2. 项目概况与招标范围
2.1 建设地点：河南省许昌市禹州市火龙镇、方岗镇。
2.2 建设规模： 17.58MWp，交流侧容量为 14.6MW。
2.3 计划工期：2023 年 09 月 20 日至 2023 年 12 月 31 日，103 日历天。（具体开工工 期以监理人发出的开工通知中载明的开工时间为准）。
2.4 招标范围：许昌龙岗分布式光伏项目光伏工程 PC 总承包包括（但不限于）：光伏发电项目工程所需的所有设备（除光伏组件、逆变器和部分电缆由甲方提供， 其他设备 按甲方提供的短名单采用乙供甲控方式）及材料的采购、供货、保管（含甲方提供的设备、 电缆等） ；接入系统工程勘察设计；光伏电站、集电线路、安全设施标准化、施工用电和用 水等临建设施、环境保护及水土保持设施等整个工程项目的工程施工安装、光伏发电场及开 关站、接入系统工程、所有新建道路、改建道路、五通一平、排水渠施工及积水坑等、通信、 集控中心、视频监控、设备清洗（冲洗管网的基础设施）、无人机红外智能自动巡检系统、 消防工程等所有建安工程及施工过程中的协调、因施工建设导致的停工停产协调及补偿、光 伏发电场及道路的清表、余方弃置、垃圾清运、设备试验（含特殊试验） 及检查测试（含组 件安装前功率测试， 包括组件功率特性、隐裂、组件功率测试等所有内容；组件投用后检测， 含热斑、EL 隐裂、功率等检测内容）、系统调试、涉网试验（按照区域并网要求进行）试 运行，并网前的检查、办理并网手续（包括购售电合同、并网调度协议、供用电合同等）、 电力公司调度及供电手续、电力业务许可证、消缺、运维人员培训、档案、验收和最终交付 投产、质保等；同时也包括所有材料、备品备件、专用工具、消耗品以及相关的技术资料等。 建设期工程保险（除建筑工程一切险、安装工程一切险）；工程验收（含水保、安全设施、环保、消防、劳动安全和职业卫生、防雷检测等各项专项验收、档案竣工移交、验收和竣工验收） 、审计配合、移交以及质保期内的服务、甲供设备材料卸车保管、二次倒运等；从项 目建设直至项目竣工验收的所有审批手续（不含项目备案、土地预审、地灾评估、洪评、水保批复、环评批复、社稳批复）。
（1）光伏设备和材料、集电电缆线路设备和材料、电气设备和材料采购，包括：直流 柜，光伏控制器，通讯柜，接地相关设备和材料；环境监测系统和光功率预测系统、计量设 备、集中监控系统（包括数据存储、监控支持、诊断分析、设备运行情况、实时参数、定期试验、预警信息等）及转发、电力生产管理系统、所属设备设施防雷接地设备和材料。
（2）施工单位应对分布式光伏项目所属建筑物提供的载荷进行复核，并出具载荷复核 报告，并对其承担所有风险；光伏支架基础，逆变器基础，箱变基础，开关站土建工程，场区围栏施工，电缆施工及工程所需的临时占地补偿及协调费用。
（3）光伏方阵区安装工程，包括：支架，光伏组件，逆变器，直流柜，光伏控制器， 通讯柜，电缆，接地相关设备和材料的采购、安装、系统集成、试验、调试、监造、催交、运输、保险、接车、卸车、仓储保管等。
（4）集电电缆线路建筑安装工程，包括：电缆沟道的施工、电缆敷设、电缆试验、调试、运输、保险、接车、卸车、仓储保管等，包括该工程的协调、临时征地、赔青等费用。
（5）接入系统改造工程勘察设计、施工，包括：自灰场开关站 10 千伏 1 段母线出线 1 回与 10 千伏龙 2 线接续，接至 35 千伏火山赵变 10 千伏南母以及自电厂扩建端光伏综合开 关站 10 千伏 2 段母线出线 1 回与 10 千伏龙 1 线接续，接至 35 千伏火山赵变 10 千伏北 母部分；包括该工程的协调、临时征地、赔青等费用。最终以电网公司接入方案复核意见为 准， 接入意见涉及到火山赵变电站开关柜两台、相关变电站保护配置、线路、定值计算等设
备及费用。
备注：灰场管理站原变压器经电厂至火山赵变电站存在原有供电线路，长度约 10.1 km， 途径一条铁路线和县道、乡道等；电厂扩建端至火山赵变电站存在原有供电线路，长度约 3.4 km，途径工业园区。灰场新建开关站至火山赵变、扩建端新建开关站至火山赵变的设计距离可参考原有线路长度，施工以最终设计为准。
（6）安装调试工程包括：应承担所有设备（不仅乙方采购的设备材料，还包括但不仅 限于招标人采购的所有甲供材料） 到货卸车、验货（招标人、供货商、投标人三方参加） ﹑ 二次运输就位﹑保管﹑安装﹑调试﹑后期工程预留空位封堵、消缺处理直至移交给发包人的全部工作；承担招标人认为有必要的设备出厂检查验收工作等。
（7）负责办理并网前、后的各项试验、自动化调试及验收手续，并取得相应报告；负 责前往电力公司办理电站并网前相关手续（包括施工图审查手续、电能质量测试、保护定值计算、电力公司并网验收、电力工程质量监督检查并取得最终监检报告）。
（8）配合招标人办理电力业务许可证、负责办理转商业运营手续、负责完成并网手续（包括办理《购售电合同》、《并网调度协议》、《通信协议》、《供电合同》等）。
（9）负责办理与项目施工有关的许可文件并承担相应费用，包括办理地方施工备案手 续、劳动安全与职业健康及环境保护许可手续等；承担施工所涉及临时用地的补偿及恢复等费用。
（10）配合招标人完成建设工程规划许可证、施工许可证、电力业务许可证办理工作；配合招标人完成项目本体工程屋顶等租赁及相关协调工作。
（11）除甲供设备、材料外， 招标文件中未列出但是为本工程所必需的相关设备、材料、 施工等均属于本次招标范围。对招标范围内， 如果某些分项在招标文件中未专门提到， 但它 对于一个光伏电站的功能、安全、稳定运行是必不可少的， 那么这些建筑、设备或服务， 也应由承包人提供，其费用视为包含在综合单价中或让利处理。
（12）本工程作为 PC 总承包工程，不论招标文件是否提及、投标报价高低，凡涉及本 工程设备材料采购、建筑安装及接入系统建安、试验、检查测试、调试试运、质量监督、施 工许可证办理、水保、安全设施、环保、消防、职业卫生等所有专项验收、启动验收、档案 竣工验收和竣工验收等相关方面的全部工作内容及费用均属于承包人的工作范围。投标综合 单价是投标人全面实质性响应招标文件规定的 PC 项目的所有责任和风险的固定单价， 项目 实施期间不因物价上涨、政策变化、不可预见因素等任何因素而增加单价费用。工程质量应 达到国家和电力行业标准， 整个项目投产后必须实现现场无人值守、远方集中监控、项目整体运行高度智能化、并满足专业运维的要求。
本工程作为施工总承包工程，投标综合单价是投标人全面实质响应招标文件规定的项 目的所有责任和风险的固定单价。投标人应列明完成该总承包工程的所有工作内容，未列出则视为已包含在综合单价中或作为让利自动放弃。
3. 投标人资格要求
3.1 投标人须具有独立法人资格或其他组织和有效的安全生产许可证。
3.2 投标人必须具有电力工程施工总承包二级及以上资质或水利水电工程施工总承包二 级及以上资质；近 5 年（2018 年 1 月至投标截止日）须具有 2 个及以上 15MWp 及以上光 伏工程的类似施工投运业绩（业绩证明至少包含合同首页、签字盖章页和主要内容页、投运 证明或验收证明等竣（完）工类证明材料， 否则视为无效业绩。国外业绩证明需提供对应的中文译本）。
3.2.1 投标人拟派的本项目的项目经理需具有一级注册建造师（满足建办市〔2021〕40 号《住房和城乡建设部办公厅关于全面实行一级建造师电子注册证书的通知》相关要求；一 级建造师电子证书应在个人签名处手写本人签名，未手写签名或与签名图象笔迹不一致的，该电子证书无效；电子证书上已标明使用时限，超出使用期限的电子证书无效） ，具备有效的安全生产考核合格证书（B 证）且在合同实施阶段未担任其他在建工程项目经理职务， 拟 派项目经理具有从事类似项目管理工作经历并担任 1 个及以上 15MWp 及以上光伏工程的 项目经理（业绩证明至少包含合同首页、签字盖章页和合同主要内容页， 竣（完）工类证明材料及本项目与拟派项目经理的关联性文件等，国外业绩证明需提供对应的中文译本）。
3.2.2 投标人须具备承装三级和承试三级电力设施许可证，满足《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》(中华人民共和国国家发展和改革委员会令第 36 号)相关要求。
3.3 财务要求：近三年每年净资产大于 0；
3.4 否决项包括供应商的以下情形：
3.4.1 近 三 年 内 被 列 入 国 家 应 急 管 理 部认定的安全生产失信联合惩戒“黑名单 ”，且有效期结束时间晚于投标截止日的；
3.4.2 在信用中国网站被列入严重失信主体名单，且有效期结束时间晚于投标截止日的。
3.4.3 按照供应商管理相关规定，应在规定范围内停止授标或取消采购活动参与资格，且有效期结束时间晚于投标截止日的。对于中标候选人/中标人，将在采购评审、中标公示、合同签订等关键环节进行复核， 如存在违反上述否决投标条款情形的， 不予授标或不签订合同。上述否决投标条款所涉及的事项，接受社会监督，投标人及其利害关系人可按照招标文件载明的方式进行举证。
3.5 本次招标不接受联合体投标。
3.6 本次招标采用资格后审方式，开标后由评标委员会对投标人的资质进行审查，资格条件没有达到招标文件规定要求，评标委员会将否决其投标。
4. 招标文件的获取
获取招标文件的时间：凡有意参加投标者，请于 2023 年 8 月 21 日至 2023 年 9 月 4 日 17:00 时
