2. 项目概况与招标范围
2.1项目概况：
本项目积极响应《内蒙古自治区防沙治沙和风电光伏一体化工程推进方案》等相关文件，推动新能源全产业链发展。大力推动新能源就地消纳，研究推出更多“新能源+”市场化应用场景，实现新能源消纳总量和比例“双提升”。打造国家新能源装备制造基地，发展新能源运维服务业。
本项目采用新能源与防沙治沙相结合的方式，实现板上发电、板下种植、板间养殖、治沙改土、乡村振兴、工业旅游的光伏+立体化新型产业模式。
本项目建设500MW光伏电站一座，储能考虑采用租赁形式后期集中建设，本次设计不再进行考虑。根据项目容量，拟建设1座220kV升压站，预留远期接入条件。本期500MW光伏容量，通过单回220kV线路接入谷山梁500kV变220kV侧。
2.2项目规模：
内蒙古能源集团达拉特旗防沙治沙50万千瓦光伏一体化一期项目本期建设容量为50万千瓦，远期规划容量50万千瓦。项目直流侧总装机容量为501.26752MW，共安装620Wp及以上单晶硅光伏组件约805792块。采用固定式支架，光伏组件竖向布置（组件选型及直流侧容量以最终批复意见为准；接入系统方案最终以接入系统设计及其批复意见为准）。
2.3建设地点：
本项目位于在内蒙古自治区鄂尔多斯市达拉特旗旗城区以西直线距离约80km，光伏电站中心位置坐标为北纬40.30o、东经109.22o。在达拉特旗中和西镇南侧直线距离约20km的丘陵地区，属丘陵及沙漠地貌。
2.4工期要求：2025年1月1日光伏场区开工（具体开工日期以招标人或监理人通知为准），2025年9月15日完成全容量并网，工期：257天。
2.5招标范围：
(1)勘察设计：光伏厂区、检修道路、35kV集电线路、220kV升压站一座、及进站道路、施工道路等所有设计工作。含勘察测绘（光伏区及升压站区的岩土工程勘察及预制试桩工作不包含在本次招标范围内）、微观选址复核、初步设计、初步设计概算、执行概算、升压站小可研、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、设计代表必须常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。超出征地红线范围外的检修道路设计及施工必须经过发包人书面同意，红线外的施工道路一切手续及费用都由承包人负责。
(2)设备、材料供货：承包人承担整个项目所需逆变器、箱变、支架、支架基础、围栏、接地、220kV升压站、涉网设备(包括但不限于光功率预测设备、OMS、DCCS、OCS及与本项目投产所需的设备材料等）、光储信息系统远动机及其配套设施、材料（含所需辅材）的采购、运输，承包人负责本招标项目的所有设备（含发包人提供的）及材料的卸货、二次倒运、场内运输、保管、管理、接货、报关及移交等工作。其中主变压器、GIS及GIS预制舱、光伏组件、集电线路35kV电力电缆由发包人采购，投标人需以暂估价形式列入投标报价。
上述所有设备、主要材料（包括发包人采购的设备、主要材料）到货后经甲方、监理、承包人验收后由承包人统一负责管理，包括但不限于建设仓库、卸货、二次倒运、场内运输、保管等，如有丢失或损坏由承包人负责。
(3)建筑安装工程施工：承包人负责工程范围内所有土建、安装工作，（包括但不限于需要开通的专线、办公网络的费用及并网后一年的上网费）及升压站场平、协调解决光伏区及升压站施工期间一切土地纠纷事宜，承包人负责10kV电源接入升压站用备用电源；根据相关规定第三方实验室由发包人招采（进行的工程各类检验、试验、检测的费用由承包人负责，单价按招标价格执行，按实际发生的工作量结算。），负责地方相关部门、电力质监部门和电网公司的验收工作（包括项目报装及并网手续办理及图纸报审、消防报验及整改工作），负责环保措施实施、水保措施实施、职评与安评措施实施、环保环评、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（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，并符合基建、生产管理标准要求)。上述所有手续办理必须由承包人安排专人负责办理，不得另行委托施工分包进行。
（4）设备的试验及调试：包括但不限于工程单体、系统调试和启动试运工作，箱变绝缘油试验、箱变分系统调试、光伏区电缆耐压、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、安全稳定控制系统专题研究报告及评审等。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；满足发包人后台数据远程传输要求；设备第三方检测、通信工程技术服务，二次安防等保测评等。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。升压站系统及整套调试工作(包含分系统、整套启动调试、特殊项目试验）、定值计算、涉网试验、35kV电缆交接试验不在本次EPC招标范围。
负责办理并网手续包括不限于设备编号、线路命名、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，包括但不限于建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、施工许可、消防图审及报备等；上述所有手续办理必须由承包人安排专人负责办理，不得另行委托施工分包进行。
（5）光伏场站、35kV集电线路、220kV升压站、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：环保、水保、消防、质监、安评、反恐、安全竣工验收、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、网络安全等）并承担相关费用。上述所有手续办理必须由承包人安排专人负责办理，不得另行委托施工分包进行。
（7）质保期内缺陷处理等工作。
（8）用地红线内所有土地的流转和转建设用地（包括升压站、升压站进场道路、集电线路塔基、箱变基础、汇集箱）及林草手续办理及费用由发包人负责。
红线外征收征用的土地手续办理及其补偿费用、植被恢复由承包人负责（包括用地红线外的直埋电缆、施工道路、临时道路、便道、光伏区进场道路、便桥和现场出入通道，以及施工生产、生活等临时设施用地等）
红线外征收征用土地的林草手续：初设方案内的由发包人办理，若初设方案发生二次变更，则林草手续由承包人负责办理，植被恢复由承包人负责。若承包人不能及时支付费用影响工程进度，发包人有权代付，费用从合同中扣除。（扣除费用以政府出具的相关手续为准）
（9）负责光伏区、集电线路、升压站进场道路、检修道路工程施工及上述道路修复、维护及保养等工程。
（10）负责提供发包人及监理500平米以上的临时办公及住宿场所，并配备所有的办公及生活家居用品。
（11）负责完成接入集控中心的工作，从设计、采购、施工、验收等各阶段，统筹安排，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）负责安全生产视频监控系统与建设智慧工地系统建设，本项目配置安全生产视频监控系统与智慧工地系统，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及安全管控平台。
项目建设过程中必须使用内蒙古能源集团智慧工地平台及安全管控平台，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）按照《新能源场站5G网络覆盖技术要点》《新能源场站智慧化技术要点》(蒙能新源〔2024〕158号)等文件要求，负责本工程的智慧场站建设，包含5G网络覆盖，上述要点未提及的设备智慧化由EPC总承包单位实施。详见附件2、附件3。
（14）EPC总承包单位（承包人）采购的、箱变、逆变器等发电主设备以及发包人招标的主变压器、GIS及GIS预制舱、光伏组件、集电线路35kV电力电缆等发电主设备所有监测信号需按照统一格式及通讯规约进行传输，传输范围包括设备侧到升压站侧，升压站侧到呼和浩特集控中心侧等。
（15）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的工作。
（16）承包人应在建设单位指定位置建设1座观景台，观景台应美观大方，高度不得低于8米，满足建设单位要求，承包人应在报价中体现观景台费用，具体金额根据图纸报价。见附件附件：4观景平台、附件：5观景台效果图。
（17）承包人负责建设光伏工地数字孪生全景智管系统平台，承包人应对此项单独报价，具体要求见技术文件要求及附件。
除上述明确要求外，包括但不限于50万千瓦工程光伏区、配套的一座220kV升压站、35kV集电线路的勘测设计，以及与项目有关的设备和材料的采购供应、建筑及安装工程施工、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与附件1发包人与承包人责任分工表。
2.6工程质量要求
符合国家、行业或地方验收标准并满足设计文件及其他相关规范的要求。
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（需提供承诺）；
(2)没有处于行政主管部门（需提供承诺）或集团相关文件（详见附件）确认的禁止投标的处罚期间内；
(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产品、施工或服务引起的重大及以上质量事故或重大及以上安全事故（需提供承诺）；
(4)未被市场监督管理部门在全国企业信用信息公示系统（https：//www.gsxt.gov.cn/）中列入严重违法失信企业名单或者严重违法企业名单（需提供承诺并附网站查询截图）；
(5)未被信用中国网站列入失信被执行人、重大税收违法失信主体。在投标截止时间前已从名单内移出的除外。（“中国执行信息公开网”（zxgk.court.gov.cn）、“信用中国”网站（www.creditchina.gov.cn）（需提供承诺并附网站查询截图）；
(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（需提供承诺）。”
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）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。
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）和有效的安全生产考核合格证书（B类）。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12个月以上（2023年7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12个月以上（2023年7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)，投标人具有装机容量500MW及以上单体光伏项目勘察设计业绩至少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500MW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。
（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）
3.2.4其他要求：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。
3.3本工程不接受联合体投标。
4. 招标文件的获取
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（北京时间，下同）。
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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