伍寨老路梁子 80MW 光伏项目现对该项目 EPC 工程总承包进行公开招标。
2.项目概况与招标范围
2.1 建设地点：云南省昭通市永善县伍寨乡。
2.2 建设规模：交流侧装机容量 80MW（AC），直流侧装机容量初拟 101.956 MWp（DC）， 含新建 220kV 升压站，新建一条约8km 长的 220kV 送出线路（具体以电网批复结合投标人投 标方案为准），接入 220kV 海子山光伏电站升压站。
2.3 计划工期：暂定 2024 年 5 月 1 日至 2024 年 12 月 30 日，243 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：
伍寨老路梁子光伏项目 EPC 总承包工程，包含光伏发电场、220kV 升压站（不含储能系 统）、集电线路，220kV 送出线路及变电站对端间隔改扩建，进场（站）及场内道路 EPC 总 承包工程。包括但不限于勘察、设计、采购、施工、调试、服务（含竣工及专项验收工作、 各类协调工作、送出线路前期专题等） 等。EPC 单位带设计方案投标，若与招标人提供的可 研报告工程量差别较大时（10%及以上），需提供详细说明或计算过程。EPC 总承包工程具 体包括但不限于以下内容：
（1）勘察：招标人提供的项目可研阶段光伏场区、升压站初勘与 1:500 地形图测绘成 果报告仅供参考。若招标人提供的初勘与测绘成果不满足要求， 需投标人自行完成岩土勘察 与地形图测绘工作。
（2）设计：包含光伏发电场、升压站（不含储能系统）、送出线路、对端间隔改扩建 等所有施工图纸设计、竣工图设计、消防专项设计等全过程的所有设计及服务工作。所有设 计方案实施前应经招标人审查确认，并满足大唐集团公司相关文件及审查要求。
（3）采购：光伏组件、逆变器、主变、无功补偿、3kV（不含 3 kV 电缆头，该电缆头 根据设计方案由乙供）及以上高中压电缆及 35kV 电缆头、箱式变压器、升压站高低压开关 柜（含到主变低压侧半绝缘管母线，高压开关柜为充气式）、GIS 组合开关由招标人供应外 （甲供设备仅包含设备本体及专用附件，其余安装耗材，零星材料及设备基础预埋相关材料 非甲供范围，甲供设备材料详见第四章合同条款和格式附件二发包人提供的设备和材料）， 其余为达到设计要求而所需的所有设备和材料的采购由投标人负责（含采购、监造、催交、 运输、接卸、二次倒运、保管、资料移交） ，也包括甲供设备和材料接卸、二次倒运、保管、 资料移交。项目所需设备、材料除上述甲供范围的以外， 其余所有为乙供，如出现投标漏项， 缺项的视为已包含在其他项目的综合单价中。为保证设备性能和质量， 投标人采购的主要设 备和材料须在招标人提供的供应商短名单中选择，且不在国家明令禁止的产品及大唐集团公 司不良供应商名录企业生产。
（4）施工：包含光伏发电场区、升压站、集电线路（含现场所有高中低压电缆施工）、 道路工程、送出线路的所有施工内容及配套设施（含场区梯坡改造修整、护坡治理、防洪、 消能设施），施工检测部分包含升压站、光伏区试桩、工程桩检测、地基检测、施工期的地 基沉降观测等。施工主要包括但不限于：场地平整，施工用电和用水等临建设施，光伏组件、 支架、逆变器、箱变、电缆分接箱基础及安装工程， 接地工程，环水保工程，道路工程（含 大件运输进场所必要的进场及场内道路的修整、牵引、协调费用） ，集电线路工程，送出线 路及对端间隔改扩建工程、场区围栏、升压站土建及所有安装工程(含甲供设备),消防系统， 生活给排水系统，污水处理系统、10kV 备用变及柴油发电机等。也包含为落实环评、水保、 消防、安全设施等相关专题及行政批复文件要求而实施的其它未一一列出的工程项目。
（5）调试、试验：包含为实现项目并网发电所需的设备单体调试（含甲供）、试验（含 特殊试验、一次调频试验、电网要求并网试验等） 及检查测试（含组件安装前性能测试和验 收检测、箱变检测等）、系统调试、整套试运；涉网试验（包括但不限于机电暂态仿真建模 及有效性验证、电磁暂态仿真建模及有效性验证、机电暂态仿真建模及有效性验证（SVG）、 电磁暂态仿真建模及有效性验证（SVG）、电能质量、有功无功功率控制、故障穿越（单 机）、故障穿越（整场）、电网适应性（单机）、电网适应性（整场）、一次调频与惯量响 应、AGC、AVC、SVG 并网性能）调度及供电手续并承担相关费用，达到《关于印发云南电网 2024 年网源协调重点工作的通知》（调度〔2024〕50 号）要求，试运行 6 个月内完成所有 涉网试验并提交最终试验报告。
投标人应负责对所有进场材料设备（含光伏支架及甲供材料设备）进行检测检验，并负 责升压站、送出线路工程、光伏区工程桩检测、试桩、地基检测、基建期及质保期的沉降观 测，工程所有检测费用由投标人负责。所有试验标准按国家最新发布执行。
场站所有设备数据接入永善县大坪子风电场升压站和大唐云南发电有限公司昆明大数 据集控中心，包含光伏场站接入大坪子风电场升压站和昆明集控所需硬件、软件设备的采购、 安装和调试（包括集控侧和场站侧）、集控侧配合电站所需费用（昆明集控侧厂家为南 京南瑞水利水电科技有限公司）。
（6）服务（含前期专题、竣工及专项验收工作、各类协调工作等）：
手续方面：招标人只负责（a）取得项目备案、环评、水保、压覆矿、地灾评估、接入 系统设计报告和电能质量分析报告、社会稳定评价的审批意见， 完成安全预评价、职业病危 害预评价；（b）签订融资协议或意向书、项目用地预审与选址意见书、使用林（草）地审 核同意书、光伏场区土地（水域）租赁协议；（c）土地（水域）勘测定界报告及土地手续 办理。
投标人负责（a）送出线路的核准、环水保、林土地等专题和征占地（含征占地费用）； （b）应急预案（编制、评审、备案） 、消防（备案、验收） 、突发性环境事件应急预案（施 工期（编制、评审、备案）） 、防雷检测、安全监督（如有）等法律法规规定的各项专项验 收、档案竣工移交、验收和竣工验收， 施工所需临时用水及永久性生活用水、用电、中断道 路交通等许可和批准以及其它相关所有手续办理的工作（包括前期专题报告编制并取得最终 批复或备案手续）；（c）人身意外伤害险、施工设备险、工伤保险等（除建筑工程一切险、 安装工程一切险、第三者责任险）手续办理。（d）负责配合招标人完成水保、环保、质量 监督（含工程质量安全咨询服务）专项验收的迎检接待、会务等（此类费用投标人承担）。 按照公司相关文件要求，项目全容量并网后 3 个月内完成环水保验收、3 个月内完成工程总结算，3 个月内完成工程移交生产；（e）负责开展网络安全等保测评、
网络风险评估报告、差距性评估报告， 并完成备案，满足云南公司《关于规范网络安全 等级保护相关工作的通知》（办综〔2020〕6 号）要求；（d）配合招标人完成升压站、光 伏场区、道路、集电线路区域的征租地及协调工作（包括征租地范围复测）。
工程可研设计所涉及的升压站、光伏区、场内道路及集电线路占用土地征占用、林（草） 地征占用、青苗补偿、房屋拆迁、矿产压覆等已由招标人办理完成；投标人须严格按照招标 人提交的《项目使用林（草）地可行性报告》及《项目勘测定界报告》等成果性文件安排工程用地，超出范围用地由投标人负责处理并承担费用。项目施工过程中发生除招标人已办理 的林（草）土地用地范围外临时占地（包括集电线路、施工道路、复耕、甲供设备进场发生 临时土地占用等）外，有关林（草）地、土地征占用、迁移由投标人负责处理、并承担费用。
投标人负责施工现场安保（每个施工作业面及材料堆放区安保人员不少于 1 人），并设 置 24 小时值班门岗，进行不间断巡逻；建设期施工区域现场监控，现场布置远程无线视频 监控终端，满足大唐集团公司智能视频调度融合平台视频数据接入要求（详见招标文件附件 关于印发《电力建设项目视频监控指导意见（试行）》的通知（集团工[2024]38 号）文件）；四优工程策划及实施，影像资料收集、制作。
投标人在设计和施工中需包含治安反恐相关内容，项目建成后通过治安反恐二级达标验 收。
投标人负责光伏组件现场抽检、并网、试运、移交、质保、培训、后评估、审计配合工 作以及其它相关联的各项工作。
工作分界点：
（a）与接入变电站分界点：送出线路及对端间隔改扩建设备、材料、附件及其建筑安 装调试工程均含在本标段内。
（b）与储能工程分界点为：本次招标范围内不包含储能系统设计施工，但需完成 8MW/16MWh 储能进线柜设备安装、调试等工作（最终以接入系统批复为准）。
（c）以升压站、光伏场区、道路、集电线路征租地界限为界面，升压站征地红线、光 伏场区、道路、集电线路征租地界限以内的所有施工工程。
本工程作为 EPC 总承包工程，投标总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总价。
项目须通过云南发电有限公司批复开工后，EPC 总承包合同方可生效。
3.投标人资格要求
3.1 投标人须具有独立法人资格。
3.2 投标人资质业绩要求：
3.2.1 投标人须具有以下勘察资质：
（1）工程勘察综合甲级资质；
3.2.2 投标人须具有以下设计资质：
（1）工程设计电力行业甲级及以上资质；
3.2.3 投标人须具有以下至少一项施工资质：
（1）电力工程施工总承包二级及以上资质；
（2）水利水电工程施工总承包二级及以上资质；
3.2.4 投标人须具有有效的安全生产许可证。
3.2.5 投标人须具备承装二级和承试二级电力设施许可证及以上资质，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。
3.2.6 近 5 年须具有 2 个及以上已投运的 50MW（或 MWp）及以上光伏工程 EPC 总承包业 绩（业绩范围至少包括光伏场站部分，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，否则视为无效业绩，国外业绩证明需提供对应的中 文译本）。
3.3 投标人拟派项目经理须同时满足以下条件：
（1）具备一级注册建造师证书，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像笔迹不一致的，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；
（2）且具备有效的安全生产考核合格证书（B 证）；
（3）在本合同实施阶段不得同时担任其他在建工程项目经理职务；
（4）至少担任过 1 个及以上已投运的 50MW（或 MWp）及以上光伏工程施工总承包的项 目经理（业绩范围至少包括光伏场站部分，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，否则视为无效业绩）。
3.3 财务要求：近三年每年净资产大于 0（联合体各方均需满足）；
3.4 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，并明确联合体牵头人，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，联合体成员 单位资质业绩具体要求如下：
（1）联合体中的勘察设计单位应满足 3.2.1 和 3.2.2 要求，近 5 年须具有 2 个及以上 已投运的 50MW（或 MWp）及以上光伏工程设计或 EPC 总承包业绩（业绩范围至少包括光伏场 站部分，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， 否则视为无效业 绩，国外业绩证明需提供对应的中文译本）。
（2）联合体中的施工单位应满足 3.2.3 至 3.2.5 要求，近 5 年须具有 2 个及以上已投 运的 50MW（或 MWp）及以上光伏工程施工总承包或 EPC 总承包业绩（业绩范围至少包括光伏 场站部分，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，否则视为无效业绩，国外业绩证明需提供对应的中文译本）。
3.5 投标人不得存在下列情形之一：
3.5.1 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；
3.5.2 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。
3.5.3 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。
3.6 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 2024 年 4 月 3 日至 2024 年 4 月 17 日 17:00 时
购买招标文件的投标人,请联系办理供应商会员事宜，未在中国电力招标采购网（www.dlztb.com）上注册会员的单位应先点击注册。成为正式供应商后根据招标公告的相应说明在线完成招标文件的购买!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!
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