本项目已具备招标条件，现进行公开招标。
2．项目概况与招标范围
2.1工程概况
招标人拟在内蒙古自治区阿拉善盟阿拉善右旗雅布赖镇开发 20 万千瓦风光储多能互补项目，其中风电 5 万千瓦，光伏发电 15 万千瓦，同步建设 20MW/40MWh储能系统。本项目光伏项目计划 2021 年 12 月 31 日建成投产，风电项目计划 2022 年建成投产，光伏与风电共用一座 110kV 升压站和一条 110kV 送出线路。本次就 15 万千瓦光伏项目建设进行招标，含 110kV 升压站、110kV 送出线路、20MW/40MWh 储能系统，风电、光伏及储能系统共用一座 110kV 升压站及送出线路。本次招标，110kV 升压站及送出线路按 20 万千瓦风光储多能互补项目建设要求进行整体设计、设备采购及施工。除光伏部分建设外，升压站建设包括风电部分的 GIS、110kV 配电装置、主变、SVG、35kV 配电装置设备系统、站用电设备、计算机监控系统、二次设备、继电保护、风功率预测系统、调度自动化（含 AGC/AVC）、通信系统、消防系统、计量系统、二次安防系统、视频系统等。本招标项目采用多主栅双面双玻单晶组件+组串式逆变器+低损耗变压器+储能+ 固定可调支架方案。
2.1.1太阳能资源条件
本项目场址区域多年平均年总辐射为 6260.0MJ/m2。根据《太阳能资源评估方法》（QXT 89-2008）确定的标准，本项目所在地区属于“资源很丰富”区。
2.1.2土地落实条件
本项目占地约 6080 亩，其中光伏项目占地约 4500 亩。目前已完成光伏项目选址敏感因素排除，取得项目所在地地方政府出具的落实用地支持性文件、项目场址属于国家允许建设风电、光伏项目场地支持性文件、项目场址不占用基本农田、不涉及生态红线和环境保护等限制开发区域支持性文件、光伏项目场址土地属性及权属证明、不涉及文物、不涉及军事设施、不缴纳耕地占用税和土地使用税说明等全部支持性文件等。
2.1.3交通运输条件
本项目拟建场区位于内蒙古自治区阿拉善盟右旗雅布赖镇境内东南侧，项目场址中心坐标 E103.026352、N39.224141，场址区海拔约为 1480m，场址距雅布赖镇 30 公里，距阿拉善右旗驻地巴丹吉林镇 130 公里，距离雅布赖镇 220 千伏变电站 30 公里。项目场址北侧 20 公里处有已建 307 国道通过，交通便利。
2.1.4接入系统条件
本项目建设规模 20 万千瓦,其中风电 5 万千瓦，光伏 15 万千瓦，风电和光伏发电项目共建一座 110 千伏升压站和一条外送线路，以一回 110 千伏线路，接入雅布赖 220 千伏变电站，长度约 30 公里。具体接入方案以接入系统设计审查意见为准。
2.1.5工期计划
本工程从项目备案至工程竣工计划总工期为 5 个月，2021 年 12 月 31 日前必须全部投产发电。工程筹建准备期半月。箱变基础施工于第 1 月中开始，于第 2 月底完工。项目施工于第 3 月初开始，第 4 月中完工。工程于第 5 月底投产运行。
2.1.5 主要工程量
光伏组件拟采用高效双面半片多主栅单晶 PERC 组件，组件规格 440Wp。逆变器采用组串式逆变器，规格为 196kW。工程由 41 个光伏发电单元组成，每个发电单元建设容量约为 3.66MWp。35kV 出线 10 回，其中光伏 6 回，风电 2 回， 储能 2 回。41 个光伏发电单元以 6 回 35kV 集电线路送至拟建 110kV 升压站35kV 配电室。每个光伏发电系统中每一个光伏组串由 26 块太阳能光伏组件组成，每个发电单元中心区域设置一套升压装置。本项目 110kV 升压站按 1 台容量150MVA 和 1 台容量 50MVA，电压 115±8×1.25%/37kV 有载调压变压器进行设计。
110kV 进出线 1 回，拟采用单母线接线。光伏 35kV 出线 6 回，风电 35kV 出线 2 回，分别采用单母线单元接线。接地变低压侧兼做站用变，接地变容量 800kVA， 低压侧容量 400kVA，接地电阻值 110Ω。主变压器 110kV 中性点采用避雷器和保护间隙保护，或经隔离开关直接接地。35kV 无功补偿容量为 1×（±38Mvar）+ 1×（±12Mvar），分别接于各段 35kV 母线，采用 SVG 动态无功补偿装置。在两段 35kV 母线上分别配置 1 套 15MW/30MWh 的储能系统和 1 套 5MW/10MWh 的储能系统，时长均为 2 小时。项目建设把沙漠治理与科学利用有机结合，以项目建设驱动生态建设，坚持沙漠治理、生态修复、生态经济、沙漠产业多位一体治用并行、平衡发展。
2.2招标范围
除光伏组件（含监造、检测）、逆变器、工程监理由招标人提供外，除招标人已取得的开发协议、备案、建设指标等文件外，本招标项目包括自项目建设用地手续办理、项目前期至完成办理调度卡、首次结算电费为止，为完成本项目送出线路（含电网接入端间隔改造）、升压站、光伏区所有工程所需要的全部工作， 其中：
2.2.1项目前期服务
除项目开发协议、备案、建设指标由招标人负责外，承包人应负责完成本项目（含送出线路）所有前期合法合规手续办理，包括（但不限于）：规划选址意见、环境影响评价文件、水土保持方案、土地预审及勘界报告、未压覆矿报告、安全预评价报告、入网安全性评价报告、地质灾害评估报告、接入系统设计报告、社会稳定风险分析报告、军事、文物、职业健康、土地复垦、林草手续等专题报告编制、审查、评审及取得相关部门批复等工作。包括项目建设永久用地和租赁用地手续办理，及因此发生的征地费、租地费、用地补偿费、迁移补偿费、复垦费、余物清理费、土地使用税、耕地占用税等所有费用、税金。
2.2.2勘察设计
包括（但不限于）：可行性研究、地质勘察（详勘）、初步设计（包括概算编制）、施工图设计（包括工程量清单编制）和竣工图编制。
2.2.3设备供货
组件和逆变器由招标人提供，除此之外所有设备均由承包人负责提供，包括（但不限于）：送出线路设备（含电网接入端间隔改造设备）、升压站设备、光伏场区设备（包含储能设备）、控制保护设备、为满足设备安全运行必要的工器具与备品备件，及其他所有设备的供货、运输、保管、倒运等。组件、逆变器的卸货、运输、保管、倒运等由承包人负责。
2.2.4建筑、安装工程
本项目所有建筑、安装工程均由承包人负责，包括（但不限于）：场平、发电设备基础、汇流及变电设备基础、集电线路工程、接地工程、围栏工程、送出线路工程、主变基础、配电设备基础、无功补偿系统基础、储能设备基础、设备构（支）架、电缆沟、围墙、大门、办公及生活建筑、集控运行设施、进出场道路、场内道路、防洪、防风固沙等建（构）筑物，以及送出线路（含电网接入端间隔改造）、升压站、光伏场区（含储能）、控制保护系统、消防、给排水、劳动安全、职业健康、环保、水保、柴油发电机、接入系统等设备设施的建筑、安装施工、装修、调试、试运行等全部工程施工。
（注：升压站风电部分设备，如计算机监控系统、风功率预测系统等，涉及与风机侧设备进行联调但不具备调试条件的，本招标项目实施期间不用进行调试。待风电部分建设时，具备调试条件后，相关设备厂家应配合风电施工单位进行调试，调试相关费用应包含在本项目投标总价中。）
2.2.5验收及其他服务
包括（但不限于）：工程质量检查检测、试验，移交生产验收、环保验收、水保验收、消防验收、劳动安全与职业健康验收、档案验收等专项验收、竣工验收。办理并网手续、发电业务许可证、并网调度协议、购售电协议、以及现场协调服务等等。完成以上工作所需的所有费用、利润、税金均包含在投标总价中。各项行政事业性收费、征（占）用地与租赁用地费、水土保持补偿费、土地使用税、耕地占用税等必须以项目公司名义支付的费用、税金以暂列金额的方式计入投标总价，由招标人根据国家行政事业性收费及相关税金收费标准据实进行支付，暂列金额在合同竣工结算时从合同总价中全额扣除。
2.3技术要求：详见招标文件技术部分。
3．投标人资格要求
3.1法人资格：投标人在中华人民共和国工商部门注册、具有独立企业法人资格。
3.2资质条件
3.2.1投标人应具备行政主管部门颁发的电力行业设计乙级及以上资质或工程设计综合甲级资质或电力工程施工总承包贰级及以上资质，且资质证书在有效期内。联合体投标时，联合体各方应分别或同时具有上述等级的勘察、设计、施工资质，其中以设计单位为牵头人的联合体投标，施工总承包单位应具备电力工程施工总承包壹级及以上资质。
3.2.2投标人应具备有效的安全生产许可证。
3.2.3投标人应通过ISO9000 标准认证、ISO14000 环境管理体系、OHSAS18000 职业健康安全管理体系认证等。
3.3业绩要求：投标人近 3 年内具有 2 个及以上 100MW 及以上光伏发电工程EPC 总承包业绩（必须提供业主/用户证明，并附业主/用户联系方式，否则不予采纳）。
3.4财务状况
3.4.1投标人近 3 年财务能力稳定、可靠，流动资金能满足本招标项目施工需要。
3.4.2投标人应提交最近 3 个会计年度经合法中介机构审计的财务报表（包括资产负债表、现金流量表、损益表）、财务报表附注、审计报告，并按要求填写《投标单位主要财务指标表》（格式见第七章投标文件格式）。
3.5施工设备
3.5.1投标人应能保证及时提供本招标项目所需的施工设备，其数量和品种应能满足本招标项目主要的施工作业要求。
3.5.2若中标，拟投入本招标项目的主要施工设备清单中的关键设备和数量应及时到场，并保证完好。
3.6项目经理
3.6.1必须与投标人（或联合体成员牵头人）签定正式劳动合同 3 年以上（必须提供劳动合同和社保机构盖章的社保证明，否则不予采纳）。
3.6.2近 5 年内担任过类似项目的项目经理（要求提供业主/用户证明，并附业主/用户联系方式，否则不予采纳）。
3.6.3持有注册一级建造师（机电工程）执业资格证和安全生产 B 证。项目经理资质证书实行押证管理，中标人从签定合同起需将项目经理资质证书（原件） 押在业主方保管，至工程竣工验收完成后退还。
3.7人员要求：
3.7.1设计负责人：具有高级工程师及以上技术职称，具备注册电气工程师执业资格，且必须与投标人（或联合体成员）签定正式劳动合同 1 年以上（提供劳动合同和社保机构盖章的社保证明），具有 8 年以上工程设计经验，且至少全过程担任过 2 个以上同等或以上规模工程项目设计的主要负责人。
3.7.2施工负责人：具有高级工程师及以上技术职称、取得一级注册建造师（机电工程）职业资格和有效的安全考核合格证；必须与投标人（或联合体成员） 签定正式劳动合同 1 年以上（提供劳动合同和社保机构盖章的社保证明），具有
5 年以上工程施工经验，且至少全过程担任过 2 个以上同等或以上规模工程项目施工的主要负责人。
3.7.3勘察负责人：具备注册土木工程师执业资格证及高级工程师及以上职称。必须与投标人（或联合体成员）签定正式劳动合同 1 年以上（提供劳动合同和社保机构盖章的社保证明），具有 5 年以上工程勘察经验，且至少全过程担任过 2 个以上同等或以上规模工程勘察项目的主要负责人。
3.7.4安全负责人：具有高级工程师及以上技术职称，取得注册安全工程师执业资格，具有 5 年（60 个月）及以上工程安全管理经历。
3.7.5其他主要人员应具备相应资质，均应有至少 1 个以上类似工程施工经验；现场安装、调试和试验的主要技术人员，必须具备参与 2 个以上同类设备项目的经验。
3.8本次招标 接受 联合体投标。联合体投标的，应满足下列要求：
3.8.1联合体各方应按招标文件提供的格式签订联合体协议书，明确联合体牵头人和各方权利义务；
3.8.2提交联合体所有成员法定代表人共同签署的授权委托书；
3.8.3由同一专业的单位组成的联合体，按照资质等级较低的单位确定资质等级；
3.8.4联合体各方不得再以自己名义单独或参加其他联合体在同一标段中投标；
3.8.5联合体的组建方式和投标行为必须符合国家相关法律法规的规定；
3.8.6联合体中拟任项目经理必须由牵头人一方的人员担任；
3.8.7联合体各方均应满足 3.1、3.4、3.9 条规定；联合体的资质总和应满足上述 3.2 条规定，业绩总和应满足上述 3.3 条规定；联合体项目经理部主要人员安排必须符合上述 3.6、3.7 条规定。
3.9其他
3.9.1投标人应无行贿犯罪记录。
3.9.2投标人应无履行合同和安全文明施工的不良记录，无不良诉讼记录， 无在招标投标活动中受到违规处罚的记录。
3.9.3投标人不得存在下列情形之一：
（1）为不具有独立法人资格的附属机构或单位；
（2）为本标段（项目）的监理人；
（3）为本标段（项目）的代建人；
（4）与本标段（项目）的监理人或代建人同为一个法定代表人的；
（5）与本标段（项目）的监理人或代建人相互控股或参股的；
（6）与本标段（项目）的监理人或代建人相互任职或工作的；
（7）被责令停业、暂扣或者吊销许可证、暂扣或者吊销执照的；
（8）被暂停或取消投标资格的；
（9）财产被接管或冻结的；
（10）在最近三年内有骗取中标或严重违约或重大工程质量问题的。
（12）进入清算程序，或被宣告破产，或其他丧失履约能力的情形；
（13）在最近三年内发生重大质量问题（以相关行业主管部门的行政处罚决定或司法机关出具的有关法律文书为准）；
（14）被工商行政管理机关在全国企业信用信息公示系统中列入严重违法失信企业名单；
（15）被最高人民法院在“信用中国”网站 或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单；
（16）在近三年内投标人或其法定代表人、或拟委任的项目负责人有行贿犯罪行为的；
（17）法律法规规定的其他情形。
4.招标文件的获取
4.1招标文件发售时间2021 年 5 月 27 日至 2021 年 6 月 7 日。
4.2招标文件价格
招标文件价格详见《招标标段情况一览表》。招标文件自愿购买，一经售出，费用概不退还。
备注：公告查询以电力招标采购网www.dlztb.com为准！本网站为经营性收费网站。您的权限不能浏览详细内容,非正式会员请联系办理会员入网注册事宜，并缴费成为正式会员后方可下载详细的招标公告、报名表格等！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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