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浙能镇海电厂产能置换搬迁改造2×660MW超超临界燃煤发电机组工程EPC总承包EPC总承包招标公告
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第一章 招标公告&&&&&&&&&&&&&&&
浙能镇海电厂燃煤机组搬迁改造项目 经 浙江省发展和改革委员会《关于浙能镇海电厂燃煤机组搬迁改造项目核准的通知》（浙发改能源﹝号文件）同意建设。项目建设规模新建2×660MW 超超临界燃煤发电机组，同步建设高效脱硫、脱硝和超低排放等环保设施，并在厂址东侧海域配套建设码头一座及取排水管道，建设地址位于宁波石化经济技术开发区泥螺山围垦区内，计划于第一方砼开始后23个月内第一台机组投入生产、第二台机组间隔3个月建成投入生产。项目业主为浙江浙能镇海发电有限责任公司，资金来源为项目资本金为工程动态投资的20%，由浙江浙能电力股份有限公司、晋能电力集团有限公司、宁波电力开发有限公司投资建设，其余部分银行贷款，出资比例为国有资金占比100%。项目已具备招标条件，招标人为浙江浙能镇海发电有限责任公司（委托代理机构为浙江天音管理咨询有限公司），现对该项目的EPC总承包 进行公开招标。
一、本次招标内容：
本次招标的标的为浙能镇海电厂燃煤机组搬迁改造项目（以下简称本工程）的EPC招标，承包范围为2×660MW级超超临界火力发电燃煤机组及配套的码头等附属设施建设，从工程建设开始直至验收交付生产，以及在质量保修期内的消缺保修服务等全过程的EPC总承包工作。包括但不限于以下内容：勘察设计，建筑安装工程施工，设备和材料采购、与EPC建设有关的工程服务，工程实施全面管理，工程全过程达标投产。
详见第六章第一部分和招标清单。
本次招标工程估算中 EPC范围内 造价 477038 万元，采用固定总价合同，投标资格后审方式招标。
二、投标资格条件、要求：
投标资格审查采用资格后审方式。
（一）投标人：
1、具有电力工程施工总承包壹级 资质，或 工程设计综合甲级 资质；
2、投标人为电力工程施工总承包企业的，应当具有企业安全生产许可证，企业主要负责人（法定代表人、企业经理、企业分管安全生产的副经理、企业技术负责人）具有“三类人员”A类证书；
3、“企业信用报告（浙江省招标投标领域适用）”的信用等级为BB级及以上；
4、投标人业绩要求：
投标人应具有1个及以上国内软土地基火力发电燃煤机组项目（每个项目装机规模为2×600MW及以上）的EPC总承包、或施工总承包（主体工程建筑安装或主体工程安装）、或发电工程设计、或项目建设管理服务业绩；投标人业绩证明材料须提供该工程的合同复印件、工程竣工验收证书复印件或168小时试运后移交生产证书复印件、软土地基证明材料（提供地质报告中相关章节复印件）。
5、投标人为能开具增值税专用发票的一般纳税人。
本次招标不接受联合体投标。
（二）拟派项目负责人：
1、投标人为电力工程施工总承包企业的，应具有注册在投标人单位的机电或建筑 工程专业壹级 建造师执业资格；
2、投标人为电力工程施工总承包企业的，应具有“三类人员”B类证书；
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3、在投标截止日存在在其他任何在建合同工程上担任项目负责人的，不得以拟派项目负责人的身份参加本次投标。在建合同工程的开始时间为合同工程中标通知书发出日期（不通过招标方式的，开始时间为合同签订日期），结束时间为该合同工程通过验收或合同解除日期。
4、应具有高级工程师及以上职称；
5、拟派项目负责人业绩要求：以项目技术负责人、或项目副经理、或项目经理、或设总身份完成过2×600MW及以上的国内燃煤火力发电项目的EPC总承包、或施工（主体工程建筑安装或主体工程安装）总承包、或发电工程设计、或项目建设管理服务。业绩证明材料须提供拟派项目负责人对应业绩工程的职务任命文件，以及业主证明材料（业主证明材料须加盖业主单位公章）。
（三）其他：
1、拟派施工现场安全生产管理部门负责人具有国家注册安全工程师资质或具有“三类人员”C类证书，专职安全生产管理人员（含安全负责人）不得少于3名。
2、投标人及拟派项目负责人自日起至投标截止日前（以法院判决书生效日期为准）无行贿犯罪记录。
3、投标人及其拟派项目负责人未被列入招标投标失信黑名单（以住建部、省发改委公布的披露期内的失信黑名单为准）。
4、投标人未被中国执行信息公开网列为失信被执行人。
第二章、投标人须知
一、实质性响应招标文件资料
1、企业法人营业执照；
2、法定代表人授权委托书（投标文件委托代理人签字的提供）；
□3、联合体各方签订的共同投标协议（联合体投标的提供）；
4、建设行政部门核发的建筑业企业资质证书或建设工程勘察设计单位资质证书；
5、企业安全生产许可证（投标人为电力工程施工总承包企业的）；
6、法定代表人、企业经理、企业分管安全生产的副经理、企业技术负责人“三类人员”A类证书，企业分管安全生产副经理企业的任命书（投标人为电力工程施工总承包企业的）；
7、“信用浙江”投标企业信用报告概述页打印件（含信用浙江网页标识或网址），并加盖投标人公章；
8、“全国建造师信息查询网”注册建造师信息查询页面（最终的完整信息页面）打印件，并加盖单位法人章和建造师执业章（执业资格证书原件备查）；持临时执业证书的，应具有延续注册信息，且在有效期内；持注册建造师证书的，暂不受有效期限制，但已年满65周岁的不得参加投标（投标人为电力工程施工总承包企业的）；
9、拟派项目负责人“三类人员”B类证书（投标人为电力工程施工总承包企业的）；
10、拟派施工现场安全生产管理部门负责人国家注册安全工程师资质证书复印件或 “三类人员”C类证书复印件，并加盖单位法人章（执业资格证书原件备查）；
11、拟派项目负责人在投标截止日无在其他任何在建合同工程上担任项目负责人的承诺书；
12、投标人和拟派项目负责人无行贿犯罪记录承诺书；
13、拟派项目经理的高级工程师职称证书复印件，并加盖单位法人章（证书原件备查）；
14、符合本次招标项目的投标人业绩要求及项目经理业绩要求的证明文件：
（1）已完工程工程竣工验收证书或168小时试运后移交生产证书复印件（原件备查）；
（2）已完工程施工（或EPC总承包、或设计、或管理服务）合同复印件（原件备查）；
（3）软土地基证明材料（提供地质报告中相关章节复印件）；
（4）根据招标文件规定必须提供的业主证明。
以上证书（均应在有效期内，已在有效期外尚在办理延期过程中的视为无效）、材料应在投标文件中附复印件，如缺少，则相关证明无效。证书、材料原件备查，如评标委员会要求核查原件时，投标人必须在评标委员会规定的时间内送达。如未能在规定的时间内送到，评标委员会将按相关证明材料无效或涉及的评审内容不利于投标人的原则处理。
具体填报格式要求见第八章第八款 资格审查资料。
t二、评审打分资料：“信用浙江”投标企业信用报告概述页打印件（含信用浙江网页标识或网址），并加盖投标人公章；
10.1否决投标的情形
一、凡是评标委员会拟作出否决投标认定的，应组织相关投标人询标。未进行询标程序的，不得做出否决投标的认定，投标人放弃询标机会的除外（投标人所留联系方式无法联系上、在规定的时限内投标人不参加询标活动或不予答复的）。
二、投标文件存在以下情形之一的，由评标委员会审核并经过询标程序，其投标文件将被否决：
（一）符合性内容
1、投标人的资质、业绩、人员、设备等条件未满足招标文件实质性响应要求的（以投标人须知前附表3.5中“一、实质性响应招标文件资料”内容为准）；
2、未按招标文件的要求加盖单位印章或投标人的法定代表人（或其委托代理人）未按招标文件要求签字或盖章的或委托代理人签字盖章但无有效的委托授权书的；
3、投标函及投标函附录载明的招标项目完成期限超过招标文件规定的期限的，或载明的质量目标达不到招标文件要求的质量目标的；
4、投标人不以自己的名义或未按招标文件要求提供投标保证金或提供的投标保证金有缺陷而不能接受的；
5、投标人及其法定代表人，与本标段其他投标人及其法定代表人存在控股或被控股关系的；
6、投标人及其拟派项目负责人被省发改委列入招投标失信黑名单，且在披露期限内的；
7、存在法律、法规、规章规定的其它无效投标情况的。
（二）商务标内容
1、投标报价高于招标文件设定的最高投标限价的；
2、低于通过符合性审查的次低评标8 %，且同时又低于风险控制价的，投标人对其报价不能充分说明理由，或提供的相关资料无法证明报价不低于其成本价的；
3、同一投标人提交两个以上不同的投标文件或者投标报价的（招标文件要求提交备选投标的除外）；
4、投标人未按招标文件实质性规定要求进行报价。拒绝修正不平衡报价，或拒绝提供报价分析说明和证明材料的；
5、投标文件的投标报价或其它关键内容字迹模糊或无法辨认的，或投标报价大写书写不规范的；
6、评标委员会认定属投标人自身原因有重大漏项的；
7、投标人在投标截止时间前修改投标函中的投标总报价，未同时修改报价清单中的相应报价。
8、投标人未按照招标人提供的报价表格格式报价的。
9、投标人删减表3、表4、表5、表6、表7中招标人已列出的项目。
10、投标人改变招标文件和招标清单中规定的固定工程量的。
（三）技术标内容
1、采用的标准或主要技术指标达不到国家强制性标准的或招标文件要求，或采用的施工工艺、方法或质量安全管理措施不能满足国家强制性标准或要求的；
2、主要的施工技术方案或安全保障措施不可行或主要施工机械设备不能满足施工需要的；
3、附有工程无法适用的其他技术和管理条款；
4、存在以下招标文件规定的不允许的偏离：
4.1 工程设计方案、主要技术参数严重偏离招标文件技术规范书和可行性研究报告的要求；
4.2 主机设备的选择严重偏离招标人要求；
除本条规定以外，招标文件中其他条款均不得作为否决投标文件的依据。
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宁波太阳能光伏屋顶1MW发电工程可行性研究报告
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浙能镇海电厂产能置换搬迁改造2×660MW超超临界燃煤发电机组工程招标公告
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浙江省重点建设项目招标登记信息
建设项目名称
浙能镇海电厂产能置换搬迁改造2×660MW超超临界燃煤发电机组工程
浙江浙能镇海发电有限责任公司
招标项目登记时间
浙江浙能镇海发电有限责任公司
投资估算（概算）金额
项目可行性研究报告或资金申请报告、项目申请报告批文号
浙发改能源[号
项目审核或核准部门
浙江省发展和改革委员会&
新建2×660MW 超超临界燃煤发电机组，同步建设高效脱硫、脱硝和超低排放等环保设施，并在厂址东侧海域配套建设码头一座及取排水管道，建设地址位于宁波石化经济技术开发区泥螺山围垦区内，计划于日建成。
经核准的招标事项
招标组织形式
标段（包）划分
不采用招标方式
招标估算金额（万元）
浙能镇海电厂产能置换搬迁改造2×660MW超超临界燃煤发电机组工程
总承包工程
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招标事项审核或核准部门
浙江省发改委
招标内容可根据经核准的招标事项实际情况进行调整。
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2016年浙江天然气发电的发展现状及前景分析
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　　报告大厅摘要：天然气是清洁的化石能源，天然气发电具有发电效率高、环境污染小、调峰性能好、建设周期短等优点。近年来，随着我国能源需求的不断增加和环境保护的日益加强，天然气作为重要的清洁能源其消费量不断攀升，天然气发电的装机容量也不断增加，截至2013年底，全国天然气发电装机规模已达4309万kW，占全国电力总装机容量的3.5%，发电用气量占天然气消费总量的18%。但从世界范围看，我国用于发电的天然气比例仍相对较低，据国际能源署数据显示，美国天然气发电装机占比40%，发电用气占天然气消费量比重的39%;英国天然气发电装机占比36%，发电用气占比34%;日本天然气发电装机占比28%，发电用气占比70%。
　　是清洁的化石能源，天然气发电具有发电效率高、环境污染小、调峰性能好、建设周期短等优点。近年来，随着我国能源需求的不断增加和环境保护的日益加强，天然气作为重要的其消费量不断攀升，天然气发电的装机容量也不断增加，截至2013年底，全国天然气发电装机规模已达4309万kW，占全国总装机容量的3.5%，发电用气量占天然气消费总量的18%。但从世界范围看，我国用于发电的天然气比例仍相对较低，据国际能源署数据显示，美国天然气发电装机占比40%，发电用气占天然气消费量比重的39%;英国天然气发电装机占比36%，发电用气占比34%;日本天然气发电装机占比28%，发电用气占比70%。
　　与此同时，我国天然气发电却面临着气源短缺、气价较高、核心技术缺失、电价机制不明确等困扰，行业发展前景并不乐观。浙江省是能源消耗大省，又是资源小省，天然气电厂的发展在为浙江省提供电力供应保障、优化能源结构、促进节能减排方面均起到了重要作用。但是，随着气价的上涨及机组年利用小时的下降，浙江天然气电厂的生存正面临着严峻的挑战。
　　一、浙江天然气消费结构和电源结构
　　1、 天然气消费结构
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　　浙江省天然气利用从20世纪末起步，2004年西气东输进入浙江，经过10年的发展，现已形成了较为完善的基础设施网络和广阔的市场需求。目前，供应浙江省的主要气源有西气东输一线、二线、东海气、川气和进口LNG，现已形成多气源供气的格局。浙江省天然气需求市场主要有城市用气（包括居民、商业、工业和汽车用气等）、电厂用气以及部分代输气，2013年各类用气消费量如表1所示。
　　随着浙江省域管网覆盖率的提高以及工业“煤改气”的推进，城市用气比率将逐步提高，而受政策以及能源价格等因素影响，未来天然气电厂用气尚存在较大的不确定性。
　　2、 电源结构
　　截至2013年，浙江省累计建成电力装机6516万kW，其中煤电装机比例高达56.6%，而天然气装机比例仅占12.42%，未来节能减排压力巨大。各类电源装机比例如图1所示。
　　二、 浙江省天然气发电现状及存在的问题
　　1、燃机发电发展现状
　　从20世纪90年代初燃机发电在我国开始应用以来，其在浙江的发展主要经历了三个阶段。第一阶段是从90年代初到2003年，由于国内经济的高速发展，浙江同部分沿海省份一样出现了严重的电荒，在此背景下宁波镇海300MW联合循环燃机项目筹建，项目包括GE公司的两台MS9001型燃机（单机功率
MW），每台燃机配一台余热锅炉，后置100MW蒸汽轮机，1997年底投产。由于社会对电力的迫切需求，再加上燃机建设周期短，选址条件宽松，以及在当时燃料价格及上网电价情况下回报率较好等因素共同作用下，浙江迎来了燃机项目建设的第一轮高潮，先后在镇海、温州、绍兴、金华、余姚建成了5座燃机电厂，5个电厂均采用了GE公司的联合循环燃机技术，都是以重油为燃料。第二阶段是从2003年到2010年，为配合西气东输和东海气开发项目，浙江配套建设了杭州半山、萧山、余姚国华和镇海电厂4个天然气联合循环项目，总装机容量360万kW。第三阶段是从2010年至今，浙江经济持续高速发展，对于能源尤其是电力的需求不断增加，2011年浙江再次出现严重缺电现象。由于之前大部分装机来自燃煤火电，浙江面临的环境压力越来越大，继续增加和扩建燃煤机组困难重重，在此背景下浙江省出台了800万kW的天然气热电联产抢建项目，希望通过最快的方式解决缺电问题。但随着近年电力供需矛盾的缓减，天然气电厂由于气价高等原因正面临着严峻的生存困境。
　　2 、存在问题分析
　　（1）国家对天然气发电政策未明朗
　　目前，我国天然气发电虽已有一定政策引导，但国家对于天然气发电定位尚未有明确政策支撑。一方面，在《天然气利用政策》中，国家发展和改革委员会将天然气分布式能源项目、发电及天然气热电联产项目列为优先类，基地外调峰电厂项目列为允许类，《能源发展“十二五”规划》也要求有序发展天然气发电。另一方面，国家对于天然气发电尚未出台正式文件明确其定位，天然气发电上网机制不够明确。总体来看，虽然政策对于天然气发电项目的投资环境较为宽松，但与可再生能源等相比对于天然气发电的支持态度并不清晰。发展政策的不明晰使得地方各部门对于如何发展天然气机组尚存分歧，这使得地方天然气机组面临的困境始终无法引起政府部门的足够重视，天然气电厂生存环境堪忧。
　　（2）天然气发电经济性较差，与燃煤发电相比无竞争力
　　燃料成本在天然气电厂运营成本中所占比重达70%～80%，天然气价格是影响天然气发电经济性的最重要因素之一。2015年4月我国实现存量气与增量气价格并轨后，浙江省向天然气发电企业销售天然气门站价格从3.36元/m3调整为3.08元/m3（近年气价变化趋势见图2）。按每立方米天然气低位热值
35MJ计算，每7000kcal天然气价格为2.58元，而7000kcal的燃煤价格为0.64元左右，同样热值的天然气价格是煤价格的4倍。按
0.2m3/kWh的发电气耗水平计算，所需的天然气成本是0.62元/kWh，而燃煤成本仅为0.19元/kWh，天然气的度电成本是燃煤的3.2倍，而天然气发电上网电价仅为煤机上网电价的1倍。在这种能源价格情况和电网调度机制下，天然气发电的劣势明显。
　　（3）机组发电利用小时数无法维持天然气电厂正常运营
　　区域电网由于电价消纳能力限制，分配给天然气发电的年发电利用小时随着投产装机的增加以及外来电的增长不断趋于减少，现有发电利用小时下多数天然气电厂将处于亏损状态。以一个典型的9F燃机联合循环电厂为例，假设基本费用和效益如表2所示，如果要做到全年利润持平，电厂需供电17.15亿kWh，对应年利用小时为2143h。目前浙江省年利用小时能保证3500h的天然气只占燃机总装机容量的17.5%，年利用小时2000h的占32%，其余新建和在建的项目只能保证1000h。虽然浙江目前采取的燃煤机组临时电量替代方案暂时缓解了新建机组巨额亏损的情况，但该方案并不具有可持续性。原因在于，一方面承担电量替代的燃煤电厂通过替代方案并未得到多大的实际利益，面是承担了义务性的责任，对于实施该方案并无积极性。另一方面随着天然气发电新投产机组的增加，替代的年计划电量会大量增加，这将进一步挤占燃煤机组的利益空间，在外来电不断增加，以及电力供大于求的情况下，燃机利用小时数低的矛盾将会进一步突显。随着更多在建项目的陆续投产，电网公司承受电价收购压力将逐渐加大并趋向极限，到时必将进一步控制天然气机组运行时间，可以预见未来燃机机组的经营困难将继续加大。
　　（4）受发电调度和气量配给“双重调度”影响，电厂运行协调难度较大
　　天然气电厂处于天然气管网和电网两者之间的中间环节，电厂的发电调度权在电网公司，而气量的配给权在天然气管网公司，在有限的发电计划执行过程中经常出现“有电无气”或是“有气无电”的情况。随着管网覆盖率的提高，民用气及工业用气比例将逐年增加，气电峰谷矛盾将进一步凸显，而通过电厂自身进行电网和气网两者的跨行业协调，难度较大。此外，由于天然气供应和发电计划不一致导致的天然气机组启停次数不断增加，使得燃机连续运行时间减少，导致机组的运行状况趋于恶化，检修周期被迫缩短，维修费用大幅增加。由于现有机组主要来自进口，一直存在价格和服务成本“双高”的问题，尤其在整机检修方面，严重依赖原厂家。以某天然气电厂为例，依托制造厂家服务协议模式管理机组设备，全厂两台GE公司生产的300MW天然气发电机组，投运3年来仅检修和维护就花费了
3.8亿元，费用超过总投资的13%。
　　三、对策建议
　　天然气发电由于高效环保的优势，对于浙江省清洁能源示范省创建及“两美浙江”建设具有重要意义。如何维持天然气发电行业的健康发展，须进一步出台相关政策，明确天然气发电的定位，建立合理的气价和电价政策，在此基础上加快天然气的国产化进程，降低投资维护成本。
　　1、明确天然气发电定位
　　当前各部门对于发展天然气发电尚存在较大分歧，天然气机组在电力发展中没有起到应有的作用。一是对天然气发电的特殊性，国家相关部门和电网企业应该联合出台相关政策，明确天然气机组在能源供应体系中的定位。二是电网调度中心除了按照经济调度原则确保电力电量平衡外，还可考虑按照节能、低碳发电调度原则进行电量调度，从而提高天然气发电的优先级。此外，随着我国可再生能源的快速发展以及大量可再生能源装机接入电网，电力系统峰谷差异将进一步增大，对于电网调峰的要求也越来越高，天然气发电机组由于具有快速启停特性，对于电网的稳定运行将发挥不可或缺的重要调峰作用。
　　2、建立合理的气价机制
　　从本质上说，真正影响天然气发电的不是气价高低，而是天然气与其他能源的比价关系是否合理。我国现行能源价格体制下，推动整体能源价格体系改革尚需较长一段时间。因此，在现阶段，可首先考虑制定强制性环境政策，推行差别化气价政策，充分体现天然气发电的社会效益和节能减排效益，从而在一定程度上缓解天然气电厂高气价压力，未来逐步理顺与其他能源品种之间的价格关系。
　　3、建立合理的电价机制
　　电价是制约天然气发电的重要因素之一，我国目前的竞价上网机制中，尚未考虑调峰等辅助功能以及环保价值等因素，需建立能够体现能效和社会效益的差别化电价政策。一方面可采用调峰电价或是两部制电价机制，另一方面为体现天然气发电的环保效益，可将环保成本货币化，计入天然气发电的上网电价。同时建立天然气价格和电价联动机制，建立适时有效的成本传导机制。此外，随着电力市场化改革的推进，可通过建立电力交易平台，允许天然气电厂与电力用户直接签订交易合同，自主协商确定电量和电价。
　　4、加快推进核心设备国产化
　　目前我国尚未完全掌握天然气发电核心技术，国内制造企业虽然能够制造、组装发电机组，但在整机设计、热部件材料制造以及冷却和隔热涂层等关键技术方面还未实现实质性突破，燃烧器、透平叶片等热部件仍完全依靠进口。而在整机检修方面，也严重依赖原厂家。以上因素直接影响投资和维护成本，并最终影响了燃机发电在电力市场中的竞争力。因此，需加大扶持力度，鼓励天然气发电核心技术的研发和国产化进程，降低燃机电厂的投资和运营费用。
　　四、结语
　　天然气发电具有清洁高效等优点，随着我国尤其是东部沿海地区对要求的日益提高，其发电前景被广泛看好，但能否持续健康发展关键还在于电价是否具备市场竞争力。天然气发电是一个系统工程，需要整体协调，各个环节相互配合，才能从根本上降低发电成本，促进行业健康发展。
　　更多相关天然气发电行业分析信息请查阅中国报告大厅发布的《》。
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