1.1项目概况
第一部分包含五个项目，分别为：青海省海南州铁盖储能电站工程、青海省海南州贡玛储能电站工程、伏山共和100万千瓦源网荷储项目配套储能项目、伏山共和100万千瓦源网荷储项目黄河70万千瓦光伏建设项目、海南州光储一体化实证基地建设项目：
（1）海南州黄河伏山发电有限责任公司所属招标项目为青海省海南州铁盖储能电站工程。
青海省海南州铁盖储能电站工程位于青海省海南州千万千瓦级新能源基地（一区两园）光电园区内，距共和县城约40km，占地面积约3.7h㎡。场址区内地势平缓，中心坐标为北纬35。57′30.69″，东经100。22′53.67″，平均海拔高程约为3000m，G214国道位于场址北侧。
本项目储能系统规划容量为150MW/600MWh，45个3.35MW/13.4MWh储
能单元组成，每个储能单元包含4个3.35MWh电池预制舱和1个3.35MW变流升压一体舱。45个储能单元分为6个储能子系统，每个子系统内的7或8个储能单元并联后形成1回35kV集电线路，接入35kV开关站。
以上工程量按最终确定的设计文件工程量为准。
（2）青海绿动光电有限责任公司所属招标项目为青海省海南州贡玛储能电站工程。
青海省海南州贡玛储能电站工程位于青海省海南州千万千瓦级新能源基地（一区两园）光电园区内，距共和县城约48km，占地面积约3.8h㎡。场址区内地势平缓，中心坐标为北纬36。02′11.20″，东经100。12′26.22″，平均海拔高程约为3100m，G214国道位于场址南侧。
本项目储能系统规划容量为180MW/720MWh，采用磷酸铁锂电池储能系统，储能部分采用预制舱体户外布置形式，储能部分主要由电池舱、升压变流一体舱组成。单个储能单元由1个PCS升压舱与2个电池舱组成（3.35MW/13.4MWh），本期及远期建设规模均为180MW/720MWh，共需54个储能单元，共由108个电池预制舱和54个PCS升压预制舱组成，分布式安装在规划场地。
以上工程量按最终确定的设计文件工程量为准。
（3）海南州黄河伏山发电有限责任公司所属招标项目为伏山共和100万千瓦源网荷储项目配套储能项目
伏山共和100万千瓦源网荷储项目配套储能项目位于青海省海南州千万千瓦级新能源基地（一区两园）光电园区内，场址距共和县以南48km。场址区中心坐标为北纬35。59′12.4″，东经100。14′1.41″，海拔高程约为3000
3150m，G214国道和共玉高速紧邻场址区北侧。
本项目规划储能容量为200MW/800MWh，不设专用的储能升压变电站，拟就地升压至35kV后，采用6回储能汇集线路，直接接入大基地二期70万千瓦光伏项目配套基础设工程的330kV汇集站预留的35kV高压配电装置。
以上工程量按最终确定的设计文件工程量为准。
（4）海南州黄河伏山发电有限责任公司所属招标项目为伏山共和100万千瓦源网荷储项目黄河70万千瓦光伏建设项目伏山共和100万千瓦源网荷储项目黄河70万千瓦光伏建设项目位于青海省海南州千万千瓦级新能源基地（一区两园）光电园区内，场址距共和县以南48km。场址区中心坐标为北纬35。59′12.4″，东经100。14′1.41″，海拔高程约为3000~3150m，G214国道和共玉高速紧邻场址区北侧。本项目占地面积约为12km²。场址区内地势平缓开阔，为荒漠化草原地区。
本项目光伏容量为700MW，全部采用平单轴及固定式光伏支架，设置3.15MW子方阵218个，2.5MW子方阵11个，2.0MW子方阵7个。拟采用550Wp单晶双面双玻组件，320kW组串式逆变器；组件、逆变器均采用1500V系统；35kV箱式升压变电站采用3150（2500/2000）kVA全密封三相双绕组无励磁调压油浸式变压器。
本项目拟设置7个光伏发电区域，每个光伏发电区通过6回35kV汇集线路接入拟定的35kV汇集站，通过14回35kV集电线路接入拟建的330kV升压站。最终的接入方案以接入系统报告的审查意见为准。
以上工程量按最终确定的设计文件工程量为准。
（5）海南州黄河光储实证新能源有限责任公司所属招标项目为海南州光储一体化实证基地建设项目
海南州光储一体化实证基地建设项目建设在青海省海南州千万千瓦级新能源基地（一区两园）光电园区内。场址区位于共和县以南28km。场址区内地势平缓开阔，场址区中心坐标为北纬36。2'44″，东经100。31'08″，海拔高程约为2950~3100m，占地面积约8.172km2，G214国道和共玉高速位于场址区北侧。
本项目交流容量为504MW，直流容量为925.785MWp：储能容量为525.62MW/1000MWh。光伏组件采用500Wp单晶双面，逆变器采用集成式逆变设备（175kW组串式逆变器），组件支架形式采用固定式铝合金支架，组件最低点距地高度均为1.2m，支架基础采用钢管螺旋桩。储能类型包括磷酸铁锂、
三元锂（NCM）、三元锂（NCA）、钛酸锂、全钒（VRB）液流、锌溴（Zn/Br2）液流、铁/铬液流、钠硫电池（NAS）、镍氢气电池、超级电容器、混合电容、飞轮储能、压缩空气储能、抽水压缩空气储能。
第二部分为：黄河风力发电有限责任公司伏山共和100万千瓦源网荷储项目黄电30万千瓦风电建设项目建设地点位于海南州千万千瓦级新能源基地（一区
两园）风电园区内，规划装机容量300MW，设计安装48台6.25MW的风力发电机组。
以上工程量按最终确定的设计文件工程量为准。
第三部分为：黄南尖扎绿合新能源有限责任公司黄南州尖扎滩30万千瓦光伏项目位于青海省黄南州尖扎县，场址海拔约为3335~3520m，坐标范围约为东经101。47′20.55″~101。49′23.45″，北纬35。48′30.93″~35。50′05.21″。拟建场址为天然牧草地，周边交通便利。
本项目规划建设光伏容量为300MW，其中交流侧容量300MW，直流侧容量390MWp，容配比1:1.3，全部采用570Wp单晶硅双面PERC组件，320kW组串式逆变器。采用固定式光伏支架，布置方式采用双排纵向2×13布置，前排光伏板最低点距离地面高度为2.0m，采用30。角进行安装时，组件布置间距为9.5m-10.8m。本项目按光伏容量的15%，储能时长2h配置储能系统，储能容量为45MW/90MWh。储能采用交流侧储能的接入方式，电池选用长寿命磷酸铁锂电池。
以上工程量按最终确定的设计文件工程量为准。
第四部分包括2个项目，分别为：青海省2023年风电项目1标段海西州50万千瓦风电项目、海西州托素电网侧电化学储能项目：
（1）青海海西黄河茫崖风电有限责任公司青海省2023年风电项目1标段海西州50万千瓦风电项目场址位于青海省海西州冷湖镇西侧约105km。风电场区南侧为省道S305，北侧为省道S314，场区东侧有砂石便道。项目规划建设500MW风电场，拟安装80台6.25MW风电机组，配套建设电源侧10%+2h电化学储能系统。新建1座330kV升压站，安装2台250MVA变压器，自建1回330kV送出线路长度约48km。
以上工程量按最终确定的设计文件工程量为准。
（2）青海海西黄河新型综合能源有限责任公司海西州托素电网侧电化学储能项目位于青海省德令哈市西出口光伏光热园区西侧，距德令哈市约25km。场址区地貌为山前冲洪积台地，北高南低，整体地形平缓开阔，为国有天然草地。项目规划建设150MW/600MWh储能电站，占地面积约4.32公顷，储能电池拟选用磷酸铁锂电池，跟网型集中式储能系统总容量为100MW/400MWh，构网型高压级联式储能系统总容量为50MW/200MWh，由5回35kV集电线路接入至330kV汇集站备用间隔，新建线路5回长度共约2.2km，采用300mm2截面导线。
以上工程量按最终确定的设计文件工程量为准。联系人：第一部分：徐永梅（15802445351）
第二部分：刘常俊（19109713744）
第三部分：张鑫（18897219796）第四部分：张凯（18097375088）
1.2招标范围及主要工作内容
1.2.1招标范围
第一部分为：编制青海省海南州铁盖储能电站工程、青海省海南州贡玛储能电站工程、伏山共和100万千瓦源网荷储项目配套储能项目、伏山共和100万千瓦源网荷储项目黄河70万千瓦光伏建设项目、海南州光储一体化实证基地建设项目多场站短路比计算评估分析报告；
第二部分为：编制伏山共和100万千瓦源网荷储项目30万千瓦风电项目多场站短路比计算评估分析报告；
第三部分为：编制黄南州尖扎滩30万千瓦光伏项目多场站短路比计算评估分析报告；
第四部分为：编制青海省2023年风电项目1标段海西州50万千瓦风电项目及海西州托素电网侧电化学储能项目多场站短路比计算评估分析报告。
注：投标人需对本项目第一部分—第四部分同时进行投标，招标人不接受投标人对部分标包的选择性投标，招标人对本项目统一进行评审，并授予1家投标人中标。
1.2.2主要工作内容
1）编制青海省海南州铁盖储能电站工程、青海省海南州贡玛储能电站工程、伏山共和100万千瓦源网荷储项目配套储能项目、伏山共和100万千瓦源网荷储项目黄河70万千瓦光伏建设项目、海南州光储一体化实证基地建设项目、黄河风力发电有限责任公司伏山共和100万千瓦源网荷储项目黄电30万千瓦风电项目、黄南州尖扎滩30万千瓦光伏项目、青海省2023年风电项目1标段海西州50万千瓦风电项目、海西州托素电网侧电化学储能项目多场站短路比计算评估分析报告；
2）配合甲方单位完成报告评审，并在合同约定时限内，根据评审意见及甲方要求完成报告修编工作；
3）提交书面及电子版的短路比计算评估报告审定稿。
1.2.3工期
1）合同签订生效后，甲方提交相关资料后3内完成短路比计算评估报告编制，并配合甲方单位完成报告评审。
1.3资金来源
本项目由甲方利用自有资金和银行贷款予以解决，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，具有独立法人及一般纳税人资格的企业。
本项目不接受联合体投标，不允许转让和分包。
1.4.2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(www.creditchina.gov.cn）网站检索结果为准。
1.4.3人员资格
项目负责人、主要参与人员须提供高级职称证、社保缴费证明。
1.5业绩
投标人在投标基准日期的近五年内，已完成至少2个接入系统短路比计算评估报告或接入系统方案合同业绩(附合同复印件，首页、服务及工作范围页、签字盖章页)
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。
1.7招标文件的获取
1.7.1招标文件发售方式
注册后查看
1.7.2招标文件发售
209月2至209月2时。……

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