，包括储能电站及其附属工程的平面高程控制测量（含施工网点设计）、平断面测量，主要附属建筑物的水文和地质详细勘测，1:500 地形图测量，并提交本工程水文气象报告、工程测量报告，岩土工程勘测报告及土壤电阻率等报告。 ②初步设计报告应包括综合说明、工程地质及水文、工程任务与规模、储能系统选型设计、电气设计、土建设计、消防设计、施工组织设计、环境保护与水土保持设计、劳动安全与职业卫生设计、节能减排、工程投资概算、财务评价与社会效果分析等。 ③其他初步设计文件包括地形图测量成果、工程地质详勘成果、各类计算书、以及各类相关协议及支持性文件等。 ④工程量清单（清单应与图纸相符）。 ⑤征地红线图和征地工程量清单。 ⑥项目初设阶段所需的其他各类设计文件。 2）委托具有相关资质的第三方评审机构（委托前需经招标人确认）组织开展初步设计和执行概算评审工作。 3）配合开展储能上网电价申报和争取工作，提供所需的相关设计资料及报告。 4）编制储能电站工程所涉及设备、材料、以及相关技术服务招标文件（包括技术规范书）。 5）编制强制性条文实施方案、预防质量通病措施、EMS 系统接入汇集站集控平台方案等。 6）本工程所需国家或地方标准、相关图纸资料、电网相关参数，均由投标人自费获得。 7）储能电站安全设施设计应考虑安全监测信息采集和上送，储能电站安全设施设计应由招标人进行审查，安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行和使用。 8）项目设计应详细收集建设场地的资料，考虑地质构造、自然灾害、周边建（构）筑物等对储能电站的安全影响因素，电化学储能电站应重点考虑雨水侵入、洪水内涝、雷电破坏等，并制定对策、方案。 9）项目设计应综合研判储能系统安全风险，电化学储能电站重点考虑火灾、爆炸等危险因素，配备必要的温感、烟感装置，统筹做好消防系统设计，并采取合理的防范措施。 （2）施工图设计：根据初步设计文件进行详细的设计、绘制施工图、编制施工说明书、结构计算书。设计深度应满足据以编制施工图预算、安排材料定货和工厂制作、能据以进行施工和安装、能据以进行工程验收。包含满足本工程正常施工、调试、运行要求及确保工程完整性所需的全部内容。 1）对储能系统集成方案进行优化设计，需要经招标人审查确认后实施。 2）负责本工程总图设计，并经招标人审查后开展施工图详细设计。 3）配合现场进行设计交底、竣工验收等现场服务工作；施工图预算编制及收口和竣工图编制（包含与竣工图对应的工程量清单）。 4）提供所需的相关设计资料及报告、编制和调整工程进度图表，派驻土建和电气现场设代，参加业主方要求的与本工程有关的各种会议及考察调研等活动。 5）对工程设计的合理性和整体性负责；组织工程的设计联络会并负责相关费用，对相关设计进行协调。 6）根据国家法律法规、地方行政法规、规程标准规定，负责向地方行政主管部门和审查机构报送施工图设计予以审查（包括消防设计审查、房屋建筑工程和市场基础设施工程施工图设计文件审查等），按审查意见进行设计修改和补充，并承担所有审查费用；参加施工组织设计审查。 7）负责向设备厂家收集用于设计所需的设备资料并审核，不能由于资料收集的问题而影响设计进度。 8）现场设计服务。自工程开工之日起，至工程完工，应安排驻场设计代表，人数根据现场施工需求配备。向建设单位及监理单位、施工单位进行设计技术交底、现场服务、及时解决施工过程中问题处理等。参加隐蔽工程验收、单位工程竣工验收、试运行及工程竣工验收。做好现场设计代表工作，严格履行现场设计代表职责，及时出具设计变更单，并编制设计变更预算，出具量差调整表等相关资料。 9）施工图设计会审交底及记录。参加并协助招标人组织设计审查，组织设计联络会并负责相关费用。 10）投标人负责工程第三方质量监督、单位及单项工程检查验收，并提供设计评估。 11）负责本工程所必须的各类专项验收（安全设施验收、环保监理验收、档案、水保（含水保监测、水保监理）验收、消防验收、职业病危害及防治验收等国家及行业规定的各项专项验收（不限于）、试验（涉网（根据 GB-T31464-2022 电网运行准则开展储能系统试验）及站内试验）及评估工作（包括项目后评价工作）。 12）汇总整理本工程项目设计档案资料并移交业主。 13）设计工作完成后由招标人组织评审，投标人应配合完成评审。 （3）竣工图编制：工作范围与施工图阶段的工作范围相同。竣工图编制深度应符合施工图设计深度要求及国家电投集团相关要求，竣工图内容应与施工图设计，设计变更，施工验收记录，调试记录等相符合，应真实反映工程竣工的实际情况。 1.2.1.3 设备采购 投标人采购范围包括消防系统设备采购（北大青鸟，已招电池系统全为该设备）、安装、调试，电气一次设备采购包括电力电缆及其附件、35kV 架空线路、35kV 高压预制舱、站用变系统、0.4kV 厂用开关柜等及其附属设施；电气二次设备采购包括计算机监控系统、EMS 能量管理系统、故障录波装置、保护及信息故障录波装置、电能质量装置、AGC/AVC 系统、通信系统、安全稳定装置、全景监控系统、控制电源、交直流系统、同步相量测量装置、光传输系统、建设并接入集团公司产业数据中台系统、建设国家电投安全监测信息平台、建设并接入黄河公司新能源集控中心、建设并接入青海绿能大数据中心、智慧化场站建设、远动系统、快频响应系统、一次调频系统、网安系统、调度数据网系统等相关涉网设备；除储能系统设备外所需的全部设备及材料的采购、供应、运输、卸车及二次倒运、验收、检验、试验、清洁、代保管等工作；提供现场所需专用工器具和 1 年期维保所需的备品备件。 1.2.1.4 建筑安装工程 本项目在施工阶段需由施工方编制施工方案并报甲方审核，方案中具体要描述清楚如何施工及施工的整体规划，施工手续的办理也需施工方进行办理；甲方负责配合施工方进行施工及征地手续的办理。 （1）托素储能电站本体及送出的 35kV 架空线路工程的项目管理、调试、并网、检验、试验（含涉网性能试验（根据 GB-T31464-2022 电网运行准则开展储能系统试验））、等保测评、验收（包括专项验收、质量监督检查、移交生产和达标投产等）、培训、性能质量保证、工程质量保修期服务等内容。包括场平、建筑、结构、装修装饰、给排水、暖通、电气一次系统设备、电气二次系统设备、场内通讯和调度自动化及通信系统、照明、道路、集电线路、场区绿化、视频监控、智慧安防、消防、环保、水保、劳动安全、职业卫生、防洪设施、节能等，以及其他为保证本工程合理性和完整性所需要的工程任务。 （2）“五通一平”、施工临建、施工辅助工程，工程测量控制网的统一测设、复测、维护和管理。 （3）配合业主协调开展永久性征地（集电线路）工作。除永久征地以外的为满足项目建设所需的所有临时用地手续办理及补偿等所发生的全部工作及所涉及的费用。包括但不限于：临建、弃土场、加工厂、搅拌站、进站路路肩、施工道路错车位和拐弯半径、物资保管区域等，涉及的地上附着物、电线杆、地下管线、地埋电缆、地埋光缆等的协调、迁移及保护工作，青苗补偿、测量、植被恢复等工作直接或涉及的全部费用，足额预存土地复垦费用和缴纳耕地占用税等。 （4）根据国家和地方关于工程建设标准、规程、规范，办理开工所需各项手续。包括但不限于（若有）：建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、建筑工程施工许可证，以及其他政府或行业主管部门要求办理的各项制约项目依法合规开工建设的相关手续。 （5）负责修建、维修、养护和管理施工所需的临时施工道路和交通设施，包括与公路平面交叉道口通行权手续办理（设计图纸、安全性评价报告、施工方案、专家评审、公路路产损坏占用赔补偿费、制作安装道路安全保护装置及标志标识等）、维修、养护和管理甲方提供的道路和交通设施，并承担相应费用。投标人利用本项目现有施工道路及检修道路，设计并修建临时施工道路以满足大件运输需要。 （6）进站道路和储能电站内道路施工、维修、维护和保养，制作并安装符合国家和公路行业标准的道路安全保护装置及标志标识。 （7）本储能电站分系统和整体调试，并网验收（含相关试验、电网公司相关专题报告编审及评审意见、保护定值核算）、并网手续办理工作。配合第三方机构对储能系统电池和模组等检测工作（包含第三方监测机构的外委（需满足 CMA 或 CNAS 资质要求并具备承试三级）及确定需经过业主同意），并承担所有检测费用（不包含被检测的储能设备采购费用）。 （8）高标准策划、高质量实施安全生产“三同时”（含安全生产类和消防应急预案编制、评审、备案）、环保“三同时”（含工程项目绿色建造评价，环境保护应急预案和危险废物环境污染事故应急预案、以及其他环保类预案的编制、评审、备案等）、水土保持“三同时”、职业卫生“三同时”（含职业病危害因素检测、评价，职业卫生类应急预案编制、评审、备案等）、消防“三同时”（设计审查、备案、验收）、防雷接地工程（包括检测、试验与验收）、节能管理、档案管理、质量创优等工作，负责相关专项验收评审、取得批复文件、承担全部费用。 （9）储能电站区域通讯网络建设，包括有线网络和无线覆盖。 （10）临建建设方案需经招标方审查通过后实施，为监理单位提供 4 间办公室。 （11）按现场所需配备足够数量的环保洒水车用于抑制施工扬尘和运输时道路扬尘。 （12）对于本标段具体的工作范围详述与将来提供的施工图不一致，则以施工图为准。 （13）根据国家电投、黄河公司、投标人关于企业 VI 标识和企业文化宣传要求，对储能电站进行装修装饰设计，设计方案通过投标人评审后实施。所有交通和安全标志牌制作材料应采用优质铝合金板，钻石级和超强级反光膜；房间、车辆、施工器具、临时标志等标识牌制作材料应采用优质铝合金板，高强级、超工程级、工程级反光膜。 （14）储能 EMS 系统纳入统一监控系统；应完成接入本项目监控平台、集控平台、上级单位运营管理相关数据平台等数据采集与接入服务，提供所需监控数据、通讯协议及接口标准。 （15）储能电站建筑安装转调试前，由招标人组织成立启动验收委员会（简称“启委会”），启委会人员由监理、调试、生产、投标人、电网企业等单位和政府相关部门组成，明确相应工作职责。设备制造单位和其它参建单位应列席启动验收。投标人负责编写启动试运行方案，由启委会负责审查，统一指挥启动验收工作。 （16）储能电站项目并网验收前，应完成电站并网线路冲击试验、一次设备冲击试验、启停机试验、过载能力试验、充放电试验等主要设备及系统的性能测试，完成整体调试和并网检测。 （17）负责开展储能电站的并网和验收工作，不符合国家（行业）并网技术标准要求的电站，严禁并网。 （18）试运转前由投标人组织完成试运转方案的编制，试运转期间应开展水保、环保、档案、消防等验收工作。储能电站完成试运转后，应进行生产移交工作，生产移交包括设备，备品备件，专用工具，设计、制造、安装、调试期间的图纸、报告、记录等技术资料并附有技术资料清单，并应做好资料归档及整编工作。 （19）储能系统设备卸车及二次倒运、验收、安装、检验、试验、清洁、代保管等工作。 本工程作为 EC 总承包交钥匙工程，不论本招标文件是否提及，凡涉及本工程设计、采购、施工、运输、储存、竣工投产、工程检查、专项验收、竣工结算、工程验收、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。 1.2.2工期安排 计划工期：2025 年 6 月 10 日开工，5 月 30 日完成设计方案编制审查，2025 年 11月 30 日全部并网运行，具体开工时间以招标方书面通知为准，并网节点不变。 1.3 资金来源 本工程由青海海西黄河新型综合能源有限责任公司利用自有资金和银行贷款投资建设，资金已落实。 1.4 投标人资格 1.4.1 法人地位 投标人必须是在中华人民共和国市场监管部门注册的，具有独立法人和一般纳税人资格的工程设计综合甲级资质或工程设计电力行业（送电工程、变电工程）专业甲级及以上资质，并须具有以下资质： （1）电力工程施工总承包一级及以上资质。如设计单位不具有施工资质的，可委托具有相应资质的施工单位进行施工； （2）施工单位具有国家能源局颁发的二级及以上承装和承试类电力设施许可证。如施工单位不具有承试二级资质证书的，可委托具有承试二级资质证书的企业承担试验工作； （3）施工单位须具有有效的安全生产许可证。 拟委托的企业的资质证件须在投标时同时提供。 1.4.2 主要人员资格要求 以下人员中项目总设计负责人应为投标人在册人员，其它主要人员可为拟委托单位的在册人员，须提供由国家社保机构出具的近 3 个月内的养老保险参保缴费证明。 1.项目总设计负责人：具有工程设计类注册执业资格（一级注册建筑师，或一级注册结构工程师，或注册电气工程师）和高级及以上工程师资格；近 5 年担任过至少 1 个已投产容量不小于 20MWh 磷酸铁锂电池储能电站主体工程设总或副设总业绩，需提供证明材料复印件。 2.项目经理：具有一级注册建造师执业资格、安全生产考核合格证（B 证）；近 5 年担任过至少 1 个已投产容量不小于 20MWh 磷酸铁锂电池储能电站 EPC 总承包的项目经理或副经理业绩，需提供证明材料复印件。 3.安全负责人：50 周岁及以下，具有注册安全工程师证书。近 5 年担任过至少 1 个已投产容量不小于 20MWh 磷酸铁锂电池储能电站主体工程安全管理负责人业绩，需提供证明材料复印件。 4.技术负责人：50 周岁及以下，具有相应一级注册建造师执业资格、安全生产考核合格证（B 证），近 5 年担任过至少 1 个已投产容量不小于 20MWh 磷酸铁锂电池储能电站主体工程施工负责人业绩，需提供证明材料复印件。 说明:1.以上资格条件要求均需要提供充分、有效的书面证明文件，否则视为不符合资格条件要求。 2.以上人员之间不得兼职，不得同时在本项目以外的其他项目中担任相关负责人。 3.主体工程指：储能土建工程或储能机电安装工程。 1.4.3 商业信誉 投标人应具有良好的商业信誉。不存在被列为失信被执行人的情形，具体认定以信用中国(.cn）网站检索结果为准。 1.5 业绩 投标人在投标基准日期的近三年内，至少具有 1 个 100MWh 及以上规模独立储能项目工程总承包（EPC 或 EC）业绩或总容量不低于 600MWh 储能项目工程（EPC 或 EC）业绩（需附中标通知书，合同，投运证明或竣工验收报告）。 1.6 资格后审 招标人将根据投标人提供的投标文件在评标阶段对其进行资格后审，对资格审查不合格投标人，将不进入下一阶段评审，其后果由投标人自行承担。

4月29日，江都经济开发区246MW/492MWh分布式储能电站项目中标公示，江苏威达建设集团有限公司以59000万元中标该项目，折合单价1.199元/Wh。 项目招标人为扬州市江都区江舟产业发展有限公司，项目位于江苏省扬州市。本项目拟利用江都经济开发区内企业现有场地建设储能电站，规划安装容量为246MW/492MWh。储能电站磷酸铁锂电池采用全预制舱布置形式，户外放置246个2MWh储能电池舱。储能电池舱采用磷酸铁锂电池1MW/2MWh组柜方案，每个储能电池舱对应配置1台1000kW储能变流器（PCS），每1套储能电池舱接入1台1000kVA就地升压变压器。储能变流器（PCS）和10kV就地升压变采用成套一体机户外安装。 江都经济开发区246MW/492MWh分布式储能电站项目中标公示 江苏鸿诚工程项目管理有限公司受扬州市江都区江舟产业发展有限公司的委托，就江都经济开发区246MW/492MWh分布式储能电站项目组织公开招标。评审工作已于2025年4月29日结束，并于2025年4月29日至2025年4月30日发布中标候选人公示，公示期间无异议，确定第一中标候选人为中标人，现将中标结果公示如下： 一、中标内容： 中标单位：江苏威达建设集团有限公司 中标价：伍亿玖仟万元整（59000万元） 工 期：365天 质 量：合格 二、公示期：2025年4月29日至2025年4月30日