2.项目概况与招标范围
2.2 项目名称：(四川公司)甘孜稻城噶通一期光伏发电项目EPC 总承包1 标
2.3 建设地点：甘孜州稻城县
2.4 建设规模：项目拟光伏装机规模200MW，配置10%*2h 储能系统，光伏电站交流侧装机容量为200MW（234MWp 直流侧容量），共包含61 个3.245MW 光伏方阵、1 个2.1MW 光伏方阵，采用固定式支架运行方式，光伏方阵容配比为1.17。本项目通过1 回220kV 送出线路，接至硕中水电站220kV 开关站，经硕中~乡城双回线路送入四川主网。
2.5计划工期：计划开工时间为2026 年5 月1 日；计划首批次并网时间为2026年12 月31 日；计划全容量并网时间为2027 年3 月31 日；计划完工时间为2027 年4 月30 日，总工期为365 日历天。具体开工日期以监理发出的开工通知书为准。
2.6招标范围：甘孜稻城噶通光伏电站一期项目拟装机规模200MW（交流侧），配置10%*2h 储能系统，光伏部分额定容量200MW（交流侧），安装容量约为234MWp（直流侧）。本标段为35#至62#共28 个光伏发电单元总容量为交流侧90.86MW，直流侧105.94584MWp（暂定）的阵列设计采购施工以及1 座220kV 升压站（含储能系统）的设计、采购、施工。包括但不限于勘察、设计、采购（除光伏组件、逆变器、箱式变压器、220kV主变压器及附属设备、SVG 设备、高低压开关柜、GIS 间隔、接地变、综合自动化设备、电缆等大唐集团框采设备材料及储能系统设备等招标人采购设备材料外，具体见招标人提供设备材料清单）、施工、安装、调试、试验、试运、并网手续办理及所有费用、项目所需全部合规性手续（除⑧中招标人负责部分）、竣工及专项验收工作、施工用电和用水永临结合设施设备及各类协调工作等工作内容并承担费用。EPC 承包单位带初步设计方案投标，初步设计方案应优于可研设计方案（若与招标人提供的可研报告工程量差别较大时（10%以上），需要提供详细说明或计算过程）。具体范围如下（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，负责出具地灾风险评估报告，并在后续施工过程中予以实施。②设计部分包含本标段光伏发电场、升压站（含储能）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发包人审查确认。招标人在招标阶段只提供可研成果报告，中标后提供项目光伏场区、升压站地形图（1：500）。负责牵头Ⅰ、Ⅱ标设计审查工作。③设备和材料（除光伏组件、逆变器、箱式变压器、220kV主变压器及附属设备、SVG 设备、高低压开关柜、GIS 间隔、接地变、综合自动化设备、电缆等大唐集团框采设备材料及储能系统设备等招标人采购设备材料外，具体见招标人提供设备材料清单）的采购、催交、运输，所有设备和材料接卸、二次倒运、保管、资料及专用工器具和备件移交。为保证设备性能质量，支架、电缆桥架、光缆等设备由承包人采购，发包人参与。本电站设备性能指标及整体性能指标必须满足光伏场址4500m 海拔及高原环境工作要求。④施工协调部分，招标人只负责本标段升压站、光伏区域的征租土地的手续办理并承担费用及政府核定标准的地面附属物补偿费（超出标准或红线面积的费用和协调费用由投标人承担），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。⑤施工建设部分，包含本标段光伏场区、升压站（含储能系统）区域的所有施工内容（含除场内已建主干道以外的道路、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、门禁系统和电子围栏、标识牌、护坡治理、防洪、消能设施等），按照水土保持、环境保护批复方案负责环保、水保、安全设施设计、施工及监测，也包含为落实环保、水保、安全设施等相关专题及行政批复文件要求实施的项目。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力公司的协调、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、特殊试验并承担费用。承包人负责本标段道路施工期间的日常维护工作（含进场道路及场内道路）。⑥调试验收包含牵头负责调试、试验（含特殊试验、系统试验等接入电网应完成的所有试验项目）、测试、验收（除配合涉网试验、反恐验收、档案验收、竣工决算验收、工程竣工验收外，负责环保、水保、消防、职业卫生、安全设施等全部专项验收）、并网、启动试运、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；其中应包含所有涉网配合试验以及电力监控、网络等保测评、计量专项验收、继保专项验收、并网前专项验收、安全防护评估和公安系统备案等全部工作均由承包人负责。调试试验工作上，发包人仅负责涉网试验工作。⑦检测部分负责升压站、本标段光伏区工程桩检测（含抗拔试验等）、试桩、地基检测、基建期及质保期的沉降观测，电站投运后需对光伏组件功率特性、隐裂、接地电阻检测以及组件检测包含但不限于热斑、红外、IV、隐患、EL、功率、系统效率、组件转换效率、逆变器转换效率等检测内容均由投标人负责并承担相关费用。⑧合规性手续方面，招标人只负责：取得项目备案、可研报告审查、接入系统设计批复、社会稳定风险评估报告、安全预评价、压覆矿产资源调查、考古调查与文物影响、涉及军事保护区证明、地质灾害危险性评估、环境影响评价、水土保持方案批复、使用林（草）行政许可、建设用地勘测定界和土地报件、用地预审与选址意见书专题办理（以上仅限于用地红线范围内）。
投标人负责除招标人负责部分以外本项目所需的全部合规性手续，主要包括但不限于：建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、消防设计审查、防雷设计审查、采伐手续、临时用地批复、施工许可证办理、并网手续、调度、供电手续办理及相关所有手续办理的工作及其相关费用缴纳及协调发生的费用等全部费用。⑨现场全部临时设施、场地的建设，完工后由承包人自行拆除、回收及迹地恢复，满足地方环水保要求。承包人须在项目所在地为招标人提供满足招标人要求的办公、生活设施，并承担相关费用。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、对外协调等，配合发包人开展相关对外协调工作。落实各级政府要求的关于防火、防疫、安全、防汛等相关措施并承担费用。⑪本项目缺陷责任期及质保期内的服务。⑫可研提供的组光伏子阵布置、组件型号仅供参考，初设阶段将进行包括组件型号、子阵规模进行优化设计，承包人不得以此为变更或调价的依据。⑬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。招标文件中未列出但是为本项目工程所必需的相关设备、材料、施工及协调等属于本招标范围。对本项目招标范围内，如果某些分项在招标文件中未专门提到，但它对于本光伏电站的功能、安全、稳定运行是必不可少的，那么这些建筑、设备或服务，也应由投标人提供，其费用已包含在总价中。
3.投标人资格要求
3.1 通用资格条件
3.1.1 投标人须为独立法人或其他组织。
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；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：投标人须具有电力工程施工总承包一级或水利水电工程施工总承包一级及以上资质；和工程勘察(岩土工程和工程测量)专业甲级及以上资质；和工程设计电力行业甲级及以上资质；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2025 年第30 号令)相关要求。
3.2.2 企业业绩要求：近5 年须具有2 个及以上50MW（或MWp）及以上（平原荒漠或山地或水光（含海面）互补或农光（含林光）互补）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50MW（或MWp）及以上（平原荒漠或山地或水光（含海面）互补或农光（含林光）互补）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 接受联合体投标。联合体投标的，应满足下列要求：
3.2.5.1 联合体允许最多2 家单位联合组成，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，联合体各方不得再单独参加或者与其他投标方另外组成联合体参加本项目的投标。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“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(岩土工程和工程测量)专业甲级及以上资质；和工程设计电力行业甲级及以上资质；且设计单位为牵头单位；近5年须具有2 个及以上50MW（或MWp）及以上已投运的（（平原荒漠或山地或水光（含海面）互补或农光（含林光）互补）已投运的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一级及以上或水利水电工程施工总承包一级及以上资质；须具有有效的安全生产许可证；近5 年须具有2 个及以上50MW（或MWp）及以上（平原荒漠或山地或水光（含海面）互补或农光（含林光）互补）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2025 年第30 号令)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、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；联合体设计单位提供的EPC 总承包业绩可仅提供用户证明，无需提供竣工验收证明）。
（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、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 2026 年 02 月 10日至 2026 年 03 月 03 日 17 时 00 分（北京时间，下同）下载电子招标文件
