乌兰布和沙漠东北部新能源基地先导工程100万千瓦光伏发电项目EPC总承包工程（二期）已由项目审批机关批准，项目资金为自有资金和银行贷款，本项目已具备招标条件，现对该项目的设计、采购、施工进行公开招标。
2. 项目概况与招标范围
2.1 项目概况：
乌兰布和东北部新能源基地100万千瓦光伏先导工程项目选址区域位于磴口县城西南侧直线距离约25km处，场区面积约3万亩，中心点经纬度坐标为 E106°45′15″，N40°13′33″，海拔约 1025m。场址东侧、北侧、南侧为远期预留光伏区，东北侧有内伦湖及蓄洪区。本工程所用地块可通过东侧和南侧穿沙公路进入本工程场址，对外交通条件较为便利。
本项目额定装机容量为1000MW，直流侧装机容量为1019.2611MWp，共设303个3.3MW分区，安装N型575Wp单晶硅光伏组件1772628块（其中一个3.3MW的跟踪支架试验子阵为HJT组件1378块、IBC组件1378块、与其他子阵相同组件1378块，新型组件总容量2.2MW，最终由发包人确定型号及数量，投标价格不做变动；本子阵安装11个300kW+1个100kW逆变器，箱变容量为3.3MW）。本项目新建2座光伏220kV升压站，每座升压站各汇集500MW光伏电力，2#升压站通过1回220kV线路接至1#升压站220kV母线，导线型号JL/G1A-2×400，线路长度约2km。1#升压站汇集1000MW光伏电力后，通过1回220kV线路接至祥泰500kV变220kV侧，导线型号JL/G1A-4×400，线路长度约40km。
（接入系统方案最终以接入系统设计及其批复意见为准）。
2.2 项目规模：规划建设容量为1000MW光伏装机，新建2座220kV升压站，本期一次建成。
2.3 建设地点：巴彦淖尔市磴口县。
2.4 工期要求:2024年4月15日开工（具体开工日期以招标人或监理人通知为准），2024年11月16日完成全容量并网。
2.5 招标范围：
招标范围：
(1)勘察设计:光伏厂区、检修道路、35kV集电线路、1#220kV升压站、2#220kV升压站及进站道路、施工道路，含勘察测绘、初步设计、初步设计概算、执行概算、施工图设计、施工图预算、竣工图出版整理及竣工结算、设备类现场技术服务等的设计及管理工作，设计需得到发包人书面批准实施。承包人需完成技术交底、设计工代，派出设计代表驻现场解决施工出现的与设计相关的技术问题等现场服务工作，以及根据现场地形及征地调整所进行的动态设计工作，与本工程全容量并网及竣工相关的所有工作。承包人不能私自更改项目可研、初步设计方案，如发生技术变更，变更方案必须报监理及发包人书面同意后才能实施。
(2)设备、材料供货：承包人承担整个项目所需的组件、逆变器、箱变、支架、支架基础、35kV集电线路、220kV升压站（2座）、涉网设备(包括但不限于光功率预测设备、OMS、DCCS、OCS等）、升压站及光伏场区视频监控系统、光储信息系统远动机及其配套设施、材料（含所需辅材）、备品备件等本项目所需所有设备及材料的采购、运输、卸货、二次倒运、场内运输、保管、管理及移交等工作。
(3)建筑安装工程施工：承包人负责工程范围内所有土建、安装和调试（不包含升压站特殊试验、升压站分系统调试、升压站整套启动调试）工作，负责配合由招标人委托第三方进行的工程各类检验、试验、检测等，负责电力质监部门、电网公司及地方相关部门所有专项验收工作（包括项目报装及并网手续办理），负责环保措施实施、水保措施实施、职评措施实施、安评措施实施、消防、防雷、防洪等方案设计、实施和验收及其他专项验收工作及部分项目开工前行政许可文件（详细划分界限见附表：发包人与承包人责任分工表）。按国家及行业标准完成所有设备标识、安全标识牌、交通标识、消防标识、生活标识等规范要求的、符合基建生产管理标准要求的以及属地政府和招标人要求的所有标志标识材料购买、制作、挂牌等所有工作。
（4）设备的试验及调试（不包含升压站特殊试验、升压站分系统调试、升压站整套启动调试）：包括但不限于光伏组件、箱变、各规格电缆、电气一次设备系统、电气二次设备系统、通讯系统、消防系统、后台监控系统、视频监控系统安装设备及保护定值整定等。场区内所有设备及线路“五遥”（遥测、遥信、遥调、遥控、遥视）功能接入升压站并配合调试；一次调频装置性能测试并通过电网验收，满足发包人后台数据远程传输要求；设备第三方检测，稳控装置、继电保护整定的计算、SVG性能测试，AVC/AGC性能测试，通信工程技术服务，电能质量测试、场站电磁暂态仿真建模、机电暂态仿真建模、二次安防等保测评、电气设备特殊试验、涉网试验等工程所需的所有试验及调试。所提供的并网检测服务满足国家、行业、国家电网的相关要求。
负责办理并网手续包括不限于设备编号、线路命名、电能质量测算、保护定值、电能表计及相关设备的校验和验收、电力公司并网验收、电力工程质量监督检查并取得最终监督报告和并网协议、并网调度协议、电力业务许可证及购售电合同办理等，承担本项目涉及的审查及验收相关费用。
（5）负责完成光伏场站、35kV集电线路、220kV升压站（2座）安全稳定可靠性试运行、预验收。
（6）负责完成竣工验收所涉及到的所有手续及相关工作（包括但不限于：竣工验收证明、消防、质监、功率调节和电能质量测试等），负责办理并网调试及其相关工作（含并网各种证照手续办理，包括但不限于:电力质监、网络安全、电力业务许可等）。
（7）负责质保期内缺陷处理等工作。
（8）负责办理升压站不动产权办理。
（9）负责项目范围内大件运输道路的平整及处理。
（10）负责完成光伏场区征地范围内所有围栏设施及费用（包括但不限于征地边界、经过或穿过场区的公共道路及设施两侧等），并满足安全及发包人验收要求。
（11）负责项目建设运输所需场内外的交通运输改、扩建、道路修复等工程。
（12）负责在设计、采购、施工、验收阶段要将接入集控中心的工作统筹安排到各阶段工作中，保证场站各系统各设备接入集控中心的合理性、完整性、全面性。确保场站与集控中心同步投运。
（13）项目建设过程中必须使用内蒙古能源集团智慧工地平台，施工现场施行门禁管理，设置必要的打卡及人脸识别系统。
（14）本项目配置安全生产视频监控系统，要求主体工程开工前，安全生产视频监控系统具备使用条件(详见附件《关于新能源基建项目配置安全生产视频监控系统的通知》新能[2023]15号)，同时数据能上传至内蒙古能源集团智慧工地平台。
（15）负责完成智慧能源场站（含5G覆盖）建设。
（16）负责合同中没有约定但为了完成项目建设、验收、投产和顺利移交而必须完成的工程相关工作。
（17）负责工程资料档案管理，工程资料归档进度须与工程建设进度一致并按照内蒙古能源集团相关制度及招标人要求执行。
除上述明确要求外，包括但不限于100万千瓦工程光伏区、配套的两座220kV升压站、35kV集电线路的勘察设计，以及与项目有关的全部设备和材料的采购供应、建筑工程施工、安装工程施工、项目管理、调试、试运行、移交生产、培训、验收（包括阶段验收、相关专项验收及竣工验收等）、工程质量保修期的服务等内容，具体招标范围详见招标文件第六章发包人要求。
附表：发包人与承包人责任分工表
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序号 |
工作内容 |
承包人 |
发包人 |
说明 |
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1 |
项目立项、核准文件 |
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用地计划申请、建设用地批准书、建设用地规划许可证、林地草地使用批复、农用地转征地手续、永久性用地征地手续、临时用地手续、安全备案及验收、职业卫生、临时用电手续、安全预评价。 |
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承包人配合办理 |
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土地复垦、建设工程规划许可证、消防建设意见书、施工备案。 |
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地质灾害评估、洪水影响、压覆矿产资源、文物、军事设施。 |
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承包人配合办理 |
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光伏区租地费用及相关税费。 |
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承包人配合办理 |
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植被恢复费、水土保持补偿费、土地出让金、永久/临时征地费用及相关税费。 |
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承包人配合办理 |
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并网手续、电力业务许可证等手续办理 |
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委托编制接入系统方案和取得电力公司接入系统批复方案。 |
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向蒙西电网、市级电力公司报送设备资料、试验资料等，取得《接入系统批准书》和《关口计量点设置通知》 |
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发包人配合 |
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联系电力工程质量监督中心站，组织工程各阶段质检。 |
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发包人配合 |
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委托项目施工监理。 |
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组织召开工程启动验收委员会。 |
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办理《电力业务许可证》、《购售电合同》、《并网调度协议》、《供用电合同》。 |
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办理并网检测（电能质量检测、有功功率测试、无功功率测试、电网适应性检测等），并取得电网公司认可的报告或证书。 |
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承包人所采购设备必须能通过上述检测 |
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承包人施工作业不得超出发包人提供的项目红线范围，如有超出由承包人负责承担一切费用及后果。 |
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发包人征地范围内的迁坟、坟墓打扰费、拆迁补偿费用（如有）。 |
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征用土地地上物的拆改、青苗补偿费用。 |
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土地复原、复耕、复绿等相关费用（临建区、材料区除外）。 |
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2 |
可研报告。 |
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施工组织设计、施工图设计原则。 |
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发包人确认，并负责审查。 |
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光伏区、道路、集电线路、升压站等详勘。 |
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场区1:2000地形图测量。 |
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升压站1:500地图测绘。 |
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测量控制网布设、复测及维护。 |
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初步设计及概算、执行概算、施工图预算、施工图设计、竣工图出版、提供竣工结算资料。 |
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3 |
本项目升压站所有涉网设备（含计量、通信、涉网自动化、调度数据网、保护）的设计、采购、安装、调试（不包含升压站特殊试验、升压站分系统调试、升压站整套启动调试）、检测（含第三方评审）。 |
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本项目场站、设备仿真建模及涉网试验（出具满足电网公司最新要求的报告）。 |
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全部设备保护定值计算及调试整定、各级调度申报资料、涉网系统联合调试、调度通讯及自动化安装调试、入网测评、技术和售后服务等。 |
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负责投产三年内保护定值的校核、调整 |
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4
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办理施工许可（如需）。 |
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办理地方施工备案手续 |
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承包人负责办理相关许可证，并承担相应费用（含押金）。 |
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一切运输手续和交通道路许可手续（如超大件或超重件）办理，运输超大件或超重件所需的道路和桥梁临时加固改造费用和其他有关费用，解决城乡公共道路与施工现场的通道，确定运输方式和运输通道，满足施工运输要求和寻找设备堆放场地，设备运输车辆的拖拽、牵引，综合协调设备生产、运输、存放、倒运、保管，满足设备安装要求，并支付相关费用。 |
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配合发包人进行临时用地的勘界工作。 |
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临建、道路、施工临时用地 |
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负责与国土部门、乡镇、村民委员会协商永久征地和临时用地赔偿、补偿标准 |
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负责与林草部门、乡镇、村民委员会协商林地补偿标准 |
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设计施工中须充分考虑对原有水系的影响，新设计的排水系统确保所涉及的村庄、矿山、水库、土地、水源、水电站等不受影响；排水系统顺畅，符合水保环保要求，不影响村民生产生活。 |
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水土保持施工监理、施工过程的监测、评估、验收。最终取得水务部门认可的意见或文件。 |
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委托有相应资质单位进行 |
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环境保护监理、监测、应急预案编制。 |
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委托有相应资质单位进行 |
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向环保部门缴纳施工期间粉尘、噪音、废水、废物排放费用，采取洒水、降尘、降噪等措施，保持施工环境卫生。 |
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环境保护工程实施（包括：施工、组织验收并取得政府相关部门验收或备案文件）与主体工程同步进行。 |
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5
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自备施工临建区及生活区电源、水源的设备及措施。 |
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由承包人到发包人指定红线内地点引接或采取措施，相关费用由承包人承担。 |
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施工电源（10kV线路引接，含变压器及开关、计量表等附件），办理用电报装手续。 |
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由承包人到发包人指定地点引接，产生电费、10kV及以下施工电源维护及增减容等工作均由承包人承担。 |
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施工通讯网络接入，考虑永临结合。 |
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由承包人到发包人指定地点引接，相关费用由承包人承担 |
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智慧电站建设，需含5G覆盖。 |
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本项目施工通行、设备材料运输所涉及的场内外道路修建、维护。 |
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基础沉降观测（提供第三方检测报告） |
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观测期限需满足相关图纸及规程规范要求 |
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6 |
建设期根据发包人要求进行光伏场区内、变电站内设备标识牌、安全警示牌、交通安全标识指示牌的制作、悬挂等。 移交生产时按国家及行业标准完成所有设备标识、安全标识牌、交通标识、消防标识、生活标识等标志标识的制作、挂牌工作、所有安全标识警戒线(含材料购买，并符合生产管理标准要求)。 |
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7 |
设备监造 |
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发包人项目部临建 |
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质量监督检查协调 |
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完成工程验收（包括但不限于以下内容）： 1）消防验收、消防报警系统安装调试、取得建设工程消防设计审核、完成备案，建设工程竣工消防管理部门验收合格证书 2）防雷接地、防雷监测手续办理，并取得专项验收合格证书。计量系统验收、当地电力公司送电前的验收（含地调、中调、网调）、电力报装、型式认证、高低电压穿越认证 3）项目达标投产 4）竣工验收 5）环境保护监理、监测、验收，取得验收批文 6）水土保持监理、监测、验收，取得相关批文 7）工程档案验收，取得相关批文 8）节能备案及验收，取得相关批文 9）气候可行性相关工作（如需） 10）绿色施工相关工作 |
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1）安全设施设计专篇、安全验收评价，取得相关批文。 2）职业病防护设施设计专篇、职业病危害控制效果评价，取得相关批文 |
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办理环评报告及批文、水土保持方案、职业病危害预评价并取得相关批复文件。 |
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8 |
建筑/安装工程一切险及第三者责任险 |
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其他保险 |
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按照相关法律法规要求投保 |
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备注：表格中未明确，但为保证本工程完整性所不可或缺的工作由承包人承担。 |
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3. 投标人资格要求
3.1 通用资格条件
3.1.1 投标人为中华人民共和国境内合法注册的独立法人或其他组织，具有独立承担民事责任能力，具有独立订立合同的权利；
3.1.2 投标人财务、信誉等方面应具备下列条件：
(1) 没有处于被责令停产、停业或进入破产程序，生产经营正常且具备合同履约能力；
(2) 没有处于行政主管部门或系统内单位相关文件确认的禁止投标的范围和处罚期内；
(3) 近三年没有骗取中标或严重违约，没有经有关部门认定的因其施工引起的重大及以上质量事故或重大及以上安全事故；
(4) 未被市场监督管理部门在全国企业信用信息公示系统中列入严重违法失信企业名单或者严重违法企业名单；
(5) 未被最高人民法院在“信用中国”网站或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单；
(6) 与招标人存在利害关系可能影响招标公正性的法人、其他组织或者个人，不得参加投标；单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位，不得参加在同一标段投标或者未划分标段的同一招标项目投标。
3.2 专用资格条件
3.2.1资质等级要求：投标人具备以下资格条件：
（1）具有建设行政主管部门核发的有效的工程勘察综合资质甲级；
（2）具有建设行政主管部门核发的有效的工程设计综合资质甲级或电力行业甲级资质；
3.2.2资格能力要求：
（1）项目经理的资格要求：投标人须提供拟任项目经理有效的一级注册建造师执业资格证书（机电工程或建筑工程专业）。2019年1月1日至投标截止日（以合同签订时间为准）具有至少1个已投产100MW及以上的光伏EPC总承包工程担任项目经理或副经理的经历（需提供EPC总承包合同或企业任命文件等证明材料，并提供竣工报告或并网发电证明）。拟任项目经理应为本单位职工，并提供本单位连续9个月以上（2023年1月至今）的社保证明材料。
（2）设计负责人的资格要求：投标人须提供拟任设计负责人有效的勘察设计类注册执业证书或工程类相关专业高级及以上职称。设计负责人应为本单位职工，并提供本单位连续9个月以上（2023年1月至今）的社保证明材料。
3.2.3业绩要求：
设计业绩：2019年1月1日至投标截止日（以合同签订时间为准），投标人具有单体项目1000MW及以上光伏勘察设计业绩至少1个。提供合同证明文件，并提供至少一张有效发票。
EPC业绩：2019年1月1日至投标截止日（以合同签订时间为准），投标人具有单体项目200MW及以上光伏总承包（EPC）业绩至少1个。提供合同证明文件，并提供至少一张有效发票。
3.2.4其他要求：拟任本项目的总承包项目经理不得同时在其他项目担任总承包项目经理（负责人）。
3.3本工程不允许联合体投标。
4. 招标文件的获取
获取时间：从2024年2月9日09:00起至2024年2月22日17:00止。
