关于锡林郭勒盟特高压外送新能源三期40万千瓦项目Ⅱ标段光伏区交流侧容量8万千瓦光伏发电EPC工程(不包含桩基设计、采购、施工)招标公告

二、项目概况和招标范围
规模：锡林郭勒盟特高压外送新能源三期40万千瓦项目招标共分为七个标：I标段为32万千瓦风电EPC工程；II标段为光伏区交流侧容量8万千瓦光伏发电EPC工程(不包含桩基设计、采购、施工)和光伏区交流侧容量8万千瓦光伏发电桩基EPC工程；III标段为220kV升压站及500kV升压站扩建EPC工程；IV标段为储能EPC工程，设备标为：风力发电机组（含塔筒）、光伏组件。服务标为:工程监理。本次招标为II标段光伏区交流侧容量8万千瓦光伏发电EPC工程(不包含桩基设计、采购、施工)。招标范围不含光伏组件设备采购；不含桩基工程（包括试桩、桩基检测）的设计、材料、施工等；不含微观选址、地质详勘及初步设计工作；不含建筑工程检测试验。本次招标选用620Wp（N型）及以上高效单晶双面组件，安装容量96.72MW，配置组串式逆变器，采用固定支架的安装方式。由投标方依据招标方的基本要求进行工程方案设计。投标方的光伏组阵布置应在招标方提供的红线范围内，不能越界。具体工程范围包括（包括但不仅限于）：工程设计，设备及材料采购（除光伏组件、桩基工程EPC设备材料）、设备监造（含光伏组件）、设备验收、运输、储存、建筑、安装、并网、验收及其手续，设备厂家培训、试验、检验、调试、试运行、竣工验收，设备资料及竣工资料等组卷及移交，备品备件、工器具、材料移交，消缺、应急预案编制、应急能力评估；环保、水保三同时方案的编制、实施；配合环保、水保监理、监测和验收；配合消防验收备案；遗留问题等处理和最终全容量交付生产等所有工作，以及档案等各专项验收。
（1）设计工作：负责收集施工图设计所需要的相关标准、信息，按照光伏项目设计要求（光伏组件由招标方单独采购，设计、实施时根据招标方光伏组件招标结果确认），完成该项目光伏发电系统、逆变器、箱变、支架、光伏场区交通、集电线路、通信系统及监控系统等光伏发电工程的全部勘察、设计工作。设计工作必须满足京能锡林郭勒盟特高压外送新能源8万千瓦光伏项目的容量需求，在环保、节能、功能等各方面确保合法合规。出具招标用技术规范书，设备厂家招定后，与厂家签订技术协议。负责承担工程范围内的总平面布置图、施工图设计、竣工图编制、消防设计、防雷设计、节能设计、水土保持及环境保护施工设计、防洪设计、科技专篇等；负责设计优化比选、设计审查（含政府相关部门及电网公司审查）、设计交底、技术服务。以上工作的全部费用由承包人承担。总承包负责设计图到政府相关部门审图并承担费用。

（2）土建工程：包括但不限于设备基础、35kV集电线路敷设、场区平整、场区道路等施工。包括光伏区整体截排水沟工程、厂区围栏等。附属基础构筑物施工涉及基础、架构、沟道、护坡等全部施工内容，以及为完成项目建设所涉及到其他土建工程。工程设备、材料等需检测、检验及试验所有项目（包括具有资质第三方基础沉降观测）由投标方负责并承担相关费用。（其中建筑工程检测试验由招标方单独招标并承担费用）
（3）安装工程：包含但不限于光伏阵列区的组件安装、支架安装、箱变和逆变器安装、防雷及接地系统、电气一次(含交直流电缆敷设)、电气二次（含继电保护）、通信系统、监控系统、集电线路敷设等。光伏专用电缆采用H1Z2Z2-DC1500V铜芯电缆，逆变器到箱变的电缆采用ZRC-YJLHY23-1.8/3kV铝合金电缆，35kV交流电缆采用ZRC-YJLHY23-26/35kV铝合金电缆。包含全部调试：全站设备的单体试验、单体调试、系统调试、联合调试、定值计算、启动试运，性能试验，质量检验及电力并网验收、等保测评及向电网调度机构提供光伏部件及电站模型、参数、特性和控制特性资料、电力系统并网验收及并网后所有性能检测工作（检测工作需委托具有相应资质且双方认可的第三方检测机构进行）、运行特性检测等各项工作。包含全部服务：设备监造（含光伏组件）、工程检查及试验、组件隐裂及性能检验、电气试验、安装检测、承包方提供材料第三方质量检验、工程保险、工程验收、售后服务、人员培训、质量缺陷修补和质保期等服务，以及备品备件、专用工具、消耗品以及相关技术资料的提供。工程设备、材料等需检测检验及试验的所有项目由投标方负责并承担相关费用。

光伏组件到达现场后，由投标方负责组织相关方对组件进行按批次抽检（3块/10MW），按国家、行业最新规范检验指标，送至双方认可的第三方实验室（TUV 北德、SGS、TUV 南德、德凯、中国质量认证中心）检测，费用由投标方承担。（4）采购工作：包含但不限于光伏阵列区逆变器、箱变、通讯箱、检修箱、光伏支架、电缆桥架、光伏电缆、高低压电缆、防雷及接地、电气一次、电气二次、高压集电线等所有设备设施及材料。包含但不限于光伏场区监控系统、场区视频监控设备、交换机柜、环网自愈交换机等设备设施及材料。施工临时用电电源需从附近农网10kv引接，并承担相关费用。包含满足设备安全运行必要的工器具和备品备件等。包含但不限于设备的供货、运输、卸车、保管、倒运、组件检测（含到货拆包检测、组件安装完毕验收检测、移交生产验收检测）、投标方提供材料必须送第三方检验（含组件、电缆、支架、构件、接地材料、建筑防火材料、混凝土等）、设备设施试验、验收等。包含组件的安装、接线、调试及相关安装材料及耗材。（备注：招标方提供的光伏组件进场后，投标方负责接卸、验收、检验、检测、保管、倒运、安装、调试等）。投标方提供发电场工程设备、材料包括箱变、逆变器、电力电缆、电缆终端（中间）接头、光缆等（除发包人供货之外的其他所有设备、材料），投标方采购前需要将技术规范书报送招标方审核同意后再进行采购。投标方在2024年11月30日前，将光伏支架、电缆（光缆）、箱变、逆变器等主要设备、材料的采购订货合同扫描件或复印件以文件形式正式报送监理人和招标方，2025年3月30日前，投标方采购的光伏支架、电缆（光缆）、箱变、逆变器等关键设备、材料需全部到场，每延迟一天，考核人民币10万元，考核金额不超过合同价款的10%。
（5）全过程验收文件办理：投标方负责应急预案编制、应急能力评估；环保、水保三同时方案的编制、实施；配合环保、水保监理、监测和验收；并网合规性文件、各阶段电力建设质量监督、消防验收备案的配合、竣工验收等。投标方负责图纸到盟、旗审图中心审图，并承担相关费用。办理建设期和并网合规性文件及验收等所发生的协调费、工作费、会议费、专家费等由投标方承担，包含在合同总价中。
6）标段界限划分1）建筑分界：光伏场区35kv集电线路至AQ5-1风机坐标点向前10米（向升压站方向）

的区段由投标方负责壕沟开挖、填砂、回填等工作，AQ5-1坐标点向后10米至升压站35kv柜区段的壕沟开挖、填砂、回填等由风电场标段负责。光伏组件阵列区管桩顶部采用预埋件布置，预埋件由桩基工程标段负责。
2）安装分界：光伏专用系统、专用设备、电缆、光缆等由投标方负责供货、施工、调试；涉及与升压站配合，可以兼容至升压站后台系统或后台屏柜（集控中心），由升压站标段供货，投标方配合施工、调试；涉及送至升压站电缆、光缆等，投标方负责电缆、光缆供货，并敷设至升压站柜内进行测试、试验、接线。投标方负责光伏35kv集电线路送至升压站35kv柜（35kv柜由升压站标段供货），并负责集电线路接线、测试、试验等工作。光伏监控系统必须接入升压站监控中心，并与升压站品牌一致，配合接入电力能管平台。
（7）其他方面1）施工临时租地、征地、青苗赔偿、补偿及协调等相关费用由投标方负责。临时征租地主要包括自身的生产和生活临建、设备存放、集电线路（直埋电缆）施工用临时道路、施工等机械行走超出检修道路以外的临时用地、弃土场用地等。投标方承担以上临时征用地的全部费用，包括临时征用地的地上、地下附着物补偿（青苗、养殖、迁坟、建构筑物安置补偿等）协调和补偿费用、植被恢复方案及植被恢复措施费用等。以及临时占地草地、林地恢复、草原污染、复耕等的税费、押金缴存等。植被恢复、土地复垦方案的实施及验收，并承担以上工作的相关费用。
2）项目整体的光伏电站工程直至验收通过，获得相关部门的最终批复文件。3）投标方应负责现场实施过程的环境保护，采取措施控制和处理现场的粉尘、废气、废水、固体废物、噪声等对环境和居民的污染和危害，并办理和承担相关手续及费用。
4）投标方的设计及施工方案需通过招标方及监理方的评审，评审依据为国家及行业标准、规范等，以及招标方的企业标准。
5）要求必须在现场设置办公室，并在现场办公；如需在现场设置生活临建，布置方案应经过招标方同意。现场任何工作都应满足国家环保要求，施工临时用房、用地由投标方自行解决。6）对可研及初设、施工图设计中的漏项和施工漏项部分招标方有权要求增补，投标方无条件执行；当设计方案不合理、不符合项目实际条件、不满足建设工期要求或者不满足当地能源、供电和其他相关部门要求时，投标方应无条件进行修改和完善。7）负责购买建设期工程保险。按照国家、行业和地方规定办理工程保险、工程竣工验

收及并网等相关手续。
8）投标方必须服从招标方聘请的工程监理方的监督管理，详细设计方案、施工组织总设计须满足招标方聘请的设计监理方的审核。
9）光伏项目应设置全覆盖光伏场区无死角视频监控，视频监控后台设计需和升压站配合设计，监控信号需送至升压站监控室，要求与升压站品牌、规格尺寸一致，最终由招标方确认。需将光伏集电线路、直流、UPS系统负荷提资给升压站设计，涉及保护、测量、通信、火灾报警等需和升压站配合设计。所有与升压站连接的光缆、通讯、监控等控制系统与升压站品牌、规格尺寸一致，确保系统完整，功能齐全。
10）光伏电站计算机监控系统监控信号等需送至升压站监控室。
11）光伏消防控制系统应能接入220KV升压站主控系统，要求与升压站品牌、规格尺寸一致，由招标方确认。
12）所有进入升压站的系统，设备采购及施工前，投标方需提供两套设计方案，由投标方组织设计评审并承担相关费用，招标方参加。
13）施工重要节点及过程需全程录像。配备灾害救援、急救药箱、水泵等应急物资，保障应急通讯（卫星电话、无人机等），承包人承担以上工作全部费用。
14）工程验收（组织安全设施、职业卫生、节能、档案等各项专项验收和工程竣工验收）、移交及质保期内的服务。负责工程质量监督检查验收工作，投标方承担验收的全部费用，如协调费用和专家服务费用、专家住宿费用、车辆费用、伙食费用等等。投标方负责工程的并网验收工作，投标方承担并网验收的全部费用，如并网协调费用、专家到场服务费用、车辆费用、住宿费用、伙食费用等。投标方负责并网手续办理及办理的相关费用。
15）沉降观测第三方须按国家、行业规范，定期向监理、投标方报送监测成果，沉降观测第三方的付款，需监理、投标方审核通过后，由招标方批准才能进行付款
16）投标方负责工程的防雷、消防、水保、环保、防洪、视频安防等施工。投标方负责项目生产准备期所有安装设备、器材的永久和临时标识牌、标识桩制作（由发包人提供标准）及安装。投标方承担工程的阻工、民事纠纷等相关费用。投标方应当按照招标方的现场施工标准化要求组织施工，如标准化项目管理临建设施、标准化安全文明施工策划。所有开挖区域必须全面覆盖密目网，洒水降尘，避免污染草原，并负责本标段范围内检修道路日常维护。
18）冬季施工、雨季施工等所有措施费已包含在各标段报价中。承包人应在订立合同前查勘施工现场，并根据工程规模及技术参数合理预见工程建设期间的冬雨季施工费、机械使用费、进度工期及进出施工现场的方式、手段、路径等。因承包人未合理预见所增加的费用和（或）延误的工期由承包人承担。

19）施工临时用水、用电、用汽、通讯、租地等各项临时工程及所有费用。光伏区域内临时电源，投标方须在开工后一个月内完成，如不能按期完成，招标方有权从投标方分项报价清单中切除该部分工程量，并双倍扣除该部分工程所需费用。招标范围详见技术规范书。
范围：本招标项目划分为1 个标段，
本次招标为其中的：II标段光伏区交流侧容量8万千瓦光伏发电EPC工程(不包含桩基设计、采购、施工)
三、投标人资格要求
（1）资质条件：投标人须为依法注册的独立法人或其他组织。具备有效的法人营业执照，具有独立承担民事责任能力，具有独立订立、履行合同的权利和具备增值税一般纳税人资格。投标人应具有电力工程施工总承包二级及以上资质或工程设计资质为电力行业（新能源发电）专业乙级及以上资质，同时施工单位应具有有效的安全生产许可证。
（2）业绩要求：自_2021_年1月1日至投标截止日期（以合同签订之日为准），应至少具有3项已投产的80MWp及以上容量的光伏EPC总承包业绩（应提供合同及对应的竣工验收证明文件，能体现竣工验收时间及合同范围内容等信息）。
（3）项目经理（建造师，下同）资格：投标人拟派项目经理应为机电工程专业一级注册建造师（应提供有效的建造师注册证书及《安全管理人员资格证》B证）。
注：一级建造师电子注册证书使用应按标准执行，持证人打印证书后应在个人签名处手写本人签名，注明日期，并确保签字日期在证书的使用有效期内。不符合上述标准的按证书无效认定。项目经理应至少具有1项80MWp及以上投产光伏项目EPC总承包项目经理业绩。人员业绩证明材料需要提供合同封面、首页、价款页、签章页，发电证明或项目验收、服务评价等相关证明材料，还需要有人员和项目的关联性证明文件。
本项目不接受联合体投标。
四、招标文件的获取
获取时间：2024年08月02日17时至2024年08月07日17时