150MW林光互补光伏发电项目（光伏区、升压站和送出工程）EPC总承包公开招标项目招标公告
现对该项目进行国内资格后审公开招标。
2.项目概况与招标范围
2.1 项目概况、招标范围及标段（包）划分：2.1.1项目背景和标段划分
抚州崇仁150MW林光互补光伏发电项目（光伏区、升压站和送出工程）EPC总承包项目，拟建设地点位于抚州市崇仁县，光伏区地类性质为园地、采矿用地、其他草地及坑塘水面，总占地面积约2934.21亩，拟规划总容量为150MWp。项目场址中心坐标为北纬27.887336°，东经16.171494°，配套新建一座220kV升压站，主变规模为 1×130MVA，接入系统方案为新建1回220kV线路接入220kV潭坊变。
2.1.2 项目概况及招标范围
本项目规划总容量150MWp，实际装机容量150.0083MWp，新建7回35kV 集电线路。新建1座220kV 升压站，电气主接线采用线变组接线，安装1台130MVA主变。本项目拟采用575Wp单晶硅N型双面太阳能组件，光伏组件全部采用固定支架安装（15°倾角）。采用分块发电，集中并网的系统设计方案，将系统分成37个发电单元，同步建设一座220kV升压站，通过1回220kV线路接入220kV潭坊变220kV侧，最终方案以接入系统批复意见为准。内容包括（但不限于）：
（1） 光伏场区：勘察设计（地质详勘、含试桩等）、防洪设施、设备采购供货、施工场地平整，场内道路、光伏支架基础施工及防腐，箱变基础施工、场区集电线路、场区围墙及围栏工程、防雷接地、消防设备的配置等附属工程，所有设备及材料采购及安装、调试等，完成水土保持和环境保护工程施工、渔业赔偿及地表附着物赔偿，基建视频监控系统、工程质量监督验收及备案、消缺、性能试验、整套系统的性能保证的考核验收、技术和售后服务、人员培训、达标投产。
（2） 场区内新建 220kV 升压站：勘察设计（包括地质详勘）、设备基础工程施工、设备采购供货及材料采购及安装、调试等，场地平整，场内道路、电气楼、综合楼及辅助生产建筑工程、站区围墙、防雷接地、消防设备的配置等附属工程，完成水土保持和环境保护工程施工，基建视频监控系统、工程质量监督验收及备案、技术监督检查及验收、消缺、性能试验、整套系统的性能保证的考核验收、技术和售后服务、人员培训、达标投产。协助招标人办理并网和验收各种证照手续、调度协议、网络安全协议和购售电合同等（包括国网省调、地调首年电力通信通道服务），所需费用由投标人承担。
（3）220千伏送出工程：光伏升压站-潭坊220kV线路工程、潭坊220kV变电站间隔扩建工程（包括但不限于：送出线路路径协议函获取、项目核准、勘测设计、施工、配套光纤通信工程及并网验收所有手续办理）。
1）光伏升压站-潭坊220kV线路工程
新建线路全长39.8km，起点为拟建崇仁光伏升压站，终点为潭坊220kV变电站。除220kV潭坊变电站采用双回路终端塔出线外，其余段均采用单回路铁塔架设。新建线路途经崇仁县、宜黄县共2个县级行政区。
导地线型号：潭坊侧构架档导线，本工程侧采用1×JL3/G1A-400/35钢芯高导电率铝绞线，远期侧采用2×JL3/G1A-400/35钢芯高导电率铝绞线，其余部分均采用1×JL3/G1A-240/30钢芯高导电率铝绞线；地线2根均采用OPGW-120（48G.652）光缆。
2）电网侧潭坊220kV变电站间隔扩建及改造工程
潭坊220kV变电站为已建变电站，共8个 220kV出线间隔，目前已出线2回，分别至抚州变1回、富溪变1回，场地内剩余6个220kV扩建220kV间隔空间。根据系统接入方案，本期扩建1个220kV出线间隔至崇仁光伏升压站，包括相应的电气、土建、控制、保护、远动、通信等设施，采用单母线接线方式。扩建间隔位于变电站围墙范围内，不需额外征地。
（4）完成竣工验收所涉及到的所有工作包括但不限于：
完成本项目的设备到货检验、性能试验、设备监造、质量监督、功率调节和电能质量测试、所有性能测试、保护定值提供、并网性能检测、桩基试验及实体桩的检验、组件检测、视频监控系统安装调试、集控中心场站侧建设、可再生能源中心中心信息监控以及光伏电站智能化建设等。所有设备及材料卸车、运输、二次倒运、保管、所需的备品备件、专用工具提供，相关的技术服务、设计联络、人员培训等。
（5）完成项目的专项监测及验收（环境保护、水土保持、工程消防、质检、复垦、安全性评价、档案验收、达标投产验收、职业健康、升压站电磁辐射、安全生产标准化、供电等）和性能测试（系统效率、有功、无功及电能质量测试等）工作。
（6）所有材料、备品备件、专用工具、消耗品以及相关技术资料的移交等；进场道路的设计、施工及验收等工作；景观、植被恢复（土地复垦）等与工程有直接关系的其它工程项目；施工供水、供电的设计和施工、劳动安全与工业卫生工程。
（7）负责工程涉及土地、鱼塘及道路的征收、交付等协调和管理工作；负责工程所需的渔业补偿、湿地占补平衡费、地上附着物及渔业设施拆迁赔偿、电力线路迁改赔偿、退养补偿、外线青苗赔偿、送出线路路径协议函获取、送出工程项目核准、临时施工占地赔偿、首年光伏区土地租地费用；协助配合招标人办理土地证、用地规划许可证、建设工程规划许可证等工程所需全部证照，所需费用由投标人承担。投标人需充分了解掌握工程现场实际情况和补偿协调工作的艰巨性、复杂性，审慎考虑报价费用。投标人负责本工程所需的青苗补偿、迁坟赔偿、地上附着物补偿、渔业补偿、退养补偿、树木砍伐补偿、临时施工占地赔偿、集电线路和送出工程塔基征（租）地费用；负责施工用地、运输通道和施工协调等工作；协助配合招标人办理土地证、用地规划许可证、建设工程规划许可证、林业砍伐许可证等工程所需全部证照。
（8）智慧光伏发电场站建设相关内容：国能江西新能源集控中心接入、态势感知系统、智慧工地管控系统、智慧场站建设、可再生能源中心信息监控系统接入、基建可视化安全监控系统、基建期间200M专线租赁、智能门禁及人脸识别系统、反恐设施设备及安装，以上内容要求详见第五章发包人要求描述。
（9）承包人需在基建移交生产前完成所有设备双重命名（含光伏组件），并按国家能源集团规范张贴铭牌，命名规则由发包人提供。
（10）按照国家能源集团颁布的《新能源发电企业综合评价细则》和《电力产业安全生产标准化管理规范》要求，本工程须达到安全生产标准化二级并通过相关验收。
（11）整理完整的符合建设单位档案管理制度要求的档案资料，并于竣工验收前完成档案专项验收及整改工作，按要求按期完成移交。
2.1.3 特别提醒事项
（1）由发包人承担的各项专题报告费用包括：升压站规划选址及用地预审、可研报告编制及评审、水保方案编制及评审、环评方案编制及评审（含配套输电线路）、送出工程可研报告编制及评审、社会稳定性评估及评审、安全预评价报告及评审、地灾报告及评审，除此外其他费用均由承包人负责。
（2）本工程作为EPC总承包工程，除非合同明确约定，否则不论合同文件是否提及、投标报价高低，凡涉及地方政府、电网等政策处理相关费用均由投标人负责。本文件中存在的与设计、数据、规格或方法有关的任何缺陷、错误或疏漏，均不能减轻或解除投标人应承担的责任。
（3）本工程位于江西省抚州市崇仁县，送出工程涉及崇仁和宜黄两县，且含多个跨越，投标人需充分了解掌握工程现场实际情况和补偿协调工作的艰巨性、复杂性，审慎考虑报价费用。
（4）凡本标段工程在设计、施工、验收、投运过程中，需与电网公司协调、配合等所有工作及费用，均由承包人负责。
（5）税率：建筑安装工程费需承包人开具税率为9%增值税专用发票。设备费需开具税率为13%的增值税专用发票。勘察设计费需开具税率为6%的增值税专用发票。其他费用需承包人开具税率为6%的增值税专用发票。承包人开具的所有发票均需满足税务相关要求。
2.1.4计划工期：总工期为 365日历天，实际开始工作时间按照监理人书面通知中载明的开始工作时间为准。项目首并时间以江西省能源局赣能新能字[2023]6号文对该项目明确的并网时间为准。
2.2 其他：/
3.投标人资格要求
3.1 资质条件和业绩要求：
【1】资质要求：（1）投标人须为依法注册的独立法人或其他组织，须提供有效的证明文件。
（2）投标人须具有并提供有效的工程设计综合甲级资质；或工程设计电力行业甲级；或电力工程施工总承包二级及以上等级资质证书和有效的安全生产许可证。
【2】财务要求：/
【3】业绩要求：2018年8月至投标截止日（以合同签订时间为准），投标人须至少具有国内承担100MWp及以上光伏EPC的合同业绩2份、220kV及以上送出工程EPC总承包的合同业绩2份，且均已完工（若投标人一份业绩中同时满足以上光伏EPC和送出工程要求则视为1份，2份满足业绩要求，不接受联合体业绩）。投标人须提供能证明本次招标业绩要求的合同和对应的用户证明扫描件，合同扫描件须至少包含：合同买卖双方盖章页、合同签订时间和业绩要求中的关键信息页；用户证明须由最终用户盖章，可以是验收证明、使用证明、回访记录或其他能证明合同标的物已投运的材料（若合同甲方不是最终用户，合同甲方获取的最终用户证明也可）。
【4】信誉要求：/
【5】项目经理的资格要求：（1）投标人须提供拟任项目经理有效的工程建设类执业资格注册证书（若执业资格国家未开展注册，可提供执业资格证书）或高级专业技术职称证书。（提供一级建造师电子注册证书，应符合《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》建办市(2021) 40号要求，使用有效期以投标截止时间计算）。
（2）项目经理须至少具有1个100MWp及以上光伏EPC总承包项目经理的经历,投标人须提供能证明项目经理业绩的合同，若合同中无项目经理姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、项目经理及单位名称）。
【6】设计负责人的资格要求：（投标人为设计单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担设计工作的，按承担认定）
（1）投标人须提供拟任设计负责人有效的勘察设计注册工程师执业资格注册证书（若执业资格国家未开展注册，可提供执业资格证书）。
（2）设计负责人须至少具有1个担任100MW及以上光伏EPC总承包项目设计负责人的经历，投标人须提供能证明设计负责人业绩的合同，若合同中无设计负责人姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、设计负责人及单位名称）。
【7】施工负责人的资格要求：（投标人为施工单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担施工工作的，按承担认定）。
（1）投标人须提供拟任施工负责人有效的一级及以上建造师执业资格注册证书（建筑工程或机电工程专业）和有效的安全生产考核合格证（B类）。（提供一级建造师电子注册证书，应符合《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》建办市(2021) 40号要求，使用有效期以投标截止时间计算）。
（2）施工负责人须至少具有1个100MW及以上光伏EPC总承包项目施工负责人的经历，投标人须提供能证明施工负责人业绩的合同，若合同中无施工负责人姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、施工负责人及单位名称）。
【8】施工机械设备：/
【9】项目管理机构及人员：（投标人为施工单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担施工工作的，按承担认定）
投标人须提供拟任安全负责人有效的安全生产考核合格证（C类）。
【10】采购货物要求：/
【11】其他要求：/
3.2 本项目不接受联合体投标。
4.招标文件的获取
招标文件开始购买时间2023-08-12 10:00:00，招标文件购买截止时间2023-08-17 16:00:00。
备注：投标单位没有在网上注册会员的单位应先点击注册。登录www.dlztb.com会员区后查阅公告
联系人：马工
咨询电话：010-51957412
手 机： 18701298819， ;
电力公众微信号:18701298819
相关附件：附件1.公告.docx
附件2.申请登记表.docx
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