2 ．项目概况与招标范围
2.1 建设地点：广西壮族自治区玉林市陆川县古城镇。
2.2 建设规模：本项目交流侧容量 100MW，直流侧装机容量为 132.45MWp。工程设计 安装 232362 块 570Wp 单晶硅光伏组件， 容配比 1:1.33。电站采用分块发电、集中并网方案， 将系统约分成 33 个 3.30MW 光伏发电单元， 并配套建设 220kV 升压站 1 座， 光伏组件采用固定倾角布置，单个支架组件按 2×13 块竖向布置。
项目站址位于广西壮族自治区玉林市陆川县古城镇境内， 站址西北面距离陆川县城区直 线距离约 30km。场址土地性质为非林地，主要以一般农用地为主， 现状为低矮小丘陵。古 城五星光伏项目设计装机容量 140MW，本期装机容量 100MW，远期装机容量为 40MW ， 项目经一个 220kV 升压站汇集升压后联合送出， 升压站规模本期按安装 1 台 180MVA 主变 设计， 后期增容 140MVA 主变设计， 以 1 回 220kV 线路接入 220kV 同心变电站， 线路距离 约 14km，本工程光伏场区共分 5 组集电线路接入 220kV 升压站，集电线路采用 35kV 架空和电缆混合的方案。
2.3 计划工期： 2023 年 9 月 20 日开工， 2023 年 12 月 30 日首批组件投产， 2024 年 6月 30 日全容量投产，具体开工日期以监理人通知为准。
2.4 招标范围：
包括光伏场区、新建 220kV 升压站的全部勘察设计（不含储能），除光伏组件、逆变 器、主变、箱变、 GIS 设备、无功补偿、高低压电缆及直流电缆、预制舱（内含光功率预测 系统、交直流电源系统、接地变及站用变、高低压开关柜、综合自动化系统、涉网设备、视 频监控系统、火灾报警系统） 设备和材料由甲方供应外的设备和材料采购供应， 建筑及安装工程施工、项目管理、试验及检查测试、系统调试、试运行、消缺、培训、验收（含各项专题、阶段验收、竣工等验收） ，移交生产， 性能质量保证， 工程质量保修期内的服务等内容，同时也包括质保期内所有备品备件、专用工具采购供应以及相关的技术资料整理提供服务， 本工程实施过程当中的疫情防控措施，配合业主办理并网手续、调度及供电手续、征地协调、 地方关系协调等。最终需要达到招标文件的功能要求，并符合国家规范及电网验收等要求，达到可交付使用的条件。
具体包括但不限于：
（1）新建升压站、光伏场区工程全部勘察设计工作。
（2）新建升压站及光伏场区所有设备选型设计与采购（光伏组件、逆变器、主变、箱 变、 GIS 设备、无功补偿、高低压电缆及直流电缆、预制舱（内含光功率预测系统、交直流 电源系统、接地变及站用变、高低压开关柜、综合自动化系统、涉网设备、视频监控系统、火灾报警系统））由甲方供应）。
（3）新建升压站及光伏场区所有设备（甲供设备包安装的除外）的安装与调试、升压 站整套系统的调试、光伏电站整体调试及各系统间联调及相关试验， 按照电网公司要求， 完 成光伏电站内所有设备投运前所必须的所有相关试验及检查测试， 所有现场调试、试验均由投标方负责。
（4）新建光伏电站（含升压站、进出场区道路等）全部土建工程。
（5）负责完成新建光伏电站水保、环保、档案、安全、职业卫生等所有专项的施工、 专题报告编制及完成验收；负责牵头完成整个项目（含光伏场区和升压站）消防施工、专题报告编制和最终验收。配合完成整个项目（含光伏场区及升压站）其他专题验收工作。
（6）负责本项目施工许可证、质量监督等合法合规的手续办理工作。
（7）负责本项目施工过程中与政府相关部门、乡镇、村民委员会、村民的协调工作，负责临时用地复垦，费用已包含在报价里面。
（8）负责电站投产运营后的生产生活永久用水设施和永久备用电源的设计、施工、投运和验收。
（9）以发包人名义办理质量监督手续并承担所有费用。
(10) 项目按照要求系统接入 220kV 同心变电站，费用包含在合同总价中。
（11）工作界面划分
①界面分界点
升压站送出线路龙门架上的绝缘子为分界点， 自绝缘子与龙门架连接处向发电侧以内（包含龙门架）的升压站及光伏场区全由投标人负责。
②设备界面
除光伏组件、逆变器、主变、箱变、 GIS 设备、无功补偿、高低压电缆及直流电缆、预 制舱（内含光功率预测系统、交直流电源系统、接地变及站用变、高低压开关柜、综合自动化系统、涉网设备、视频监控系统、火灾报警系统） 由甲方供应外， 其余界面分界点以内满足工程需求的全部设备及材料均由投标人负责。甲供设备需由投标人负责收货保管。
③施工界面
界面分界点以内的所有土建、安装、调试、试验、施工用电、施工用水、其它临时工程等一切满足本工程需求的施工工作均由投标人负责。
（12）其他
招标文件中未列出但是为本项目工程所必需的相关设备、材料、施工及协调等属于本招 标范围。对本项目招标范围内， 如果某些分项在招标文件中未专门提到， 但它对于本光伏电 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， 也应由投标人提供，其费用包括在总价中。
ECP 承包单位需带初步设计方案投标，初步设计方案应优于可研设计方案。
3. 投标人资格要求
3.1 投标人须具有独立法人资格和有效的安全生产许可证。
3.2 投标人必须具有工程勘察综合甲级和工程设计电力行业甲级及以上资质，并同时具 有电力工程施工总承包一级及以上资质或水利水电工程施工总承包一级及以上资质， 近五年 须具有 2 个及以上 50MW 级及以上的地面光伏电站 EPC 总承包投运业绩（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材料、竣（完） 工类证明材料等， 国外业绩证明需提供对应的中文译本。）
3.2.1 投标人应具备承装二级和承试二级电力设施许可证，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 本次招标接受联合体投标。两个或两个以上法人以联合体形式投标的，联合体各成 员单位应当具备与联合体协议中约定的分工相适应的资质和业绩， 联合体各方不得再单独参 加或者与其他投标方另外组成联合体参加本项目的投标。须提交符合招标文件要求的联合体 协议书， 明确各方承担连带责任， 联合体牵头人必须为施工单位， 联合体协议书须有法定代 表人或其委托代理人签字并加盖单位章， 由法定代表人签字的应附法定代表人身份证明， 由代理人签字的应附授权委托书，身份证明或授权委托书应符合“投标文件格式”的规定。
（1）联合体中的设计单位应满足：必须具有工程勘察综合甲级和工程设计电力行业甲 级及以上资质，设计单位近五年须具有 2 个及以上 50MW 级及以上已投运的地面光伏电站设 计业绩。（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， 联合体业绩须提供联合体协议书，国外业绩证明需提供对应的中文译本，否则视为无效业绩）。
（2）联合体中的施工单位应满足：具有电力工程施工总承包一级及以上资质或水利水电工程施工总承包一级及以上资质，必须具有近五年成功从事过至少 2 个 50MW 级及以上已投运的地面光伏电站施工总承包业绩或 EPC 总承包业绩（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材料、竣（完） 工类证明材料等， 联合体业绩须提供联合体协议书，国外业绩证明需提供对应的中文译本）。
3.4 投标人拟委派本项目的项目经理需具有一级建造师证书（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）。提供安全 生产考核合格证（B 证）。拟派项目经理至少担任过 1 个总装机容量 50MW 级及以上已投运 的地面光伏电站施工总承包项目的项目经理。（业绩证明至少包含合同首页、签字盖章页和 合同主要内容页材料、竣（完） 工类证明材料等， 国外业绩证明需提供对应的中文译本及本项目与拟派项目经理的关联性文件等）。
3.5 财务要求：近三年平均净资产大于 0（联合体各成员均需满足）。
3.6 投标人不得存在下列情形之一：
3.6.1 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；
3.6.2 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。
3.6.3 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。
3.7 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 1 日至 2023 年 8 月 15 日 17:00 时（北京时间，下同）下载电子招标文件
备注：公告查询以电力招标采购网www.dlztb.com为准！本网站为经营性收费网站。您的权限不能浏览详细内容,非正式会员请联系办理会员入网注册事宜，并缴费成为正式会员后方可查看详细的招标公告或报名表格等！为保证您能够顺利投标，具体要求及购买标书操作流程以公告详细内容为准
联系人：王 清
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