2. 项目概况与招标范围
2.2 项目名称：重庆分公司南川南平南城光伏项目交流侧 42.9MWEPC 总承 包
2.3 建设地点：重庆市南川区南平镇、南城街道详见南川南平南城光伏项目 可行性研究报告（不含造价及经评，仅供投标人参考）。
2.4 建设规模：南川南平南城光伏项目位于重庆市南川区采煤沉陷区，由三泉（重庆）清洁能源有限公司投资新建，拟用地面积 1302.15 亩，均为采煤 沉陷区。拟建规模 42.9MW。项目分布在南平镇、南城街道， 分为东西两块区域， 西部区域中心坐标为： 106°59′29.84″E,29°2′59.65″N ，东部区域中心坐标为： 107°0′53.46″E,29°3′34.97″N，计划新建一座 110kV 升压站，拟接入附近陈家场 110kV 变电站 110kV 侧。根据现场实地踏勘，可通过现有道路到达光伏场区附 近，交通条件较好。
根据本电站地理位置、装机规模及近区电网情况， 本阶段考虑南川南平南城 光伏项目接入系统方案设想为：南川南平南城光伏项目新建 1 座 110kV 升压站， 各发电单元子阵通过 35kV 集电线路送至 110kV 升压站汇集后，以 1 回 110kV 线路接入陈家场 110kV 变电站。（最终接入系统方案以当地电力公司审查后的 方案为准）。
本项目装机容量为交流侧 42.9MW，直流侧 56.55078MWp，拟采用目前主 流的 585Wp 单晶硅光伏组件进行开发，采用固定倾角运行方式，倾角为 11°。该光伏电站项目 25 年的年均发电量约 4712.982 万 kWh ，25 年平均年利用小时数 为 833.407 小时。
2.5 计划工期：138 日历天（其中：设计工期 38 日历天；施工工期 100 日历 天）。
2.6 招标范围：南川南平南城光伏项目工程 EPC 总承包主要工作内容为：项 目初步设计、施工图勘察设计及竣工图编制（含光伏发电场、升压站[升压站设 计符合《新能源项目升压站典型设计导则》规定] 等），包含编制项目核准内容变更报告并取得主管部门的批复文件；光伏发电项 目设备：全部设备和材料由投标人采购（含随机备品备件、安全工器具、专用工 器具等）、供货、卸车保管、二次倒运、施工、消缺， 详见发包人提供的设备表； 光伏发电场、升压站、道路、五通一平、试桩、边坡防护、排水设施等所有建安 工程（含水源、备用电源）及环水保措施的实施；施工过程中的协调；项目土地 清表、余方弃置、垃圾清运等工作；现有道路的维护和交通手续办理；项目试验 （含保护定值计算、涉网试验、建模试验、性能试验等） 及检查测试、分系统调 试、整套系统启动调试、试运、安全管理备案、质量监督注册、过程监督检查及 整改闭环，最终取得商运手续、建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、施 工许可证办理、并网手续办理（含接入调度自动化主站系统技术服务、二次安防 及通讯系统、通信通道合同签署费用）；工程验收（含环保、水保、安全设施、 消防、职业病防护设施、防雷、档案等各项专项监理、监测、验收和工程竣工验 收，工程质量咨询技术服务、工程质量安全咨询服务、不含施工监理项目） 及投 产交付、档案移交以及质保期内的服务；备品备件、专用工具、消耗品以及相关 的技术资料移交、培训、审计配合等；现场物资管理服务；建设期工程保险（不 含建筑工程一切险、安装工程一切险、第三者责任险）；从项目建设直至项目竣 工验收的相关审批手续（不含项目备案、林草地、选址意见书、土地预审、建设 用地批复、地灾评估、洪评、水保、环评、文物、军事、压覆矿产、社稳、安全 预评价、职业病危害预评价、升压站国有土地使用证）。项目光伏场区、升压站 征租地过程测量测绘以及配合发包人完成地表附着物清点、统计等工作， 绘制厂 区租地范围图、确认最终光伏场区使用面积；本项目升压站与送出线路的分界点 为升压站出线门型构架，升压站围墙内构架部分设备、材料、附件及建筑安装工 程均含在本标段内（包含送出工程光缆引接、熔接、附件、测试等所有工作）；
生产远程视频监控、满足集团公司无人值班生产管理系统建设， 接入集控中心设 备设施、生产标准标识标牌满足集团公司相关文件规定；光伏项目智慧巡检系统 建设、项目作业现场视频全覆盖项目（安装数量及要求符合《公司电力建设项目视频监控指导意见（试行）》文件规定）；项目建设必须满足 《公司光伏项目四优工程建设指导标准（试行）》文件规定的 管理要求。
具体范围包括（但不限于）以下内容：
①勘察部分包括但不限于：负责施工场地现场踏勘调查、工程地质勘察、水 文地质勘察等全部勘察相关工作。勘察阶段应对光伏场址的稳定性和建筑适宜性 作出工程地质评价，确定工程区内的建（构）筑物的总平面布置，以及工程地基 基础设计和不良地质现象的防治方案，并在后续施工过程中予以实施。
②设计部分包含光伏发电场、升压站所有土建及安装工程的勘察、初步设计、 施工图纸设计、竣工图绘制， 及与工程实施相关的全部设施、设备、材料的勘察 设计等工程全过程的所有设计、服务及相关审查工作并承担费用。所有设计方案 实施前应经招标人审查确认。招标人在招标阶段提供可研成果报告（技术部分） 和项目光伏场区、升压站地形图（1：500）。
③本项目所有设备和材料的采购、催交、运输、接卸、二次倒运、保管、资 料、现场物资管理及专用工器具和备件移交由投标人负责。其中为保证设备性能 质量：a. 光伏组件、逆变器、箱变、主变、户外 GIS、开关柜、预制舱式无功补 偿、变电站用紧凑型成套设备（含低压开关柜、光功率预测、直流系统、 UPS 系 统、计算机监控系统）35kV 电缆、其他电缆（包括低压电缆、控制电缆、计算 机电缆等）、光缆、35kV 电缆头等采用暂估价固定报价，在公司框采设备中标候选人名单内由 EPC 总承包合同中标人与中国水利电力物资 集团有限公司（国际贸易有限公司）或其专业公司、区域公司通过集团采购程序确定供应商并签订采购合同；b. 光伏支架（固定式支架）、 电缆分支箱、UPS 系统、综合自动化系统、视频监控系统等所有二次设备、 35kV 以下电缆头等设备、材料在招标人提供的供应商短名单中选择（短名单见招标文 件第七章）。以上未提及设备、材料和备件及上述设备应满足设计要求。本电站 设备性能指标及整体性能指标必须满足光伏场址 1000 海拔及环境工作要求，设 备绝缘等级按高海拔高度进行修正。按公司要求本项目暂估价设备监造
和设备监检由招标人另行委托并承担费用。为保证设备性能和质量， 投标人采购 的主要设备和材料详见第七章由招标人提供的供应商短名单中选择，且不得是公司不良供应商名录企业生产。
④施工协调部分，招标人只负责升压站、光伏区、场内道路及集电线路的征 租土地的手续办理并承担费用（超出红线面积的所有费用由投标人承担）。投标 人负责征租土地过程所有实际工作（包括完成土地测量丈量工作）及对外协调工 作及相关协调费和特殊约定费用，负责本项目临建设施临时用地的手续办理、各 类费用缴纳及相关协调处理等，负责复垦及迹地恢复并通过政府验收，所有的协 调及费用均包含在招标范围内。（纳入环水保要求）
⑤施工建设部分，包含光伏场区、35kV 集电线路、升压站区域（升压站分 为生产区和生活区，生产区采用钢围栏与生活区分隔。升压站内布置有综合楼 （钢筋混凝土结构），35kV 配电舱、水泵房及仓库、配电设备基础、事故油池、 主变基础、主变构架、出线构架以及 SVG 设备基础等建构筑物）的所有施工内 容（含进场道路、含五通一平、生产生活设施、永临结合的用电用水设施、消防、 设备基础、建安工程等） 及配套设施（含场区围栏、视频监控系统（生产视频监 控及施工视频监控）、门禁系统和电子围栏、标识牌、护坡治理、防洪、消能设 施等），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场外道路修整和恢复、牵引、协调费 用），集电线路工程，升压站土建及所有安装工程。消防系统， 生活给排水系统， 污水处理系统、10kV 备用变（临时转永久）、区内永久安全防护、驱鸟、隔离、 警示、告警等所需设施、设备、标识标志。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。 投标人负责本项目厂用外来电源接入的全部工作（包括但不限于全部设备采购、 安装、并网验收、移交前的运行维护及与当地电网公司的协调、手续办理等工 作），施工区范围内各种线路、管道、道路的交叉跨越手续办理并承担相关费用。 施工安装建设包含工程中所有常规试验、建模试验、特殊试验及涉网试验并承担 费用。投标人在工程建设期间应按照《中华人民共和国职业病危害防治法》等要 求，落实职业病危害防护措施并承担费用。
⑥调试、试验（含特殊试验、建模试验、涉网试验、 一次调频试验等接入电 网应完成的所有试验项目）、测试、并网、启动试运及试运、移交、质保、生产 准备培训以及后评价配合工作以及其它相关联的各项工作包含为实现项目并网 发电所需的设备单体调试、试验（含特殊试验、建模试验、涉网试验、 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（升压站）、电磁暂态仿真建模及有效性验证（升压站）、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，以投标时电网 要求为准。要求试运行 3 个月内完成所有涉网试验并提交最终试验报告。
所有场站设备数据接入重庆集控中心，包含光伏场站接入重庆集控所需 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（重庆集控侧厂家为南京南瑞水利水电科技有限公司）等。
⑦检测部分负责升压站、光伏区工程桩检测、试桩、地基检测、基建期及质 保期的沉降观测均由投标人负责并承担相关费用。
⑧服务（含竣工及部分专项验收工作、各类协调工作等）：
手续方面招标人只负责：（a）不涉及文物和军事设施的支持性文件、签订 融资协议或意向书、项目用地选址意见书、建设项目用地预审意见、使用林（草） 地审核同意书、光伏场区土地（水域）租赁协议；（b）土地（水域）勘测定界 报告及土地手续办理。
补充投标人负责手续内容：投标人负责全部勘察设计，全部设备和材料采购 供应，建筑及安装工程施工，所有项目管理，试验及检查测试，系统调试，试运 行，档案验收，消缺，移交生产，竣工验收，性能质量保证，工程质量保修期内 的服务等内容，同时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。以发包人名义办理涉及线路部分的所有征地及相关协调、 地方关系协调等。
投标人负责施工许可证办理及其它相关所有手续办理的工作，也包含建设期 工程保险（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。
投标人负责的验收包含综合应急预案（编制、评审、备案）、突发性环境事 件应急预案（编制、评审、备案） 、消防专篇、防雷检测等法律法规规定的各项 专项验收、档案竣工移交、竣工验收；发包人负责配合投标人完成水保监理、监 测、验收和环保监理、监测、验收；安全设施、消防、职业病防护设施、防雷、 档案等各项专项咨询、验收服务（编制、评审、验收、备案） ，不含施工监理项 目；质量监督（含工程质量安全咨询服务）、档案验收等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。
计算机监控系统和辅助系统测评和备案、安全防护评估， 满足公司 要求。由投标人负责开展网络安全等保测评，并完成备案，等保测评为二级。
工程可研设计所涉及的升压站、光伏区、场内道路、集电线路的土地征占用、 林地征占用、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 已按照可研设计办理的林土地用地范围外临时占地（包括集电线路、复耕、设备 进场发生临时土地占用等）有关林地、土地征占用、迁移由投标人负责处理、并 承担费用。（因发包人原因导致地块的变化所产生征租地费用的描述， 由发包人 承担）
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，总人数不少于 6 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，项目现场全覆盖，满足公司智能视频调度融合平台视频数据接入要求（详见第六章其他相关规定 中的附件）。
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（包含：组件安装前功率测试，包括组件功率 特性、隐裂、组件功率测试等所有内容；组件及逆变器投用后检测，含热斑、隐 患、EL、功率等检测内容等）、并网、试运、移交、质保、培训、审计配合工 作以及其它相关联的各项工作；负责光伏支架进场检测（包含：出场检验报告、
合格证、外观、尺寸、连接件和三角件等配件数量， 檩条、斜梁、立柱连接件等 材料厚度及镀锌层的厚度）。
工作分界点：
(a)与电网企业分界点：升压站侧变电站 110kV 出线门型构架，设备、材料、 附件及建筑安装及试验工程均包含在本标段内（包括门型架构至升压站，光缆引 接，熔接、附件测试等工作）。
(b)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， 场内外改扩建 道路分界线见总平面布置图。
®负责为招标人及监理在现场提供办公用房 4 间（各 2 间），配置必要的办 公设施，工程完工后由投标人拆除、回收及迹地恢复，满足地方环保要求。
⑩负责本项目相关的各项外部协调事务并承担相应费用，包括（但不限于） 交通通行、临时场地、供水供电、网络通讯、当地材料、当地用工及运输、堆转 运场、施工干扰、县乡（镇）村协调等，配合招标人开展相关对外协调工作。落 实各级政府为满足工程实施需要关于防火、防疫、安全、防汛等相关措施并承担 费用。
道路部分：道路参照厂矿道路标准，路基宽度：进场改造道路及光伏场区道 路 4.5 米，进站道路 5.5 米；路面宽度：进场改造道路及光伏场区道路 3.5 米； 进站道路 4.5 米；场区道路及进场道路改造部分：泥结石，路面厚度 20cm；进 站道路：混凝土，25cm 水稳层+20cm 混凝土面层。在较长施工道路末端设置调 车平台，在较长且没有支线的路段设置错车道。本道路的全部相关费用由投标人 承担。其中主要工作内容包括（但不限于）：征用地协调及相关补偿、测量放线 (含征地红线的测量放线)、砍伐树木清表、清苗补偿、路基土石方开挖（含排水 沟）、路基土石方填筑、弃方运输、道路边坡挡土墙、20cm 泥结石路面、道路 排水管涵、弃渣场防护挡墙、安全护栏、标识、土地复垦、施工协调（主要包括 （但不限于）：与地方村民及地方政府的协调、与协作队伍之间的协调等）、光 伏电站建设期的道路维护和道路清扫等工作内容及全部费用。
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+暂估价。
3. 投标人资格要求
3.1 通用资格条件
3.1.1 投标人须具有独立法人资格或其他组织。
3.1.2 财务要求：没有处于被责令停产、停业或进入破产程序，且资产未被 重组、接管，也未被司法机关采取财产保全或强制执行措施。
3.1.3 否决项包括供应商的以下情形：
（1）在信用中国网站（查询网址：https://www.creditchina.gov.cn/ ）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；
（2）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（“灰名单” 、“黑名单”供应商等），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。
3.1.4 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的，评标委员会将否决其投标。
3.1.5 符合法律、法规规定的其他条件。
3.2 专用资格条件：
3.2.1 企业资质要求：须具有电力工程施工总承包二级及以上资质，或水利 水电工程施工总承包二级及以上资质；和工程勘察(岩土工程)专业乙级及以上资 质；和工程设计电力行业（新能源发电）专业乙级及以上资质；和有效的安全生 产许可证；和有效的承装类二级和承试类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。
3.2.2 企业业绩要求：近 5 年须具有 2 个及以上 40MW（或 MWp）及以上 山地光伏电站已竣工 EPC 总承包业绩。
3.2.3 人员资质要求：拟派项目经理须具有机电工程专业或建筑工程专业一 级注册建造师执业资格；须具有有效的安全生产考核合格证书（B 证），且在投
标阶段未担任其他在建工程项目经理职务。
3.2.4 人员业绩要求：拟派项目经理须具有 1 个及以上 40MW（或 MWp） 及以上山地光伏电站已竣工施工总承包或已竣工 EPC 总承包的项目经理业绩。
3.2.5 本次招标接受联合体投标。联合体投标的，应满足下列要求：
3.2.5.1 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。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 须有各成员单位的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，由委托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“第七章投标文件格式”的规定。
3.2.5.2 联合体设计单位须具有工程勘察(岩土工程)专业乙级及以上资质；和 工程设计电力行业（新能源发电）专业乙级及以上资质；近 5 年须具有 2 个及以 上 40MW（或 MWp）及以上山地光伏电站光伏电站设计业绩或已竣工 EPC 总承 包业绩。
3.2.5.3 联合体施工单位须具有电力工程施工总承包二级及以上资质，或水 利水电工程施工总承包二级及以上资质；须具有有效的安全生产许可证；近 5 年
（2019 年 1 月 1 日至投标截止日）须具有 2 个及以上 40MW（或 MWp）及以上 山地光伏电站已竣工施工总承包业绩或已竣工 EPC 总承包业绩。
3.2.5.4 联合体承装、承试单位须具有有效的承装类二级和承试类二级电力 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。
3.2.6 其他特殊要求：
（1）业绩证明材料须包含：合同（至少包含合同首页、签字盖章页和合同 主要内容页）、竣工验收证明（EPC 业绩或施工业绩的竣工验收证明必须经建设 单位、设计单位、监理单位和施工单位盖章齐全，否则不予认可；其余业绩可提 供用户证明）。
（2）拟派项目经理业绩证明材料须包含：合同（至少包含合同首页、签字 盖章页和合同主要内容页）、竣工验收证明（竣工验收证明必须经建设单位、设 计单位、监理单位和施工单位盖章齐全，竣工验收证明中须有拟派项目经理姓名， 否则不予认可）。
（3）一级注册建造师证（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，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。
（4）首台(套)装备、首批次材料、首版次软件参与投标时，属于工业和信 息化部等部门相关名录所列首台(套)装备、首批次材料、首版次软件的， 以及 《中央企业科技创新成果推荐目录》成果的，仅需提交正式印发的名录文件并说 明本次投标属于名录中的哪一项，即视同满足市场占有率、使用业绩等要求。
3.3 注意事项：
3.3.1 以上资质要求均需提供相关证书扫描件或电子证书。
3.3.2 业绩时间以竣工验收证明上的竣工验收时间为准。竣工验收证明上没 有竣工验收时间的，以签字盖章中的最晚时间为准；签字盖章无时间的，以竣工 时间为准；竣工验收证明上没有上述时间的不予认可。
3.3.3 业绩证明材料必须能证明业绩类型及规模，否则不予认可。
3.3.4 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。
3.3.5 提供的相关证明材料应清晰可辨，不能识别有效信息的不予认可。
3.3.6 如发现拟派任项目经理在投标阶段存在其他在建工程情况，评标委员 会将启动澄清程序，投标人应按澄清要求提供经建设单位同意的项目经理变更说 明或在建工程竣工验收证明，否则不予认可。
3.3.7 在建工程是指处于中标结果公示到合同约定的工程全部完成且竣工验 收合格期间的工程（与本次招标的工程属于同一工程相邻分段发包或分期施工的 除外）。
3.3.8 本次招标采用电子方式开评标，除联合体协议书（如有）、法定代表 人身份证明、法定代表人授权委托书需要满足签字盖章要求外，投标商务文件、 技术文件、价格文件和其他文件首页由有法定代表人或其委托代理人电子签字并 加盖电子单位公章后即视为满足招标文件所有签字盖章要求。并按照规定的时间 上传加密的投标文件即可，无需逐页签字盖章。
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 2024 年 6 月 25日至 2024 年 7 月 9 日 17 时（北京时间，下同），登录下载电子招标文件。
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
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