200万千瓦“阿电入乌”区域互济新能源项目（170万千瓦光伏）EPC总承包工程招标公告
项目所在地区：内蒙古自治区阿拉善盟高新技术产业开发区(乌斯太镇)境内
依据《中华人民共和国招标投标法》、《中华人民共和国招标投标法实施条例》规定，遵循公开、公平、公正和诚实信用原则，受招标人内蒙古蒙能斓海新能源有限公司的委托，对内200万千瓦“阿电入乌”区域互济新能源项目（170万千瓦光伏）EPC总承包工程进行公开招标，现公告如下：
1. 招标条件
本招标项目200万千瓦“阿电入乌”区域互济新能源项目（170万千瓦光伏）已由阿拉善盟能源局批准，项目代码：2411-152971-89-01-969551，项目单位：内蒙古蒙能斓海新能源有限公司。总投资：820000万元，项目资金已经落实，其中自筹20%，银行贷款80%，招标人为内蒙古蒙能斓海新能源有限公司，行业监督部门：阿拉善盟能源局。本项目已具备招标条件，现对200万千瓦“阿电入乌”区域互济新能源项目（170万千瓦光伏）EPC总承包工程进行公开招标。
2. 项目概况与招标范围
2.1项目概况
200万千瓦“阿电入乌”区域互济新能源项目站址位于阿拉善盟高新技术产业开发区，乌兰布和沙漠腹地，整体地貌为移动沙丘。场址距离阿拉善左旗市区北部约115km，距离乌海市市区西侧约33km。场址中心坐标为东经106°20′28″，北纬39°42′53″。场地海拔1092.3~1237.6m之间。目前场址北侧有一条柏油路可到达。
本期规划容量为2000MW，其中风电装机规模为300MW，光伏装机交流侧容量为1700MW，直流侧容量2043.87092MWp。拟采用磷酸铁锂电化学储能，采用构网型储能设备，总容量为300MW/600MWh。(1)本项目风电部分安装30台单机容量为10MW的风电机组，每台风力发电机组配置1台箱式变电站。(2)本项目光伏部分建设容量1700MW，共设354个分区，采用“分块发电，集中并网”设计方案。353个子阵交流侧容量为4.8MW，子阵直流侧容量为5.77096MWp，单个子阵共安装9308块光伏组件，支架共计358个；1个子方阵交流侧容量为5.6MW，直流侧容量为6.72204MWp，子阵组件数量为10842块，支架数量为417个。项目直流侧总装机容量为2043.87092MW，共安装620Wp单晶硅光伏组件3296566块。(3)本项目同步建设升压站3座，其中有人值守站1座，少人值守站2座。#1升压站(少人值守站)汇集新能源容量500MW和储能容量75MW/150MWh；#2升压站(有人值守站)汇集新能源容量750MW和储能容量112.5MW/225MWh；#3升压站(少人值守站)汇集新能源容量750MW和储能容量112.5MW/225MWh。【接入系统送出工程及升压站间联络线工程不在本次招标范围内。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：项目本期规划容量为2000MW，其中风电装机规模300MW，光伏装机交流侧容量1700MW，配套建设储能300MW/600MWh，项目同步建设升压站3座。
【本项目EPC总承包工程划分为2个标段分别招标采购，I标段为170万千瓦光伏及#3升压站(含配套储能)(即本招标项目)；II标段为30万千瓦风电及#1、#2升压站(含配套储能)。】
2.3计划工期：2024年12月25日至2025年11月30日，工期340天(具体开工日期以实际日期为准)。
2.3招标范围：本工程发包采用EPC总承包的方式。
招标范围：
本标段招标范围为：光伏区、220kV升压站(#3)的勘察设计，以及与项目有关的全部设备(不含光伏组件、主变压器、组合电气(GIS)、储能系统设备以及集电线路35kV电压等级电缆)和材料的采购供应、建筑及安装工程施工、项目管理、试验及检查测试(不包含升压站特殊试验、35kV电缆交接试验)、系统调试(不包含升压站分系统调试、升压站整套启动调试、电气设备定值计算、升压站涉网试验)、试运行、消缺、培训、验收(含各项专题、阶段验收、竣工验收等验收)、移交生产、性能质量保证、工程质量保修期限的服务，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，同时也包括办理建设手续、用地手续、质量监检、并网手续、调度手续及供电手续、征地协调，并承担全部相关费用。具体招标范围包括(包括但不限于)：
(1)勘察设计：包括但不限于光伏区、储能区、检修道路(光伏区内)、35kV集电线路(截至于#1、#2升压站围墙外2m)；220kV升压站(#3)及进站道路、施工道路、检修道路；光伏场区及升压站地质详勘、初步设计、初步设计概算、执行概算、施工图设计、施工图预算、采购设备图纸文件、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；完成相关部门施工图审查工作；编制安全设施设计专篇、职业卫生防护设施设计专篇、环境与水土保持设计专篇等。设计及设计优化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光伏逆变器、箱变、支架、支架基础、35kV集电线路、电缆(含光缆)、电缆终端(中间)接头、220kV升压站设备(#3)、涉网设备(包括但不限于光功率预测设备、OMS、DCCS、OCS等)、升压站及场区视频监控系统、计算机监控与保护、通信、通讯及计量设备等及其配套设施、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。【本项目甲供设备及材料仅包括光伏组件、主变压器、组合电气(GIS)、储能系统设备、集电线路35kV电压等级电缆，其余完成本项目所需的其他所有物资、设备以及材料在本次招标范围内，由承包人负责提供；甲供设备材料由承包人负责卸货、二次倒运、场内运输、保管、管理、移交、安装、调试以及检验试验等工作。】
(3)建筑安装工程施工：承包人负责工程范围内所有土建、安装和调试工作【不包含升压站分系统调试、升压站整套启动调试、定值计算、升压站涉网试验、35kV电缆交接试验】，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。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、生活生产标识等规范要求的、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【不包含升压站分系统调试、升压站整套启动调试、定值计算、升压站涉网试验、35kV电缆交接试验】：包括但不限于光伏组件、储能系统、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；场站内所有设备第三方检测，配合第三方完成一次调频、SVG性能测试，AVC/AGC性能测试，电能质量入网参数测试、有功、无功功率控制测试，机电模型控制器参数测试，电磁模型半实物参数测试，新能源场站建模（两种模型），频率电压适应性等工程所需的测试及调试。配合第三方公司向电网提供相应设备的型式试验报告、数据、模型。所提供的并网检测服务满足国家、行业、蒙西电网、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、调试定值、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。
负责办理项目开工的行政许可文件，包括但不限于施工许可证、消防图审及报备等。
(5)负责完成光伏场站、储能系统、35kV集电线路、220kV升压站(#3)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、系统升级改造等工作。
(8)负责办理升压站、储能区不动产权办理。
(9)负责项目范围内大件运输道路的平整及处理。
(10)负责项目建设运输所需场内外(含场址内原有公共道路)的交通运输新、改、扩建及道路修复等工程。
(11)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。
(12)负责内蒙古能源集团智慧工地平台建设【符合《新能源场站智慧化技术要点(试行)》要求】。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。
(13)负责安全生产视频监控系统建设【符合《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)要求】。要求在主体工程开工前，安全生产视频监控系统具备使用条件，同时数据能上传至内蒙古能源集团智慧工地平台。
(14)负责智慧能源场站(含5G覆盖)建设【符合《新能源场站5G络覆盖技术要点(试行)》要求】。
(15)储能系统的建设【符合《内蒙古自治区安全生产委员会办公室关于印发明确电化学储能电站安全管理职责和电化学储能电站消防安全管理若干措施的通知》(内安委办〔2024〕80号)要求】，确保通过相关管理部门的验收。
(16)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。
(17)光伏场区场地平整、进场道路、生态治理、供水工程、供电工程、通信与通讯工程(不含5G覆盖)、场区围栏设施及费用由招标人负责。
(18)储能设备分界面：一次分界点：储能系统集装箱内设备之间、集装箱与集装箱之间的电缆及附件由发包人提供，储能系统至其它设备的电缆及附件由承包人负责提供，所有电缆的敷设、接线以及系统调试等其它工作由承包人负责。二次分界点：储能系统设备之间的电缆、通讯线缆及附件由发包人提供，储能系统至其它设备的电缆及附件由承包人负责提供，所有电缆的敷设、接线以及系统调试等其它工作由承包人负责。
(19)附表《发包人与承包人责任分工表》，是对招标范围的细化与补充，是本招标范围的一部分。
(20)“第四章合同条款及格式—第三节专用合同条款第26款”相关工作内容及要求，是本招范围的一部分。
(21)与本项目(30万千瓦风电)EPC总承包工程(II标段)的工作界面：电缆沟(隧道)界面：#1、#2升压站内电缆沟(隧道)由风电承包单位负责，分界点在#1、#2升压站围墙外2m；安装调试界面：承包人负责将光伏区35kV集电线路接入#1、#2升压站35kV开关柜，其余#1、#2升压站内全部工作由风电承包单位负责，承包人做好配合工作。
(22)负责招标范围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。
除上述明确要求外，包括但不限于170万千瓦工程光伏区、储能区及配套的1座220kV升压站(#3)、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(甲供设备材料除外)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。
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)没有处于被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序；
(2)没有处于行政主管部门或内蒙古能源集团有限公司系统内单位禁止投标的范围和处罚期间内；
(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经营异常名录；
(5)未被最高人民法院在“信用中国”网站(www.creditchina.gov.cn)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：
(1)资质等级要求：
投标人应同时具有以下资质，并提供资质证书影印件。
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)具有建设行政主管部门核发的安全生产许可证且在有效期内。
(2)项目经理要求：
1)投标人须提供拟任项目经理建设行政主管部门核发有效期内的一级注册建造师(建筑工程或机电工程专业)资格证书(注册为本单位)，一级建造师打印电子证书后，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，并提供有效的安全生产考核合格证书（B类）。
2)项目经理：自2019年1月1日至投标截止日(以合同签订时间为准)，须具有至少1个100MW及以上的光伏EPC总承包工程担任项目经理的经历(需提供EPC总承包合同，并提供该项目经理签字的竣工报告，如合同中不能体现则需要提供企业任命文件等证明资料)。拟任项目经理应为本单位职工，并提供本单位连续6个月以上(2024年1月至今)的社保证明材料。拟任本项目的项目经理在项目实施期间不得同时在其他项目担任项目经理（负责人），提供承诺函。
3.2.2业绩要求：
(1)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。需提供合同证明文件，并提供至少一张有效发票。
(2)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500MW及以上光伏总承包(EPC)业绩至少1个。需提供合同证明文件，并提供至少一张有效发票。
注：母、子公司资质业绩不得互相借用，以上两项业绩要求需同时满足且合同不可共用，单体项目500MW及以上光伏总承包(EPC)业绩可视为设计业绩，提供联合体EPC业绩的投标人应为牵头方。
3.3本项目不接受联合体投标。
招标文件获取时间：2024年11月29日至2024年12月6日23时59分59秒
项目所在地区：内蒙古自治区阿拉善盟高新技术产业开发区(乌斯太镇)境内
依据《中华人民共和国招标投标法》、《中华人民共和国招标投标法实施条例》规定，遵循公开、公平、公正和诚实信用原则，受招标人内蒙古蒙能斓海新能源有限公司的委托，对内200万千瓦“阿电入乌”区域互济新能源项目（170万千瓦光伏）EPC总承包工程进行公开招标，现公告如下：
1. 招标条件
本招标项目200万千瓦“阿电入乌”区域互济新能源项目（170万千瓦光伏）已由阿拉善盟能源局批准，项目代码：2411-152971-89-01-969551，项目单位：内蒙古蒙能斓海新能源有限公司。总投资：820000万元，项目资金已经落实，其中自筹20%，银行贷款80%，招标人为内蒙古蒙能斓海新能源有限公司，行业监督部门：阿拉善盟能源局。本项目已具备招标条件，现对200万千瓦“阿电入乌”区域互济新能源项目（170万千瓦光伏）EPC总承包工程进行公开招标。
2. 项目概况与招标范围
2.1项目概况
200万千瓦“阿电入乌”区域互济新能源项目站址位于阿拉善盟高新技术产业开发区，乌兰布和沙漠腹地，整体地貌为移动沙丘。场址距离阿拉善左旗市区北部约115km，距离乌海市市区西侧约33km。场址中心坐标为东经106°20′28″，北纬39°42′53″。场地海拔1092.3~1237.6m之间。目前场址北侧有一条柏油路可到达。
本期规划容量为2000MW，其中风电装机规模为300MW，光伏装机交流侧容量为1700MW，直流侧容量2043.87092MWp。拟采用磷酸铁锂电化学储能，采用构网型储能设备，总容量为300MW/600MWh。(1)本项目风电部分安装30台单机容量为10MW的风电机组，每台风力发电机组配置1台箱式变电站。(2)本项目光伏部分建设容量1700MW，共设354个分区，采用“分块发电，集中并网”设计方案。353个子阵交流侧容量为4.8MW，子阵直流侧容量为5.77096MWp，单个子阵共安装9308块光伏组件，支架共计358个；1个子方阵交流侧容量为5.6MW，直流侧容量为6.72204MWp，子阵组件数量为10842块，支架数量为417个。项目直流侧总装机容量为2043.87092MW，共安装620Wp单晶硅光伏组件3296566块。(3)本项目同步建设升压站3座，其中有人值守站1座，少人值守站2座。#1升压站(少人值守站)汇集新能源容量500MW和储能容量75MW/150MWh；#2升压站(有人值守站)汇集新能源容量750MW和储能容量112.5MW/225MWh；#3升压站(少人值守站)汇集新能源容量750MW和储能容量112.5MW/225MWh。【接入系统送出工程及升压站间联络线工程不在本次招标范围内。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：项目本期规划容量为2000MW，其中风电装机规模300MW，光伏装机交流侧容量1700MW，配套建设储能300MW/600MWh，项目同步建设升压站3座。
【本项目EPC总承包工程划分为2个标段分别招标采购，I标段为170万千瓦光伏及#3升压站(含配套储能)(即本招标项目)；II标段为30万千瓦风电及#1、#2升压站(含配套储能)。】
2.3计划工期：2024年12月25日至2025年11月30日，工期340天(具体开工日期以实际日期为准)。
2.3招标范围：本工程发包采用EPC总承包的方式。
招标范围：
本标段招标范围为：光伏区、220kV升压站(#3)的勘察设计，以及与项目有关的全部设备(不含光伏组件、主变压器、组合电气(GIS)、储能系统设备以及集电线路35kV电压等级电缆)和材料的采购供应、建筑及安装工程施工、项目管理、试验及检查测试(不包含升压站特殊试验、35kV电缆交接试验)、系统调试(不包含升压站分系统调试、升压站整套启动调试、电气设备定值计算、升压站涉网试验)、试运行、消缺、培训、验收(含各项专题、阶段验收、竣工验收等验收)、移交生产、性能质量保证、工程质量保修期限的服务，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，同时也包括办理建设手续、用地手续、质量监检、并网手续、调度手续及供电手续、征地协调，并承担全部相关费用。具体招标范围包括(包括但不限于)：
(1)勘察设计：包括但不限于光伏区、储能区、检修道路(光伏区内)、35kV集电线路(截至于#1、#2升压站围墙外2m)；220kV升压站(#3)及进站道路、施工道路、检修道路；光伏场区及升压站地质详勘、初步设计、初步设计概算、执行概算、施工图设计、施工图预算、采购设备图纸文件、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；完成相关部门施工图审查工作；编制安全设施设计专篇、职业卫生防护设施设计专篇、环境与水土保持设计专篇等。设计及设计优化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光伏逆变器、箱变、支架、支架基础、35kV集电线路、电缆(含光缆)、电缆终端(中间)接头、220kV升压站设备(#3)、涉网设备(包括但不限于光功率预测设备、OMS、DCCS、OCS等)、升压站及场区视频监控系统、计算机监控与保护、通信、通讯及计量设备等及其配套设施、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。【本项目甲供设备及材料仅包括光伏组件、主变压器、组合电气(GIS)、储能系统设备、集电线路35kV电压等级电缆，其余完成本项目所需的其他所有物资、设备以及材料在本次招标范围内，由承包人负责提供；甲供设备材料由承包人负责卸货、二次倒运、场内运输、保管、管理、移交、安装、调试以及检验试验等工作。】
(3)建筑安装工程施工：承包人负责工程范围内所有土建、安装和调试工作【不包含升压站分系统调试、升压站整套启动调试、定值计算、升压站涉网试验、35kV电缆交接试验】，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。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、生活生产标识等规范要求的、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【不包含升压站分系统调试、升压站整套启动调试、定值计算、升压站涉网试验、35kV电缆交接试验】：包括但不限于光伏组件、储能系统、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；场站内所有设备第三方检测，配合第三方完成一次调频、SVG性能测试，AVC/AGC性能测试，电能质量入网参数测试、有功、无功功率控制测试，机电模型控制器参数测试，电磁模型半实物参数测试，新能源场站建模（两种模型），频率电压适应性等工程所需的测试及调试。配合第三方公司向电网提供相应设备的型式试验报告、数据、模型。所提供的并网检测服务满足国家、行业、蒙西电网、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、调试定值、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。
负责办理项目开工的行政许可文件，包括但不限于施工许可证、消防图审及报备等。
(5)负责完成光伏场站、储能系统、35kV集电线路、220kV升压站(#3)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、系统升级改造等工作。
(8)负责办理升压站、储能区不动产权办理。
(9)负责项目范围内大件运输道路的平整及处理。
(10)负责项目建设运输所需场内外(含场址内原有公共道路)的交通运输新、改、扩建及道路修复等工程。
(11)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。
(12)负责内蒙古能源集团智慧工地平台建设【符合《新能源场站智慧化技术要点(试行)》要求】。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。
(13)负责安全生产视频监控系统建设【符合《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)要求】。要求在主体工程开工前，安全生产视频监控系统具备使用条件，同时数据能上传至内蒙古能源集团智慧工地平台。
(14)负责智慧能源场站(含5G覆盖)建设【符合《新能源场站5G络覆盖技术要点(试行)》要求】。
(15)储能系统的建设【符合《内蒙古自治区安全生产委员会办公室关于印发明确电化学储能电站安全管理职责和电化学储能电站消防安全管理若干措施的通知》(内安委办〔2024〕80号)要求】，确保通过相关管理部门的验收。
(16)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。
(17)光伏场区场地平整、进场道路、生态治理、供水工程、供电工程、通信与通讯工程(不含5G覆盖)、场区围栏设施及费用由招标人负责。
(18)储能设备分界面：一次分界点：储能系统集装箱内设备之间、集装箱与集装箱之间的电缆及附件由发包人提供，储能系统至其它设备的电缆及附件由承包人负责提供，所有电缆的敷设、接线以及系统调试等其它工作由承包人负责。二次分界点：储能系统设备之间的电缆、通讯线缆及附件由发包人提供，储能系统至其它设备的电缆及附件由承包人负责提供，所有电缆的敷设、接线以及系统调试等其它工作由承包人负责。
(19)附表《发包人与承包人责任分工表》，是对招标范围的细化与补充，是本招标范围的一部分。
(20)“第四章合同条款及格式—第三节专用合同条款第26款”相关工作内容及要求，是本招范围的一部分。
(21)与本项目(30万千瓦风电)EPC总承包工程(II标段)的工作界面：电缆沟(隧道)界面：#1、#2升压站内电缆沟(隧道)由风电承包单位负责，分界点在#1、#2升压站围墙外2m；安装调试界面：承包人负责将光伏区35kV集电线路接入#1、#2升压站35kV开关柜，其余#1、#2升压站内全部工作由风电承包单位负责，承包人做好配合工作。
(22)负责招标范围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。
除上述明确要求外，包括但不限于170万千瓦工程光伏区、储能区及配套的1座220kV升压站(#3)、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(甲供设备材料除外)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。
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)没有处于被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序；
(2)没有处于行政主管部门或内蒙古能源集团有限公司系统内单位禁止投标的范围和处罚期间内；
(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经营异常名录；
(5)未被最高人民法院在“信用中国”网站(www.creditchina.gov.cn)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：
(1)资质等级要求：
投标人应同时具有以下资质，并提供资质证书影印件。
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)具有建设行政主管部门核发的安全生产许可证且在有效期内。
(2)项目经理要求：
1)投标人须提供拟任项目经理建设行政主管部门核发有效期内的一级注册建造师(建筑工程或机电工程专业)资格证书(注册为本单位)，一级建造师打印电子证书后，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，并提供有效的安全生产考核合格证书（B类）。
2)项目经理：自2019年1月1日至投标截止日(以合同签订时间为准)，须具有至少1个100MW及以上的光伏EPC总承包工程担任项目经理的经历(需提供EPC总承包合同，并提供该项目经理签字的竣工报告，如合同中不能体现则需要提供企业任命文件等证明资料)。拟任项目经理应为本单位职工，并提供本单位连续6个月以上(2024年1月至今)的社保证明材料。拟任本项目的项目经理在项目实施期间不得同时在其他项目担任项目经理（负责人），提供承诺函。
3.2.2业绩要求：
(1)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。需提供合同证明文件，并提供至少一张有效发票。
(2)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500MW及以上光伏总承包(EPC)业绩至少1个。需提供合同证明文件，并提供至少一张有效发票。
注：母、子公司资质业绩不得互相借用，以上两项业绩要求需同时满足且合同不可共用，单体项目500MW及以上光伏总承包(EPC)业绩可视为设计业绩，提供联合体EPC业绩的投标人应为牵头方。
3.3本项目不接受联合体投标。
招标文件获取时间：2024年11月29日至2024年12月6日23时59分59秒
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