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：本项目位于三明市宁化县翠江镇及城郊镇，拟利用翠江镇域内及城郊镇域内鱼塘建设渔光互补光伏电站。拟建电站地块总面积约480亩（含升压站），建设光伏电站总容量交流侧约25MW，直流侧约32.2704MWp。光伏阵列采用柔性支架与固定支架方案结合布置。
本项目拟在莲塘工业园区新建一座110kV升压站，光伏电站内电能以4回10kV架空线路+电缆直埋方式汇集至升压站后以1回110kV架空线路送出至当地电网消纳（送出线路部分由当地电网建设），根据当地电网要求本项目需配置一个储能系统（2.5MW/5MWh）。
本次招标为项目总承包（EPC），EPC范围为除明确由招标人负责的事项【光伏组件、功率300kW的79台逆变器、北斗时钟同步装置、工程监理、跟踪审计以及已经取得的各项前期报告由招标人负责采购】外的其他所有工作和费用，具体范围如下：
1）勘察及设计相关工作包括但不限于：负责从地质勘察、初步设计、施工图设计到竣工图编制等本工程全过程的所有勘察设计任务，按照国家和行业有关标准、内容和深度及国家能源集团投资有限公司等标准相关要求完成设计工作。设计过程要执行国家强制性条文及行业制定的安全性评价要求，对所提供的成果质量负终身责任。
（1）110kV升压站、光伏电站、集电线路、交通、及其他工程的地质详勘，工程水文、气象，设备技术规范书编制，初步设计（如电网公司有要求，应根据取得批复意见进行设计，不得漏项），施工图设计（含安全设计、施工图审查、消防审查等），升压站建筑物装修二次设计、绿化设计、竣工图编制，勘测内容应满足初步设计和施工图阶段所需的深度要求；
（2）环评、水保、安全、消防、档案、职业卫生、防雷接地等验收所需的各专项设计以及开展设计所需发生的相应勘察、检测和手续办理；
（3）参加本工程的设计审查，并按审查意见进行设计修改和补充；参加施工组织设计审查、施工检验验收等设计交底及现场服务工作；
（4）与本项目相关的其他设计工作。以上报告审查、手续办理等相关费用由承包人负责；
2）设备材料采购包括但不限于：
（1）逆变器（功率300kW的79台为甲供，其余型号由乙供）、光伏组件甲供、箱式变压器、主变、高低压开关柜、配电装置、无功补偿、电缆（含光伏区高低压所有电缆及防雷接地线）、接地材料（含组件间接地材料）、支架、光伏区围栏、大门、集电线路（含钻越电缆和进站电缆）及对侧改造、全场光缆、光纤盒、系统继电保护及安全自动装置、综合自动化监控系统及继电保护、交直流系统、图像监视及防盗系统、光功率预测系统、火灾报警及公共广播系统、调度自动化及安全防护设备、二次防护设备、通信系统、接入系统通信系统、网络布线系统、一次调频系统、储能系统、给排水设备、采暖通风等整个光伏电场区及升压站工程所有设备的采购，以及上述设备的测试、催交、接货、卸车、仓储、保管、成品保护、转运、安装、汇线、试验、调试等全部工作（包括甲供设备），承包人采购的设备要满足合同质量要求和电网并网要求；
（2）整个光伏电场区及升压站工程所需的材料采购、制作及安装，包括但不限于集电线路（塔材、导线、绝缘子串、避雷器等）、线缆、光纤、电缆槽盒、接地扁钢（铜绞线、接地极等）、标识标牌、电缆沟盖板、厂区围栏、大门和电缆标识桩、国家能源集团关于安全门禁等有关设备、安全横向隔离装置等工程配套设备设施及其相关的材料。
3）光伏电站施工范围包括但不限于：
（1）安装工程：光伏场区支架（刚性、柔性）、升压站主变、高低压开关柜、配电装置、无功补偿、电缆、综自系统、交直流系统、图像监视系统、光功率预测系统、储能系统、供排水系统工程设施及其他辅助设施、光伏组件、支架、逆变器、箱变、集电线路（含跨高速、铁路、河流、公路等一系列需跨越、钻越费用）等上述设备、材料采购范围内以及所有需要进行配套的安装工作（包括设备运输道路的协调和修复、清障、改造、加固、赔偿、恢复及设备牵引工作等）。
（2）土建工程：五通一平、升压站进站道路、光伏场区进站道路和所有场内道路的新建和改扩建、临时设施的施工（包含场区临时监控）、升压站部分（包括建构筑物、各类设备基础、供排水系统工程、供暖通风等）、10kV集电线路、光伏组件支架基础、箱变基础、接地、消防、给排水、挡护、绿化、水土保持、植被恢复、施工临时场地恢复等相关土建工作，包括鱼塘打桩后恢复养殖和饲养区基础设施的恢复工作，以及所有需要进行配套的土建工作，并通过安全、环保、水保、消防等专项验收。
（3）负责升压站永久用水设施、永久专用网络接入、永久电源工程实施以及施工临时设施的施工，承担外接10千伏电源接入（满足永临结合要求）及包括营地、材料堆场、施工便道、承包人擅自超出用地红线产生的用地费用、弃渣、原设施的拆除和清运等现场发生的全部费用，满足光伏发电项目总体设计方案，满足发包方对升压站装修要求及生产、生活需要，并与主体工程同步实施。
（5）满足招标人对升压站并网后生产运行维护所需采购的生产、生活的一系列生产准备的物品（具体清单详见技术部分7.35.1工器具），具体生产准备工作由招标人负责。
（6）项目用地红线之外的临建设施用地由承包人自行负责办理相关用地手续并承担所需费用，发包人予以协助。
4）试验、调试及竣工验收包括但不限于：
完成光伏电站质量监督、并网手续及并网验收（含并网前技术监督、保护定值计算、计量回路校验、线路参数测试、启动验收、并网验收、涉网试验及验收、达标投产、并网安全性评价等）、防雷检测、消防验收、档案验收、环保水保验收、劳动安全卫生验收等工作，环保监测、水保监测、消防验收、防雷接地、安全验收、专项验收（包含现场一致性核查、快频调试、计量系统设备校验、电网公司测评、SVG 性能检测、SVG高电压穿越、SVG低电压穿越、AGC/AVC试验、涉网试验、一次调频、仿真建模（包含甲供设备）、忻朔稳控系统、二次安全隔离装置、二次安防测评、等级保护测评、电能质量性能测试、防雷接地、OMS设备系统等所有电力主管部门要求的测评项目等）、安全“三同时”、职业健康“三同时”等并承担相应费用，具体要求参考环评、水保、接入系统等批复文件。上述所有文件的编制、咨询、报审、承办会议、竣工验收、技术和售后服务、培训、消缺直至移交生产所完成的全部工作，以上工作内容所涉及的全部费用包含在其投标报价中。
本项目所涉及的设备性能检测试验及涉网试验均由承包人按照要求委托具有相应资质的单位承担，并承担相关费用。在竣工验收前，须委托第三方检测机构对光伏组件、桩基（包含工程桩抗压、抗拔、抗水平单桩静载试验检测、桩基完整性检测检测等）、混凝土等设备和材料进行性能检测试验，并出具相应报告，第三方需由发包人审核确定。若性能试验不满足设计性能指标，承包人须负责消缺直至满足要求。
试运行期间售电收入归发包人，工程竣工验收前的施工及生活用电、用水由承包人自行向相关单位支付费用。
5）项目征租地工作包括但不限于：
光伏场区的租地、升压站用地由发包人办理相关手续并承担相关费用，承包人予以配合。光伏场区、集电线路、升压站等项目所涉及全部用地范围内青苗补偿、清塘补偿及鱼塘区域附着物的补偿、协调、处理等由承包人负责并承担全部费用。升压站用地红线之外的临时用地由承包人自行负责办理相关用地手续并承担全部费用，临时用地包括二次倒运堆场、鱼塘红外线临时堆场、施工便道临时用地等租金、青赔等。承包方负责与地方政府、相关部门及项目所涉及的农户沟通协调并承担相关费用，确保农户按时提供施工用地，确保项目按时投产。
6）承包人负责的其他相关费用：
负责施工图设计涉网部分审查、各种专项设计的编制及审查、施工图设计各阶段设计审查、项目评估，以及各类专题报告、专项报告的编制及审查、评审等项目技术经济评审费；项目施工过程中业主单位历次质量监督及检查产生费用、项目所在地政府职能部门历次质量监督及检查产生费用、当地电网历次质量监督及检查产生费用等工程质量检查检测费；工程启动验收、工程试运行和移交生产验收、环境保护专项验收、水土保持专项验收、工程消防专项验收、劳动保障及劳动保护专项验收、职业卫生专项验收、安全专项验收、档案专项验收、防雷专项验收、工程竣工验收报告编制、项目竣工验收及其他有关项目验收费、会议费、协调费、为招标人及监理人员提供不少于10人办公场地（需有工位及空调等设施）等全部费用。
承包人应按照当地电网公司关于本项目接入系统报告复函（或其他相关审批文件）、设计方案评审意见以及电网公司已发布的相关规范性文件要求开展工作。在项目建设过程中，如电网公司根据本项目竣工移交生产前已发布的规范性文件提出任何与项目有关、影响项目并网的要求，包括但不限于增加设备、线路改造、拆除、换线、二次调频、调试检测等，均应包含在承包范围内，由承包人负责处理并承担全部费用。
全容量并网后至移运维之前的运维配合工作由投标方负责，相关费用包含在投标报价中，移交中对于运维单位提出的问题，投标方需在30天内完成整改。
在后续的移交过程中，对于运维单位提出的各类问题，投标人须在收到反馈后的 30 天内完成全部整改工作，以确保电站各项设施符合移交标准。如投标人未按期完成，运维单位评估整改费用，由投标人支付给运维单位后由运维单位自行整改。工期：2026年12月20日前实现全容量并网投产。实施地点：三明市宁化县翠江镇及城郊镇。
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）（投标人为设计单位的要求此项）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乙级及以上等级资质 。（3）（投标人为施工单位的要求此项）投标人须具有并提供有效的电力工程施工总承包三级及以上等级资质证书、有效的安全生产许可证和有效的承装（修、试）电力设施许可电子证照（新证许可范围为承装二级、承试二级及以上），或过渡期内承装（修、试）电力设施许可证书（许可范围为承装三级、承试三级及以上）。
【2】财务要求：/
【3】业绩要求：2020年11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25MWp或25MW及以上集中式光伏EPC总承包（不包含分布式）的合同业绩2份和110kV等级及以上升压站工程EPC总承包的合同业绩2份（若一份合同中同时包含光伏EPC和升压站工程EPC内容视为光伏EPC总承包的合同业绩1份和升压站工程EPC总承包的合同业绩1份），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完工的材料（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个国内25MWp或25MW及以上集中式光伏EPC总承包（不包含分布式）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个国内25MWp或25MW及以上集中式光伏（不包含分布式）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个国内25MWp或25MW及以上集中式光伏（不包含分布式）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：/
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2025-11-07 09:00:00，招标文件购买截止时间2025-11-12 16:00:00。
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!
联 系 人：马友
手 机：18701298819 (微信同号)
咨询电话：010-51957412
相关附件：附件1.公告.docx
附件2.申请登记表.docx
