本招标项目名称为： 内蒙古新能源开发有限公司包头双良60万千瓦绿色供电项目180MW升压站及光伏区EPC总承包公开招标， 本项目已具备招标条件，现对该项目进行国内资格后审公开招标。

2.项目概况与招标范围

    2.1 项目概况、招标范围及标段（包）划分：2.1.1项目概况：本项目源网荷储建设方案总体包括风电场、光伏电站、储能电站、升压站以及配套送出线路。风电场建设规模为 420MW，采用单机容量 10.0MW 的风机，共计42 台。光伏电站建设规模为180MW，采用风光同场的布置方式建设。储能电站建设规模为 102MW/408MWh型储能，全部通过新能源发电侧升压并网。升压站采用 220 千伏电压等级，将新能源电力汇集升压，同时配建 240Mvar 动态无功补偿装置，低压侧同时接入储能电站。并网工程为新建 1 回 220 千伏输电线路，自本项目新能源汇集升压站 220 千伏母线起，至包风二变电站 220 千伏母线止，线路路径长约 66公里，采用 LGJ-2×630 型号架空线路。包风二变电站配套扩建 1 回 220 千伏间隔。本项目同时还需匹配新增负荷用电部分通过在园区片公共电网受电，根据前期接入系统设计，本项目单开断π入现状高新变至双良前期 220 千伏双回 220 千伏线路中的一回，新建线路采用 LGJ-2×630，新建线路路径长度约 0.5 公里。

标段划分为如下：

 内蒙古新能源双良包头市60万千瓦园区绿色供电项目I标段：拟规划建设180MW光伏场区，直流侧装机容量约为216MWp，新建1座220kV升压站，配套建设102MW/408MWh型储能站，不含220kV架空线路（与外送线路工程以站外附近终端塔为界，不含终端塔；含终端塔与构架之间的导线、绝缘子及金具串）；含接入在开林河（包风二）500kV 变220kV 侧新建1 个220kV出线间隔。

 内蒙古新能源双良包头市60万千瓦园区绿色供电项目II标段：拟规划建设420MW风电场场区，通过35kV集电线路接入I标段新建升压站，界线为35kV开关柜接线端子，电缆终端头属II标段。不含升压站、储能站、220kV架空线路。

标段名称： 内蒙古新能源双良包头市园区绿色供电项目180MW光伏区及升压站EPC工程；

本标段为 内蒙古新能源双良包头市60万千瓦园区绿色供电项目I标段，建设光伏电站额定容量为180MW，直流侧装机容量约为216MWp，拟建设 55 个单晶硅方阵，拟使用 690 Wp单晶硅双面双玻N型组件。拟配置不低于300kW组串式逆变器600台，逆变后接入35kV就地箱式变压器升压后以多回35kV集电线路接入本工程新建的220kV升压站内。

本标段新建1座220kV升压站，通过新建1回220kV线路接入包风二变电站，升压站220kV侧采用单母线接线形式，高压配电装置采用户内GIS方案，项目按照17%（4h）配置1套总容量为102MW/408MWh的储能系统，并配置能量管理系统。本项目对风力发电、光伏发电、升压站各设置1套计算机监控系统，分别完成对风力发电系统、光伏发电系统和升压站的监控。新建升压站内建（构）筑物主要包括综合楼、附属辅助用房、车库、危废库、35kV配电装置区、二次预制舱、35kV预制舱、主变、事故油池、GIS设备、柴油发电机、柴油发电机预制舱、SVG预制舱、储能装置区、站用变、停车位、污水处理设施等。

本项目储能设备为甲供设备，其他设备均在招标范围内。投标人在初步设计阶段对组件、支架、主变、逆变器、电缆等选型进行进一步论证，确定最终配置。

2.1.2招标范围：本标段为 内蒙古新能源双良包头市60万千瓦园区绿色供电项目I标段，主要包括(但不限于)以下内容：

1.初步设计范围：按照一体化设计原则，完成国电电力内蒙古新能源双良包头市60万千瓦园区绿色供电项目整体的初步设计工作（包含升压站（含储能）、光伏及风电场区），办理相关审查，取得审查意见，投标人承担相关一切费用。

2.工程设计范围：包括风电场区的详勘、试桩（若有）以及本标段范围内的光伏场区、升压站（含储能区）、35kV集电线路、检修道路、进场道路的详勘、光伏支架基础试桩、防洪排水及植被恢复设计、施工图设计（仅含升压站（含储能）及光伏场区）、编制竣工图纸（仅含升压站（含储能）及光伏场区）及文件等EPC工程范围内的所有设计，包含全站一体化监控的统一设计及各子系统间的协调；本项目与风电场区的施工图设计分界点为站内35kV开关柜下口。

3.设备采购、调试及试验范围：除储能系统由招标人供货外，投标人采购范围包含：本标段180MW光伏及升压站项目范围内的光伏组件、光伏支架、组串式逆变器、箱式变压器、桩基础，主变压器、SVG、升压站配电装置、预制舱、接地变成套装置、站用变系统和设备、二次设备、通信设备、柴油发电机、接地、组件清洗机器人、无人机巡检设备，网络会议系统设备，施工期安全监督智慧管控系统、35kV集电线路与光缆、接地及本标段范围内所有设备、试验及检查测试、保护定值提供、系统调试（含风电区域相关）、涉网调试、试运行、消缺、培训，同时也包括所有材料、备品备件、专用工具、消耗品以及相关的技术资料等。投标人负责本标段范围内所有设备和材料（含甲供设备）的卸车、保管、二次搬运、各设备及系统厂家间的协调等，主要设备（箱变、主变、GIS、SVG、35kV开关柜）质保期为两年，招标人有权参与投标方范围内主要设备的技术规范书审查、技术协议的谈判及签订工作。

4.施工范围：包含本标段范围内光伏电场、220kV升压站（含储能区）、35kV集电线路、房屋建筑工程、交通工程、通讯工程（集团专用链路、生活网）其他建筑工程；包含整个项目（标段I和标段II）范围施工用水用电及临建设施【负责现场设计并修建本标段现场施工及施工人员生活所需要的临时设施，并在合同工程竣工或在投标人使用结束时，按招标人的要求拆除并恢复场地；建设现场临时道路、供暖、通讯（生活办公网络、无线对讲、手机信号）、网络会议系统、施工期安全监督智慧管控系统等设施，并按招标人要求建设整体项目的项目管理人员临建区，供所有建设单位项目管理人员、监理人员、总承包管理人员办公生活使用】（按高峰期不少于50人，临建设施面积不少于1800平米并应考虑适合当地气候的保温，防水，防风沙要求。业主宿舍按2人间考虑）、环境保护和水土保持工程、植被恢复（植被恢复责任期为植被恢复施工完成后至项目整体竣工完成，责任期内负责补种及养护。最终责任期满后植被恢复条件达到环评水保批复及当地林草国土的要求，通过地方主管部门的验收，退还复垦保证金。施工期以及植被恢复责任期发生的任何林草、违法用地事件或处罚由投标人负责处理）、设备接口开放、安全生产标准化等整个项目设计范围内的建安工程，移交以及质保期内的服务。

5.其他工作范围：负责本标段工程范围内从施工准备到项目竣工验收的各项建设手续办理，承担与此相关的一切费用，包含配合招标人取得建设用地规划许可证、规划建设许可证、投标人取得施工许可证、水保（含监理、监测）、环保（含监理、监测）、气象（防雷）、各项专项验收【含环保、水土保持、档案（标段范围内施工档案及项目整体档案验收配合）、储能、复垦验收）、施工期应急预案及备案（属地及华北能监局）、试运行期间突发事件应急预案备案及应急能力评估（属地及华北能监局）、突发环境事件应急预案、等保测评（包含风电、光伏、升压站测评）、安全防护方案及评估、商用密码应用安全性评估、并网安全性评价、图纸审查、取水用水（含取水批复、取水证等）、2M电力专线维护（2年）、竣工验收及手续办理（获取相关证件）】。配合招标人完成风电场区及本标段范围内的征租地工作，并承担相关协调费用。负责本标段范围内各级电网公司要求的检验检测、涉网调试实验、并网手续的办理，包括但不限于建模（含风电机组、逆变器、SVG、储能等设备建模）、一次调频、电能质量测试及报告、有功和无功功率调节测试、SVG、AVC、AGC、电网适应性、储能运行调试13项特性试验及报告等各级电网公司要求的检验检测、电力二次安防、等保测评（包含风电、光伏、升压站测评）、配合一体化调控系统的安装及调试、配合开展一省一集控工作、配合国电电力数字化管控平台的接入工作、配合公司数据中台接入工作、试验、并网试运行、消缺、验收、工程建安一切险（含第三者责任险）等。办理发电业务许可证、并网许可证、调度协议、购售电合同、电价批复、供用电合同等相关手续并承担一切费用。如果政府部门要求必须由招标人办理的手续，投标人协助招标人进行办理，相关费用由投标人承担。负责接入系统报告（升压站部分）编制及审查、电力质监站各阶段检查、各级电网验收检查、政府各职能管理部门检查等项目各阶段专项检查及审查工作，并承担相关一切费用。负责配合项目阻工协调工作，负责施工期间临时碾压、植被破坏、网围栏破除改造、道路出入口扩改建、扬尘、洒水、临时施工道路、植被恢复、临时设施拆除及恢复等工作的协调，承担一切费用。

6.施工水源、电源：施工期间的用水、用电（包括接驳及扩容设备施工费用）及相应手续由投标人自行解决。施工用电从10kV农网进行引接，施工电源（含施工变）由投标人建设，施工期间电费、水费税费由投标人支付；施工电源不能接入的地点结合移动式发电机供给。

7.本标段要包含整个项目的取水、临时电源、网络（含专用链路）、涉网试验、建模、储能测试、等保测评、安全防护评估、功率预测、一次调频、环评水保验收、职业健康三同时、安全设施三同时、消防、档案验收、质监验收、工程移交生产、达标投产、当地林草及国土验收、项目整体植被恢复复垦、安评、各类专项验收等工作并承担全部费用。

2.1.3计划工期：2024年12月20日具备首批并网条件；2024年12月31日全容量并网发电，总工期为107天，具体开工时间由招标人通知确定，但首批并网工期与总工期不变。

    2.2 其他：/

3.投标人资格要求

    3.1 资质条件和业绩要求：

    【1】资质要求：（1）投标人须为依法注册的独立法人或其他组织，须提供有效的证明文件。

    （2）投标人须具有并提供有效的工程设计综合甲级资质；或工程设计电力行业甲级资质；或电力工程施工总承包一级及以上等级资质证书和有效的安全生产许可证。

    （3）投标人为施工单位的须具有并提供有效的承装（修、试）电力设施许可证，许可范围为承装、承试二级及以上。

    【2】财务要求：/

    【3】业绩要求：2019年1月至投标截止日（以合同签订时间为准），投标人须至少具有国内100MWp及以上光伏EPC的合同业绩2份，其中至少有1份业绩须包含新建一座220kV及以上升压站EPC工程，且均已完工。投标人须提供能证明本次招标业绩要求的合同和对应的用户证明扫描件，合同扫描件须至少包含：合同买卖双方盖章页、合同签订时间和业绩要求中的关键信息页；用户证明须由最终用户盖章，可以是验收证明、使用证明、回访记录或其他能证明合同标的物已投运的材料（若合同甲方不是最终用户，合同甲方获取的最终用户证明也可）。

    【4】信誉要求：/

    【5】项目经理的资格要求：（1）投标人须提供拟任项目经理有效的工程建设类执业资格注册证书（若执业资格国家未开展注册，可提供执业资格证书）或高级专业技术职称证书。

    （2）项目经理须至少具有1个100MWp及以上光伏EPC总承包项目经理的经历,投标人须提供能证明项目经理业绩的合同，若合同中无项目经理姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、项目经理及单位名称）。

    【6】设计负责人的资格要求：（投标人为设计单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担设计工作的，按承担认定）

    （1）投标人须提供拟任设计负责人有效的勘察设计注册工程师执业资格注册证书（若执业资格国家未开展注册，可提供执业资格证书）。

    （2）设计负责人须至少具有1个担任100MWp 及以上光伏项目设计负责人的经历，投标人须提供能证明设计负责人业绩的合同，若合同中无设计负责人姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、设计负责人及单位名称）。

    【7】施工负责人的资格要求：（投标人为施工单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担施工工作的，按承担认定）

    （1）投标人须提供拟任施工负责人有效的一级建造师执业资格注册证书（建筑工程或机电工程专业）和有效的安全生产考核合格证（B类）。

    （2）施工负责人须至少具有1个担任100MWp及以上光伏项目施工负责人的经历，投标人须提供能证明施工负责人业绩的合同，若合同中无施工负责人姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、施工负责人及单位名称）。

    【8】施工机械设备：/

    【9】项目管理机构及人员：（投标人为施工单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担施工工作的，按承担认定）

    投标人须提供拟任安全负责人有效的安全生产考核合格证（C类）。

    【10】采购货物要求：/

    【11】其他要求：（1）投标人须在投标文件格式7.承包人建议书（四）分包方案中明确在本项目中承担的工作内容（同时承担施工、设计工作，或承担其中一项工作，另一项分包），未在投标文件格式7.承包人建议书（四）分包方案中明确的，视为同时承担施工、设计工作，投标人在其他位置描述的分包方案与此处不一致的以此处为准。

    （2）投标人为施工单位或设计单位，依据分包方案中明确承担的内容认定。

    3.2 本项目不接受联合体投标。

4.招标文件的获取

 招标文件开始购买时间2024-08-30 09:00:00，招标文件购买截止时间2024-09-04 16:00:00。