山东泰安储气库先导试验地面工程EPC总承包 山东泰安储气库先导试验地面工程EPC总承包招标公告招标编号：XY25-Z401-ZB-GC3261.招标条件该项目山东泰安储气库先导试验工程已由中国石油天然气股份有限公司油气和新能源分公司以油气新能源[2025]319号文批准建设，项目业主为中国石油集团储气库有限公司，建设资金来自企业自筹，出资比例为100%，本次招标项目为山东泰安储气库先导试验地面工程EPC总承包，招标人为中国石油集团储气库有限公司。项目已具备招标条件，现对该项目的EPC总承包进行公开招标。2.项目概况与招标范围2.1建设地点：山东省泰安市肥城市境内。2.2建设规模及主要建设内容2.2.1建设规模山东泰安储气库是由中国石油集团储气库有限公司采用控股的方式利用肥城市盐穴资源，建设的天然气储气库项目，该储气库位于山东省泰安市肥城市边院镇，其功能定位为季节调峰型储气库兼顾应急采气，其目标市场主要集中在山东省及环渤海地区。山东泰安储气库一期工程建成投产后将形成3.0亿立方米工作气量，其中先导试验项目预计可形成库容6083万立方米，工作气量3480万立方米。为实现先导试验库容及工作气量目标，本试验项目主要建设内容为实施老井封堵2口、新井钻井2口；地面系统建设一座集注站主要有1250千瓦电驱往复式压缩机组一台、三甘醇脱水装置一套，两座井场，建有站场与井场联络线、自控、通信、消防等系统配套辅助设施。泰安集注站设进出站阀组单元、分离单元、增压单元、脱水单元和外输阀组单元等，具有计量、分离、增压、脱水和清管等功能。天然气增压采用1台往复式压缩机，驱动方式为电驱、冷却方式为空气冷却，注气规模为60×104m3/d，注气工况操作范围为50%～110%。脱水采用三甘醇脱水工艺，集注站新建100×104m3/d三甘醇脱水装置1套，操作范围为30%～110%。注采管线总长度约2.1km，管线规格Φ168×13-L360N，采用注采同管方案，设计压力20MPa，选用材质为L360NPSL2无缝钢管。排卤管道长度约150m，管道规格Φ219.1mm×9mm，设计压力6.3MPa，选用材质为20#无缝钢管。泰安集注站至冀宁线肥城分输站双向输气管道为注采双向输送。管道总长度约8.322km，管线规格Φ457mm×8.8/11mm，设计压力10.0MPa，选用材质为L450MPSL2直缝埋弧焊钢管。2.2.2主要建设内容（1）新建集注站1座，设计采气规模100万立方米/天、注气规模60万立方米/天。主要装置包括：60万方/天、1250千瓦电驱往复式压缩机1台，100万立方米/天三甘醇脱水装置1套及配套设施；（2）新建注采井场和排卤井场各1座，注采管道2.1千米，排卤管道0.15千米；（3）新建集注站至冀宁线肥城分输站双向输气送管道1条，设计输量100万立方米/天，管径DN450、长度8.322千米，设计压力10兆帕；（4）新建自控、通信、供配电、给排水和消防、道路等系统配套工程。2.3计划工期：暂定开工日期为2025年10月15日，具体开工时间以发包人或监理单位发出的开工令时间为准。项目计划中交日期时间暂定为2026年3月31日，具体时间以发包人或监理单位发出的要求时间为准。2.4标段划分：本招标项目划分为1个标段。2.5招标范围本次EPC招标包括上述主要建设内容的施工图设计、采购、施工、安装、调试、投产手续办理、预验收和投产延后、试运行和配合组织专项验收等工作。具体如下：2.5.1设计范围依据发包人批复的初步设计开展施工图设计工作，包括：（1）集输系统注采井场1座（TAK1井场），井场注采气管线（含远传压力监测、温度监测、流量监测和开关阀等）；排卤井场1座（TAKY1井场），井场排卤管线（含远传压力监测、和流量监测等）。天然气注采管线总长度为2.1km，管线规格Φ168×13-L360N，采用注采同管方案，设计压力20MPa，选用材质为L360NPSL2无缝钢管。排卤管道长度为150m，管道规格Φ219×9，设计压力6.4MPa，选用材质为20#无缝钢管。（2）泰安集注站采用一级布站方案，建设集注站1座，具有分离、增压、脱水和清管等功能。泰安集注站设进出站阀组模块、分离模块、压缩机模块、三甘醇脱水模块和外输阀组模块等，具有计量、分离、增压、脱水和清管等功能。天然气增压采用往复式压缩机，驱动方式为电驱、冷却方式为空气冷却。站内设置1台压缩机，注气规模为60×104m3/d，单台电机功率1250kW，注气工况操作范围为50%～110%。脱水采用三甘醇脱水工艺，集注站新建100×104m3/d三甘醇脱水装置1套，操作范围为30%～110%。（3）双向输气管道肥城分输站至集注站输气管道为注采双向输送。管道总长度8.322km，管线规格D457×8.8/11mm，设计压力10.0MPa，选用材质为L450MPSL2直缝埋弧焊钢管。（4）公用工程和辅助工程公用工程和辅助工程主要包括自控系统、供配电系统、给排水及消防系统和通信系统等。①自控系统及调控方案自控系统采用监控与数据采集系统（SCADA），由集注站控制室监控系统、井场RTU、双向输气管道泄漏报警系统及数据传输网络等构成。集注站控制室控制系统作为整个储气库的管控中心，采用以计算机为核心的监控和数据采集（SCADA）系统。该系统将达到在控制室完成对全库区进行监控、调度、管理的自动化水平。采用SCADA系统操作方式实现储气库井场、集注站生产管理的智能化。SCADA系统采用二级控制管理结构：集注站控制级-现场就地控制级。②通信系统本工程通信专业设计为配合集注站、注采井、排卤井及双向输气管道的建设，配套设计数据传输系统、视频监控系统、扩音对讲系统、周界入侵报警系统、市话及互联网综合布线系统；同时与新建管道同沟敷设GYTA53-16B1.3管道缆（硅芯管）1条，用于双向输气管道数据通信。③供配电系统本工程总负荷约1596.78kW，主要为三级负荷。新建10kV供电线路1回，引自附近“35kV边院变”的10kV出线“鲁银线”。集注站供电线路的长度约0.79km，排卤井供电线路总长度约0.08km，注采井供电线路总长度约0.12km。集注站：集注站新建10kV配电所1座，包括10kV高压开关室、高压控制室，新建低压配电室1座。控保屏及后台监控系统、直流屏（65Ah）统一放置在高压控制室内。高压开关室内新建10kV进线柜进线柜1面，计量柜1面，PT柜1面，变压器出线柜1面，电机出线柜1面。为新建1台天然气压缩机10kV/1250kW，配置高压变频启动，新建高压变频柜1面，放置在高压变频间内。集注站低压配电室内新建10/0.4kV变电站1座，为集注站供电，低压总负荷为572.46kW，在低压配电室内新建800kVA干式变压器1台。低压配电采用放射式，低压设备电源电缆从配电室通过电缆桥架引入场区内各配电点，对于电伴热、电动阀等功率较小且分散的设备，采用就近新建配电箱配电。站外井场：注采井、排卤井分别在井场附近新建电控一体化（集成）装置1套，橇内设置干式变、低压配电柜、RTU和通信交换机等设备。注采井变压器容量为30kVA，排卤井变压器容量为63kVA。④给排水系统先导试验集注站内没有人居住，用水主要有生活生产用水及消防补水，本次新建供清水管道1条，就近接自已建边东供水干线，已建干线管材为聚乙烯塑料管，管径DN150，供水压力0.15~0.2MPa，管顶埋深1.0m。新建管道采用PE塑料给水管，管径为DN125，设计压力为1.0MPa，管顶埋深1.0m，全长1.7km，水质、水量、水压均能满足站内用水需求。接水方案可根据现场条件具体调整。⑤消防系统先导试验集注站采用临时高压消防水系统，设400m3消防水罐1座、罐间阀室1座、消防泵房1座。消防泵房内设1套消防给水稳压装置，以保证消防管网的压力，同时设两台消防泵（1台电机驱动，1台柴油机驱动）保证火灾时消防用水量及水压要求。消防水罐的补水由站外清水管道供给，场区设环状消防管网和室外地上式消火栓。附近设有肥城市消防救援大队，属于二级消防站，可供消防依托。特别强调：设计工程交接界面（1）双向输气管道：根据与国家管网公司的初步结合，双向输气管道与国家管网肥城分输站的交接点为围墙外2m处。国家管网肥城分输站改造工程量及投资由国家管网负责，不计入本工程。（2）供电系统：集注站、注采井、排卤井的分别就近T接边院变电所已建10kV专线“鲁银线”，线路T接杆及以后部分属于本工程内容。（3）通信系统：与运营商接口界面—运营商负责提供接入设备并进行安装及调试，界面位于配线交换机及110跳线架处。（4）钻采工程：与钻采工程的接口为采气树油嘴法兰处，井口紧急切断控制系统由钻采工程负责，油嘴由采气树自带；井口地面安全截断阀由地面工程负责。（5）卤水外输系统：地面工程为钻采工程配套排卤井场征地、进井场道路、井场围栏大门、排卤水（冲洗）管道、配电（配套配电橇）、（压力及流量）信号传输、视频监控外部依托条件。其中排卤水（冲洗）管道从排卤井场内1m处新建，接口预留阀门及法兰短管1处，地面工程与钻采工程的工程界面在排卤井场内1m处。（6）注采气系统：集注站、单井集输管道及注采井井场所有施工及配套辅助设施，此系统应无缝衔接。2.5.2采购范围本项目压缩机组、火炬、D457及D168管材(含管材防腐)甲供，其余物资均由投标人负责。投标人负责项目除甲供以外所有设备、材料的采购、催交、运输、验收、仓储保管、安装、调试及售后服务等工作。投标人须按照中国石油集团公司相关制度开展物资采购工作。主要设备、材料工程量表见下表：主要设备、材料工程量表序号物资名称物资描述单位数量一泰安集注站1三甘醇脱水装置100万立方米/天套12模块移动式防冻剂加注橇、清管收发球筒橇、旋流分离器橇、过滤分离器橇、空压机橇批13空压机台4消防水罐400m3套15消防水泵电动、柴油泵台26消防稳压装置稳压罐、稳压泵套17分离器批18非标设备批19无缝钢管批110管件、法兰、紧固件批111阀门批112超声波流量计套113调节阀批114仪表变送器、压力表、温度计等批15DCS、SIS、GDS、FGS系统套116配电柜高、低压配电柜套117电缆电力电缆、控制电缆、通讯电缆批118防腐、保温材料油漆、保温管壳、铝皮等批1二单井站（一）线路注采井、排卤井1无缝钢管Φ219.1mm×9mm20#Km0.15三配套工程2.5.3施工范围完成本项目设计范围内的全部施工任务及手续办理工作，具体包括但不限于：（1）双向输气管道、井场注采管道的临时征地及安装施工；集注站的建设工程，涵盖临时征地、土建施工、工艺管线及设备安装、管道与设备防腐施工、保温施工、电气仪表及自动化控制系统（电信仪）安装等。（2）组织办理项目所涉的全部报批、许可等行政手续，包括但不限于施工中各种地方规划、消防、防雷防静电等报建，以及投产前各项手续验收，业主配合提供手续资料。（3）组织实施单机调试、系统的联动调试，并按要求配合业主方进行后续的投料试车、开车指导服务、项目性能考核测试以及最终的竣工验收工作，包括提供必要的支持与完成相关验收资料的整理归档。2.6最高投标限价：7400万元（不含税）。2.7本项目采用资格后审。3.投标人资格要求3.1投标人须为在中华人民共和国境内注册的法人或其他组织，具有承担民事责任的能力。应为从事建筑活动的建筑施工企业或设计单位（或其分支机构）。3.2资质要求：投标人必须在中国石油天然气集团有限公司工程建设承包商资源库中状态正常，且投标人在承包商资源库中载明的资质类别和等级与本项目资质要求一致（a.投标人需在投标文件中提供在中国石油工程建设管理平台，承包人状态查询中企业状态为正常的截图；b.投标人在承包商资源库中状态以评标委员会评标时在中国石油天然气股份有限公司工程建设承包商资源库查询结果为准）。查询网址(http://125.32.26.40:8300)。3.2.1建筑施工企业投标3.2.1.1具有石油化工工程施工总承包特级资质，或满足《关于印发〈施工总承包企业特级资质标准〉的通知》（建市[2010]210号）及相关补充规定的资质；或具有石油化工工程施工总承包一级资质。3.2.1.2具有许可范围为建筑施工的安全生产许可证。3.2.1.3具有压力管道安装许可项目长输管道（GA1）和工业管道（GC1）级中华人民共和国特种设备生产许可证，过渡期应符合《市场监管总局办公厅关于特种设备行政许可有关事项的实施意见》（市监特设〔2022〕17号）文件的规定。3.2.2设计单位投标3.2.2.1具有工程设计综合甲级资质，且满足《工程设计资质标准》中与该工程项目对应的设计类型对人员配置的要求；或石油天然气（海洋石油）行业工程设计甲级及以上资质；或气田地面工程专业工程设计甲级及以上资质。3.2.2.2具有压力管道设计许可项目长输管道（GA1）和工业管道（GC1）级中华人民共和国特种设备生产许可证，过渡期应符合《市场监管总局办公厅关于特种设备行政许可有关事项的实施意见》（市监特设〔2022〕17号）文件的规定。3.3财务要求：投标人需提供近三年（2022-2024年）经审计的财务报告或投标人公司财务部门出具的盖公章版合法有效的财务报告（至少含资产负债表、现金流量表、利润表）；成立日期晚于2022年1月1日的以成立年起计算。投标人近年（2022年1月1日至今）不存在资不抵债情形，未被责令停产停业、暂扣或者吊销许可证、暂扣或者吊销执照；未进入清算程序，或被宣告破产，或其他丧失履约能力的情形。凡隐瞒上述情况的企业，一经发现立即取消其投标、中标资格。3.4业绩要求：2019年1月1日至投标截止时间至少具有1项不低于5000万元（项目投资规模）的天然气田（含储气库）地面工程设计施工总承包或设计或施工总承包业绩。证明资料：（1）设计业绩应提供工程设计合同主要页；建设单位出具的证明文件，或工程交工证明文件，或工程完工证明文件，或试运行证明文件，或工程竣工验收文件。时间以证明文件、工程竣工、移交、试运行等时间为准。不按照本要求提供的业绩不予认定。（2）设计施工总承包、施工总承包业绩应提供合同主要页；工程竣工（交工）验收文件，或政府有关部门出具的工程质量鉴定书复印件，需包含参与验收的单位及人员、验收的内容、验收的结论、验收的时间。时间以工程竣工（交工）验收文件签署时间，或政府有关部门出具的工程质量鉴定书上记载的时间为准。不按照本要求提供的业绩不予认定。（3）联合体业绩须以牵头人为准。3.5信誉要求：3.5.1投标人未被“国家企业信用信息公示系统”网站（***.*****.***）列入严重违法失信企业名单。3.5.2投标人、法定代表人或者负责人未被人民法院在“信用中国”网站（***.*****.***）列入失信被执行人。3.5.3投标人、法定代表人或者负责人、拟委任的项目经理2022年1月1日至投标截止时间在“中国裁判文书网”（***.*****.***）查询无行贿犯罪记录（以判决生效日为准）。3.5.4投标人、拟委任的项目经理、拟委任的设计负责人、拟委任的施工负责人未被“全国建筑市场监管公共服务平台”网站（***.*****.***/asite/jsbpp/index）列入黑名单，或虽然被“全国建筑市场监管公共服务平台”网站（***.*****.***/asite/jsbpp/index）列入黑名单但移除黑名单日期在投标截止时间之前的。3.5.5开标当日未被中国石油招标投标网暂停或取消投标资格，未被纳入集团公司“三商”黑名单。3.6项目经理要求:3.6.1建筑施工企业投标3.6.1.1具有机电工程专业一级注册建造师资格（以注册证书为准）；或具有注册化工工程师执业资格（以注册证书为准）；或具有工程序列石油化工相关专业高级职称。3.6.1.2注册建造师应具有安全生产考核合格证书（B类）。3.6.1.32019年1月1日至投标截止时间至少具有1项不低于5000万元（项目投资规模）的天然气田（含储气库）地面工程设计施工总承包或设计或施工总承包的项目经理业绩。（按照第3.4条业绩证明资料标准执行，须体现项目经理名字，否则还需提供业主证明文件。）3.6.2设计单位投标3.6.2.1具有注册化工工程师执业资格（以注册证书为准）；或具有机电工程专业一级注册建造师资格（以注册证书为准）；或具有工程序列石油化工相关专业高级职称。3.6.2.22019年1月1日至投标截止时间至少具有1项不低于5000万元（项目投资规模）的天然气田（含储气库）地面工程设计施工总承包或设计或施工总承包的项目经理业绩。（按照第3.4条业绩证明资料标准执行，须体现项目经理名字，否则还需提供业主证明文件。）3.7设计负责人要求:3.7.1设计单位投标3.7.1.1具有注册化工工程师或注册公用设备工程师等设计类执业资格（以注册证书为准）。3.7.1.22019年1月1日至投标截止时间至少具有1项不低于5000万元（项目投资规模）的天然气田（含储气库）地面工程设计施工总承包设计负责人业绩或工程设计负责人业绩。（按照第3.4条业绩证明资料标准执行，须体现设计负责人名字，否则还需提供业主证明文件。）3.7.2建筑施工企业投标应承诺设计分包商的设计负责人符合3.7.1要求。3.8施工负责人要求:3.8.1建筑施工企业投标3.8.1.1具有机电工程专业一级注册建造师资格（以注册证书为准）。3.8.1.2具有安全生产考核合格证书（B类）。3.8.1.32019年1月1日至投标截止时间至少具有1项不低于5000万元（项目投资规模）的天然气田（含储气库）地面工程设计施工总承包施工负责人或施工总承包项目经理业绩。（按照第3.4条业绩证明资料标准执行，须体现施工负责人名字，否则还需提供业主证明文件。）3.8.2设计单位投标应承诺施工分包商的施工负责人（即分包商的项目经理）满足3.8.1要求。3.9机械设备要求:满足项目建设需要。（提供承诺书）3.10项目管理机构及人员要求:3.10.1建筑施工企业投标3.10.1.1项目经理、技术负责人、施工负责人、质量管理负责人、安全管理负责人与投标人签订劳动合同且建立劳动工资和社会养老保险关系。3.10.1.2配备符合项目安全管理需要数量的专职安全生产管理人员，专职安全生产管理人员应具备安全生产考核合格证书（C类）。（满足《建筑施工企业安全生产管理机构设置及专职安全生产管理人员配备办法》要求）3.10.1.3承诺设计分包商的设计负责人与设计分包商签订劳动合同且建立劳动工资和社会养老保险关系。3.10.1.4技术负责人、质量管理负责人、安全管理负责人要求：技术负责人具有工程序列石油化工相关专业高级职称。质量管理负责人具有工程序列石油化工相关专业中级及以上职称。安全管理负责人具有工程序列石油化工相关专业中级及以上职称。3.10.2设计单位投标3.10.2.1项目经理、技术负责人、设计负责人、质量管理负责人、安全管理负责人与投标人签订劳动合同且建立劳动工资和社会养老保险关系。3.10.2.2承诺施工分包商的施工负责人（即分包商的项目经理）与施工分包商签订劳动合同且建立劳动工资和社会养老保险关系。3.10.2.3承诺施工分包商配备符合项目安全管理需要数量的专职安全生产管理人员，专职安全生产管理人员应具备安全生产考核合格证书（C类）。（满足《建筑施工企业安全生产管理机构设置及专职安全生产管理人员配备办法》要求）3.10.2.4技术负责人、质量管理负责人、安全管理负责人要求：技术负责人具有工程序列石油化工相关专业高级职称。质量管理负责人具有工程序列石油化工相关专业中级及以上职称。安全管理负责人具有工程序列石油化工相关专业中级及以上职称。3.11投标人建立QHSE管理体系并有效运行。3.12联合体要求:接受联合体投标，联合体成员数量应小于等于2，且满足下列要求：（1）联合体各方应当满足承担承担本项目的对应资质要求。（2）联合体各方应当签订联合体协议书，明确约定各方拟承担的工作和责任，并将联合体协议书连同投标文件一并提交招标人。（3）联合体应明确牵头方，联合体牵头方代表联合体各方成员负责投标和合同实施阶段的主办、协调工作，但联合体其他成员在投标、签约与履行合同过程中，仍负有连带责任和各自的法律责任。（4）联合体中标的，联合体各方就中标项目向招标人承担连带责任。（5）组成联合体进行投标的设计或施工单位不得再以自己的名义单独参与同一标段的投标，也不得组成新的联合体参与同一标段的投标。（6）联合体各方应分别在人员、设备、资金等方面具有承担本项目联合体协议书分工职责范围内的履约能力。3.13其他要求:3.13.1项目经理、施工负责人、技术负责人、质量管理负责人、安全管理负责人在项目实施期间不得有在建项目。3.13.2投标人2022年1月1日至投标截止时间未发生重大及以上质量事故，未发生重大及以上生产安全事故，未发生重大及以上突发环境事件。3.13.3投标人承诺所有设备及材料采购严格遵循中国石油天然气集团有限公司相关规定，特别是一级物资采购。3.13.4本项目的项目经理与设计负责人或施工负责人可为同一人。3.13.5人员与投标人签订劳动合同且建立劳动工资和社会养老保险关系，指的是投标人应在提供劳动合同主要页和投标截止日前连续6个月缴纳社会保险的证明。4.招标文件的获取4.1凡有意参加投标者，请于2025年9月16日至2025年9月22日24时（北京时间，下同），登录中国石油电子招标投标平台下载电子招标文件。4.2此次招标项目为全流程网上操作，投标人需登录中国石油电子招标投标交易平台（网址：***.*****.***/bidder/ebid/base/login.html）在线报名。（如未在中国石油电子招标投标交易平台上注册过的潜在投标人需要先注册并通过平台审核，审核通过后登录平台在“可报名项目”中可找到本项目并完成在线报名，具体操作请参考中国石油招标投标网首页操作指南中“投标人用户手册”相关章节，有关注册、报名等交易平台的操作问题请咨询技术支持团队相关人员，咨询电话:4008800114）特别提示：投标人报名成功后必须及时办理并获取用于制作、投标所需的“中国石油招投标优蓝U-key”。（具体操作请参考中国石油招标投标网首页操作指南《关于招标平台U-KEY办理和信息注册维护通知》）4.3办理本项目标书费缴纳事宜，潜在投标人在购买招标文件时，应确认投标人名称、地址、联系人、联系人电话、联系人邮箱及邮编等基本信息准确无误，招投标全流程信息发布和联络以此为准。招标过程中因联络方式有误导致的一切后果由投标人自行承担。招标文件售价为¥200.00元，请有意参加投标的潜在投标人确认自身资格条件是否满足要求，售后不退，责任自负。本次招标文件采取线上发售的方式。潜在投标人在规定时间内完成投标报名工作（在线报名和自助购买文件）后，可在中国石油电子招标投标交易平台下载招标文件。购买招标文件凡支付成功的，即视为招标文件已经售出，文件一经售出概不退款。只有完成报名并购买招标文件后，方可视为具有投标资格。4.4购买招标文件的发票将以普通增值税发票电子发票形式开具，开票信息默认为“中国石油电子招标投标交易平台”初始录入基本信息（投标人名称、通信地址、联系人、联系方式及开票信息等），若以上信息有误，请于开标前确保在平台中修改为正确信息，因信息填写有误导致的一切后果由投标人自行承担，招标机构将于项目开标后三十个工作日内完成发票开具。4.5发票获取形式：电子发票默认发送至投标人在“中国石油电子招标投标交易平台”预留的邮箱。发票咨询电话见招标公告-7.联系方式-招标机构信息一栏。5.投标文件的递交5.1投标文件递交的截止时间（投标截止时间及开标时间，下同）为2025年10月11日8时30分，投标人应在截止时间前通过中国石油电子招标投标平台递交电子投标文件。5.2逾期上传的投标文件，电子招标投标平台将予以拒收。5.3投标申请人在提交投标文件时，应提交不少于人民币贰拾陆万元整的投标保证金，投标保证金递交方式：通过“中国石油电子招标投标平台”递交。投标人登录平台，进入所投项目主控台，选择“递交投标保证金”，将项目或标段所需投标保证金从电子钱包分配至所投项目或标段。具体操作参见《招标公告附件投标保证金及代理服务费缴费方式》（为避免受网速及网站技术支持工作时间的影响，建议于投标截止时间前24小时完成网上投标保证金的递交。投标截止后未完成递交的，是投标人自己承担的风险。）6.发布公告的媒介本次招标公告同时在中国招标投标公共服务平台（***.*****.***）和中国石油招标投标网（***.*****.***）发布。7.联系方式招标人：中国石油集团储气库有限公司招标机构：北京兴油工程项目管理有限公司地址：北京市昌平区黄河北街1号院3号楼4层401室地址：北京市海淀区志新西路8号邮编：邮编：100081联系人：刘工联系人：杨工电话：0511-83388066电话：010-62396525电子邮件：电子邮件：306414658@qq.com工作时间：法定工作日8：00-11：30；13：30-17：002025年9月16日附件：一、投标保证金递交方式：投标人从企业基本账户（以在中国石油招标投标交易平台注册时填写的基本账户为准）将所需投标保证金转至该平台投标保证金指定账户，账户信息如下：账户名称：昆仑银行电子招投标保证金银行账号：26902100171850000010银行行号：313265010019开户行：昆仑银行股份有限公司大庆分行转账成功后，中国石油招标投标交易平台自动存入投标人平台电子钱包。投标人登录平台，进入所投项目主控台，选择“递交投标保证金”，将项目或标段所需投标保证金从电子钱包分配至所投项目或标段。平台规定：投标人必须将投标保证金分配至所投项目或标段，方可认定投标保证金缴纳成功。投标保证金退还：评标结果确定，同时中标候选人已领取中标通知书后，未被列为中标候选人的投标人由招标实施部门将其保证金解冻，并退回投标人在昆仑银行设立的账户（钱包）中，中标候选人需待支付招标代理服务费、中标合同签订后方可退款。二、招标代理服务费缴纳方式：中标人通过企业账户（不接受个人名义）以电汇形式向招标代理机构缴纳招标代理服务费。账户信息如下：开户名称：北京兴油工程项目管理有限公司开户行：中国工商银行股份有限公司北京石油大厦支行账号：0200022429100001639中标人必须在银行电汇凭证上明确以下信息：（1）款项用途：代理服务费；（2）标注招标文件编号和标段（如果有）。否则视同无效。例如“XY25-Z401-ZB-GC326招标代理费”