1. 招标条件
本招标项目黄山区阳都 120MW 茶光互补光伏发电项目项目业主为 黄山巨源新能源有限公司 ,建设资金来源已落实,业主自筹(资金来源已落实),招标人为 黄山巨源新能源有限公司 。项目已具备招标条件,现对该项目的EPC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
安徽省黄山市黄山区太平湖镇。
2.2工程概况
黄山区阳都 120MW 茶光互补光伏发电项目主要位于安徽省黄山市黄山区太平湖镇广阳村和二都村。太平湖镇位于黄山区西北部,太平湖上游湖面最宽处两岸。镇政府 驻地位于东经 118 °2 ′, 北纬 30 °22 ′,距黄山区政府驻地甘棠镇 18 公里,距九华 山南大门 30 公里,距省城合肥 220 公里。太平湖镇总面积 164 平方公里(原太平湖镇128平方公里,原广阳乡36平方公里。
工程规模:本项目采用635Wp单晶硅光伏组件,固定 20 °倾角安 装 方 式 , 规 划 装 机 容 量 为 120MW, 实 际 直 流 侧 装 机 容 量 为144.00022MWp,交流侧装机容量为 120MW。 按“分块发电、集中并网 ”的总体方案进行设计,接入本项目新建的 220kV 升压站 35kV侧,通过 220kV 线路接至巷联变 220kV 侧间隔。
2.3计划工期
计划总工期: 505 日历天(从计划开始工作、施工准备、主体工程施工、工程完建至工程移交生产的时间)。计划开始工作日期: 2025 年 11 月 10 日,计划施工准备开始日期:2025 年11 月 20 日,计划首批光伏方阵并网发电日期:2026 年 9 月 30 日,计划全部光伏方阵并网发电日期:2026 年 11 月 30 日,计划完工验收日期: 2026 年 12 月 30 日,计划工程移交生产日期:2027 年 3月30日。具体以监理单位签发开工令中明确的开工时间为准。
2.4招标范围
招标范围包括(但不限于):☑土地征(占)、租用及补偿;☑工程建设项目有关设计评审、施工证件和批件办理(如林业及草地手续、土地复垦手续、建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、施工许可证、土地及房屋不动产权证等);☑工程设计,初步设计和施工图阶段的勘察、测量、设计(含概、预算)、科研,竣工图以及相关所有咨询及服务内容;☑设备(不含甲供设备)、材料的采购、监造、运输和管理等,及发包人负责采购设备的监造、验货、卸货、管理等;☑工程施工准备与工程施工;☑所有设备(含甲供)安装及调试;☑水保、环保、安全设施与职业病危害防护设施等专项设计、评价、施工和监测;☑质监、并网协议、购售电合同、试运行、涉网性能试验和并网验收等满足属地电网公司要求的入网前所有手续;☑土地复垦与验收;☑所有专项验收、启动验收,工程移交和竣工验收工作;☑工程保险(包含甲供设备);☑质保期内的服务、配合审计工作;☑其他:通过电建新能源集团达标投产验收。
(1)项目手续:
手续办理与协调(包括但不限于):承包人负责办理前期各项手续及筹建期合法合规性手续,负责办理土地相关手续,协助发包人办理消防手续等。
(2)设计(包括但不限于):设计(含初步设计、施工图设计、竣工图设计及变更设计)及相关设计接口协调、设计评审及现场设计代表服务。完成光伏发电场、升压站、集电线路、土建施工、设备安装与调试、道路及相关附属设施、送出工程及对侧站改造管理与协调、储能工程等工程的初步设计并完成施工图及竣工图。完成相关设计接口协调配合、设计评审、施工图会审、设计交底及现场设计代表等服务。所有设计成果须满足相关规程、规范要求,并通过发包人、安徽省能源主管部门、国家电网责任有限公司的审查。与设计相关的协调费、咨询服务费、会议评审费等费用,均由承包人承担。
(3)设备采购(包括但不限于):光伏发电场设备(不含光伏组件设备)、升压站设备(含全部一次设备、二次设备及装置、通信及远动设备及装置、控制及直流系统、站用电系统、光功率预测系统、备用电源、火灾报警系统、监控(监测)系统、全站防雷及设备接地、全站照明、采暖、通风及空调设备、集控系统、消防及给排水系统、污水处理一体化设备等、不含储能设备)、智慧工程设备等本项目涉及到的所有设备、材料的采购、供货、催交、运输、卸车、接货验收仓储保管、二次倒运、组装、验收、管理、配合调试等;同时负责对光伏组件、储能系统等甲方供应的设备进行管理,包括但不限于监造、催货、协调、卸车、吊装、接货验收、仓储保管、二次倒运等。
(4)建安施工、调试(包括但不限于):本项目光伏场区施工及调试(含组件安装、场地平整、桩基础、支架、集电线路、杆塔、箱变、道路、排水、围栏、临时围档等所有工程)、升压站施工及调试(设备基础(含储能设备基础、电缆沟等)、围墙(含电厂大门)、设备安装(含储能设备安装、电缆敷设等)、试验、调试)及相关配套附属设施施工及调试(含全部一次、二次设备及装置、通信及远动设备装置、控制及直流系统、站用电系统、光功率预测系统、备用电源、火灾报警系统、监控系统、全站防雷及设备接地、全站电缆及电缆防火封堵、全站照明、供暖、通风及空调设备)及调试(含场地平整、桩基础、杆塔组立、线路架设、附件安装、辅助工程施工,对侧站改造及调试等)、道路施工(农业生产道路、运维检修用道路、砂石道路、混凝土道路等),绿植种栽、绿色植被恢复施工,环保专项施工,水保专项施工、施工准备(三通一平)、智慧工程建设等。负责整个项目的系统调试,满足项目验收条件,以及试运行、达标投产、考核验收、培训和最终转入正式运行交付使用等。出具安装、试验及调试报告,完成电磁建模,满足省、市、县电网公司或供电局的要求。
(5)临时占地手续(包括但不限于):土地、林地(临时占地)所涉及到的协调费(含工作经费)、技术服务费、临时占地耕地复垦费及相关恢复费等费用及手续办理。
(6)并网及试运行内容及范围(包括但不限于):前期与当地电力部门对接、对侧站协调、并网手续及验收(包括储能系统)、倒送电、配合储能系统投产、配合完成试运行(首台、整套)、工程尾工、消缺整改、调试试验、验收等工作。
(7)竣工验收(包括但不限于):按照相关规程规范和规定,工程应开展的环境保护、水土保持、质监、消防、劳动安全与工业卫生、信息系统建设、并网和工程档案等竣工专项验收、启动验收。竣工验收及工程移交、电网公司及电建新能源集团档案资料验收的相关工作,质保期内的服务,以及与总承包项目相关的所有工作。
(8)工程协调与服务(包括但不限于):完成所有设计审批备案及办理开工手续(包括但不限于:建设工程规划许可证、建筑工程施工许可证、消防许可证等所有开工许可证件办理);投保建设期工程一切险或安装工程一切险、第三者责任险、人身意外伤害险;完成升压站入网前手续和并网验收手续办理(包括定值计算及整定、系统调试、试运行、调度、通信协议、供电手续(包括购售电合同办理等)、消缺、培训、验收等)及承担所涉及的相关费用;负责完成线路跨越、道路跨越、河道跨越、景区、保护区穿越等协调,并承担所涉及的相关费用,如生物多样性论证、生态影响论证等;协助开展技术质量监督、电力质量监督、可再生能源质量监督工作;项目立项到竣工验收的工程档案整理、移交及承担所涉及的相关费用;负责技术培训、生产移交以及质保期内的相关服务。负责实施过程中涉及所有外部对接的协调和批件办理的相关工作。与项目相关的以上协调费、服务费,均由承包人承担。
同时包括电网公司及国家、项目所在地省、市、县政府部门要求的各类工作,并承担所发生的各类费用。
(9)与储能系统的工作界面:为储能设备基础外平台接口,完成储能设备基础外平台接口适配附件、配件制作,负责完成上述工作的安装、调试;配合完成储能系统设备采购和供货,完成储能系统安装,并组织系统调试;办理储能系统的并网手续;完成储能系统涉网试验;配合储能系统投产。
(10)安全环保与职业健康管理(包括但不限于):落实安全与环境保护“三同时”所涉及的有关设计、采购、施工;负责所有现场文明施工管理所需要的开支;负责施工过程中所有劳动安全保护措施的所有费用。
本项目作为EPC总承包交钥匙工程,涉及本项目设计、合规证照办理、施工、设备材料采购、竣工投产、工程检查、档案验收、竣工结算、电力质监验收、地方职能部门质监验收、其他工程验收、专项验收、整体竣工验收、配合本项目的并网手续办理等工作内容及相关费用均属于投标人的工作范围。
3. 投标人资格要求
3.1 投标人应具备承担本项目总承包的资质条件、能力和信誉。
3.1.1 资质要求:
1)投标人必须具有中华人民共和国独立法人资格;
2)投标人应具有工程勘察综合甲级或工程勘察岩土相关专业的甲级,工程设计综合甲级资质或工程设计电力行业甲级资质或工程设计电力行业新能源专业甲级资质及以上资质;或电力工程施工总承包壹级及以上资质或水利水电工程施工总承包壹级及以上资质,同时具有工程勘察专业乙级、工程设计电力行业乙级或新能源发电专业乙级及以上资质。具有国家主管部门颁发的安全生产许可证并在有效期内,且无被暂扣或吊销情况。
3.1.2 信誉要求:投标人在“国家企业信用信息公示系统”(https://www.gsxt.gov.cn/index.html)中未被列入严重违法失信企 业 名 单 、 在 “ 信 用 中 国 ” 网 站(https://www.creditchina.gov.cn)或其他权威信用信息共享平台中未被列入失信被执行人名单的网页截图,以及投标人及其法定代表人 、 拟 委 任 的 项 目 经 理 在 中 国 裁 判 文 书 查询近三年(2023 年 1 月 1 日-2025年 10 月 1 日)内无行贿犯罪行为的网页截图。联合体投标的,应包括联合体各方信誉情况。
3.1.3 业绩要求:投标人在近 5 年(2020 年 1 月 1 日-2025 年 10月1日)内具有1个100MW及以上光伏发电工程(含220kV及以上升压站)EPC 总承包项目(光伏业绩和升压站业绩可以分别单独提供)。业绩证明资料包括对应的中标通知书(如有)、合同协议书、发包人出具的完工证明(工程接收证书或工程竣工验收证书)等。要求能体现签约主体、服务范围、装机容量、合同总金额及竣工验收时间等内容。业绩时间以完工验收时间为准,证明材料不全或不清晰导致评标委员会无法准确判定符合评审要求的,该业绩将不被认可。联合体投标人的业绩,应是组成联合体的各自成员的业绩合并计算。
3.1.4 财务要求:提供近三年(2022 年、2023 年、2024 年)经会计师事务所认定的财务会计报表。财务会计报表包括资产负债表、现金流量表、利润表和财务情况说明书。投标人的成立时间少于规定年份的,应提供成立以来的财务状况表。联合体投标的,应包括联合体各方财务情况。
3.1.5关键岗位人员的资格要求
项目经理的资格要求:具有高级工程师及以上技术职称,具有一级注册建造师执业资格或其他工程建设类注册执业资格(注册建筑师,勘察设计行业的注册工程师、一级造价工程师等),具有安全资格证书(B 证),担任过 1 个 100MW 及以上光伏(风电)工程 EPC 总承包项目经理。
项目设计负责人的资格要求:具有高级工程师及以上技术职称,担任过1个100MW及以上光伏(风电)工程(含220kv及以上升压站)的设计总工程师或副总工程师。
项目施工负责人的资格要求:具有工程师及以上技术职称,具有二级及以上注册建造师执业资格,具有安全资格证书(B 证),担任过1个100MW及以上光伏(风电)工程项目副经理。
项目技术负责人的资格要求:具有高级工程师及以上技术职称,或具有一级注册建造师执业资格或其他工程建设类注册执业资格(注册建筑师,勘察设计行业的注册工程师、一级造价工程师等),担任过1个100MW及以上光伏(风电)工程的技术负责人。
3.1.6项目管理机构及人员:投标人员满足项目需要,且注册在本单位。项目管理最低配备要求 17 人,包括但不限于(1)项目经理1 人(2)设计负责人 1 人(3)技术负责人 1 人(4)项目副经理 1人(5)施工负责人 1 人(6)安全总监 1 人(7)质量负责人 1 人(8)安全环保负责人 1 人(9)进度负责人 1 人(10)合同工程师 1人(11)采购工程师 1 人(12)测量工程师 1 人(13)土建工程师 1人(14)电气工程师 1 人(15)专职安全员 1 人(16)试验管理 1 人(17)档案管理 1 人;其中安全管理人员须取得相应的资格证书。
3.1.7施工机械设备: 。
3.2 本次招标不接受 联合体投标。
4.招标文件的获取
获取截止时间：2025-10-24 09:00
欲购买招标文件的投标人请联系办理入围供应商事宜,开通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流程请联系 010-68818478
联系人：刘工
手机：13681557910 (微信同号)
邮箱：1490789738@qq.com
