二、项目概况和招标范围
规模：光伏区交流侧容量14万千瓦光伏发电EPC工程，招标范围不含桩采购、施工；光伏组件设备采购；不含桩基工程（包括试桩、桩基检测）的材料、施工等；不含地质详勘工作；不含建筑工程检测试验；不含工程监理。本次招标选用610Wp（N型）及以上高效单晶双面组件，安装容量168.34MWp，配置组串式逆变器，采用固定支架的安装方式。由投标人依据招标人的基本要求进行工程方案设计。投标人的光伏组阵布置应在招标人提供的红线范围内，不能越界。本项目各标段招标范围为：光伏区、110kV升压站、综合楼及附属配套设施的勘察设计，以及与项目有关的全部设备（除光伏组件和预制桩）和材料的采购供应、建筑及安装工程施工、项目管理、试验及检查测试、系统调试、试运行、消缺、培训、验收（含各项专题、涉网专题、阶段验收、竣工验收等验收）、移交生产、性能质量保证、工程质量保修期限、应急预案编制、应急能力评估；环保、水保三同时方案的实施、验收；环保、水保监理、监测和验收；消防验收备案的服务，质保期内所有备品备件、专用工具采购供应以及相关的技术资料整理提供服务，同时也包括办理建设手续、临时用地手续、质量监检、并网手续、调度手续及供电手续、阻工协调，并承担以上各项全部相关费用。
具体招标范围包括（包括但不限于此）：
（1）勘察设计范围为建设功能完整的光伏电站，包括但不限于光伏区、110kV升压站、10KV站内备用电源（含线路架设，并办理相关合规手续）的勘察工作；初步设计阶段包括但不限于初步设计报告(含概算)、设备技术规范书、材料清单、工程量清单等；施工图设计阶段包括但不限于项目设计、计算书、采购设备图纸文件、竣工图编制；完成相关部门施工图审查工作；施工图技术交底、派出设计代表驻场并解决现场施工出现的与设计相关的技术
规模：光伏区交流侧容量14万千瓦光伏发电EPC工程，招标范围不含桩采购、施工；光伏组件设备采购；不含桩基工程（包括试桩、桩基检测）的材料、施工等；不含地质详勘工作；不含建筑工程检测试验；不含工程监理。本次招标选用610Wp（N型）及以上高效单晶双面组件，安装容量168.34MWp，配置组串式逆变器，采用固定支架的安装方式。由投标人依据招标人的基本要求进行工程方案设计。投标人的光伏组阵布置应在招标人提供的红线范围内，不能越界。本项目各标段招标范围为：光伏区、110kV升压站、综合楼及附属配套设施的勘察设计，以及与项目有关的全部设备（除光伏组件和预制桩）和材料的采购供应、建筑及安装工程施工、项目管理、试验及检查测试、系统调试、试运行、消缺、培训、验收（含各项专题、涉网专题、阶段验收、竣工验收等验收）、移交生产、性能质量保证、工程质量保修期限、应急预案编制、应急能力评估；环保、水保三同时方案的实施、验收；环保、水保监理、监测和验收；消防验收备案的服务，质保期内所有备品备件、专用工具采购供应以及相关的技术资料整理提供服务，同时也包括办理建设手续、临时用地手续、质量监检、并网手续、调度手续及供电手续、阻工协调，并承担以上各项全部相关费用。
具体招标范围包括（包括但不限于此）：
（1）勘察设计范围为建设功能完整的光伏电站，包括但不限于光伏区、110kV升压站、10KV站内备用电源（含线路架设，并办理相关合规手续）的勘察工作；初步设计阶段包括但不限于初步设计报告(含概算)、设备技术规范书、材料清单、工程量清单等；施工图设计阶段包括但不限于项目设计、计算书、采购设备图纸文件、竣工图编制；完成相关部门施工图审查工作；施工图技术交底、派出设计代表驻场并解决现场施工出现的与设计相关的技术
问题等现场服务工作等。
（2）光伏方阵区设备和材料采购（不含组件、预制桩），包括但不限于：所有箱变（包含在线光纤测温装置、测温点不少于9点）、电缆、光缆及附件、场区围栏、通信设备、电缆防火、光功率预测、环境监测、电缆保护管等；防雷接地、消防等相关设备和材料；光伏场区视频监控系统及站区采集数据所需的相关设备，承担所有设备质保期内的相关工作及费用。
（3）光伏方阵区全部土建工程，包括但不限于：箱变设备基础施工（含事故油池），光伏场区电缆预埋管，场区内、外道路施工，场区接地工程，场区及场外防洪及场区大门施工，场区围栏等全部土建工程，及该项目所需的施工、设备存放临时占地补偿费用。
（4）光伏方阵区安装工程，包括但不限于：支架、光伏组件、箱变、逆变器设备、通讯柜、电缆、光缆及附件，防雷接地、消防、光伏场区监控系统等所有设备和材料的安装、系统集成、试验（包括常规试验和特殊性试验）、调试、监造、催交、运输、保险、接车、卸车、仓储保管、试运行、消缺处理至移交给招标人的全部工作；以及承担招标人认为有必要的设备出厂检查验收工作等。
（5）35kV集电线路设备和材料采购、建筑安装工程，包括但不限于：电缆和光缆设备采购、电缆沟道（电缆井）电缆标识桩的施工、光缆敷设、电缆头和电缆中间接头的制作、电缆试验、光纤熔接、调试、运输、保险、接车、卸车、仓储保管等。
（6）110kV升压站设备和材料采购，包括但不限于：GIS、主变压器、35kV开关柜、SVG、接地变设备、站用电设备、全站防雷及设备接地（包括电气设备、设备支架、构架和辅助装置的工作接地、保护接地和防雷接地）、电缆及附件、电缆防火封堵、电气二次及综合自动化设备、通信及远动系统、无线五防系统、二次安防系统、一体化电源系统、辅助控制系统、调度自动化系统、集控子站设备（接入京能电力能管平台系统、乌兰察布市数据中心）、智能运维管理系统（包括不限于：组件智能IV诊断4.0、智能无人机机库、智能机器人、作业经济性评估等主要模块）、智能巡检系统（轨道式，安装于35kV开关柜室）、备用电源（含10kV线路，光伏区及升压站区域内采用铜芯电缆，不允许架空穿越。）、消防及给排水、污水处理、全站照明、供暖、通风及空调设备和材料、旗台旗杆、场区的安全防范系统；用于消防和生活用水，水井一口，每小时出水量不小于25m3/h，水井的设备、附件、电源、泵房、生活水净化处理设备（达到引用标准）等由投标人负责；承担本项目所有设备质保期内的相关工作及费用。
（7）110kV升压站全部土建施工及相关目视化要求，包括但不限于：清表、场地平整、
（2）光伏方阵区设备和材料采购（不含组件、预制桩），包括但不限于：所有箱变（包含在线光纤测温装置、测温点不少于9点）、电缆、光缆及附件、场区围栏、通信设备、电缆防火、光功率预测、环境监测、电缆保护管等；防雷接地、消防等相关设备和材料；光伏场区视频监控系统及站区采集数据所需的相关设备，承担所有设备质保期内的相关工作及费用。
（3）光伏方阵区全部土建工程，包括但不限于：箱变设备基础施工（含事故油池），光伏场区电缆预埋管，场区内、外道路施工，场区接地工程，场区及场外防洪及场区大门施工，场区围栏等全部土建工程，及该项目所需的施工、设备存放临时占地补偿费用。
（4）光伏方阵区安装工程，包括但不限于：支架、光伏组件、箱变、逆变器设备、通讯柜、电缆、光缆及附件，防雷接地、消防、光伏场区监控系统等所有设备和材料的安装、系统集成、试验（包括常规试验和特殊性试验）、调试、监造、催交、运输、保险、接车、卸车、仓储保管、试运行、消缺处理至移交给招标人的全部工作；以及承担招标人认为有必要的设备出厂检查验收工作等。
（5）35kV集电线路设备和材料采购、建筑安装工程，包括但不限于：电缆和光缆设备采购、电缆沟道（电缆井）电缆标识桩的施工、光缆敷设、电缆头和电缆中间接头的制作、电缆试验、光纤熔接、调试、运输、保险、接车、卸车、仓储保管等。
（6）110kV升压站设备和材料采购，包括但不限于：GIS、主变压器、35kV开关柜、SVG、接地变设备、站用电设备、全站防雷及设备接地（包括电气设备、设备支架、构架和辅助装置的工作接地、保护接地和防雷接地）、电缆及附件、电缆防火封堵、电气二次及综合自动化设备、通信及远动系统、无线五防系统、二次安防系统、一体化电源系统、辅助控制系统、调度自动化系统、集控子站设备（接入京能电力能管平台系统、乌兰察布市数据中心）、智能运维管理系统（包括不限于：组件智能IV诊断4.0、智能无人机机库、智能机器人、作业经济性评估等主要模块）、智能巡检系统（轨道式，安装于35kV开关柜室）、备用电源（含10kV线路，光伏区及升压站区域内采用铜芯电缆，不允许架空穿越。）、消防及给排水、污水处理、全站照明、供暖、通风及空调设备和材料、旗台旗杆、场区的安全防范系统；用于消防和生活用水，水井一口，每小时出水量不小于25m3/h，水井的设备、附件、电源、泵房、生活水净化处理设备（达到引用标准）等由投标人负责；承担本项目所有设备质保期内的相关工作及费用。
（7）110kV升压站全部土建施工及相关目视化要求，包括但不限于：清表、场地平整、
站内所有建筑及装修（满足招标人要求）、办公桌椅和视频会议室功能及用具（生活家具及布草、厨房用具，满足招标人要求）、标识标牌（满足招标人要求）、所有设备基础、进站道路、站内道路、围墙、大门、局部绿化、水土保持及环境保护工程施工、防洪、检修道路、给排水以及接入到站内的公网通信线路施工（两路通信运营商的光纤链路从升压站链接到京能电力能管平台系统、乌兰察布市数据中心），其中一路需包含综合楼的外网，并承担2年的运营商服务费）等。
（8）110kV升压站电气设备和材料安装工程，包括但不限于：GIS、主变压器、35kV开关柜、SVG、接地变设备、站用电设备、消防及给排水、污水处理、电气二次及综合自动化设备、通信及远动系统、二次安防系统、一体化电源系统、监控系统、辅助控制系统、调度自动化系统、集控子站设备（接入京能电力能管平台系统、乌兰察布市数据中心）、智能巡检系统（轨道式，安装于35kV开关柜室）、备用电源、电力生产管理系统、全场防雷接地、全站照明、供暖、通风及空调系统、场区的安全防范系统、升压站变电架构等全部设备的安装、试验、监造、催交、运输、保险、接车、卸车、仓储保管等。
（9）安装调试工程，包括但不限于：应承担所有设备（包含甲供设备）到货卸车、验货（招标人、供货商、中标人、监理人四方参加）﹑二次运输就位﹑保管﹑安装﹑调试（包括电站数据接入京能电力能管平台系统、乌兰察布市数据中心），并完成集控室后台配置、功能完善、画面展示、数据库建立等工作，本工程全部设备、材料的单体调试与检测、检验、系统调试、定值计算、并网手续办理、启动试运、性能试验与验收。消缺处理直至移交给招标人的全部工作；承担招标人认为有必要的甲供设备出厂检查验收工作等。承包人需设专人对到场甲供设备予以保管，并根据规范及厂商要求合理存放保管设备物资。
（10）办理项目施工有关的许可文件并承担相应费用，包括办理地方施工备案手续、劳动安全与职业健康手续等；安全监督、质量监督、当地应急预案备案；完成水土保持及环境保护监理监测（包括电磁辐射监测）等工作；办理安全验收、水保（水土保持补偿费由招标人承担）、环保(含电磁辐射验收)、洪评、防雷、消防、职业病危害控制效果评价、规划验收、竣工备案等最终验收及备案工作（上述专项验收包含所有验收前置手续的办理，如消防设计评审与备案、消防验收须提前完成第三方检测工作）；办理施工所涉及临时用地的征用手续以及相关协调工作并承担相应补偿、恢复等费用，并通过验收。
（11）完成与项目相关的勘测定界复测、临时建设用地批复、建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、土地使用权证、施工许可证（或政府同等法律效力的批文）、房屋质量监督委托（如有）、不动产权证（上述各项证件办理工作包含所有前置手续的办理）等的办
（8）110kV升压站电气设备和材料安装工程，包括但不限于：GIS、主变压器、35kV开关柜、SVG、接地变设备、站用电设备、消防及给排水、污水处理、电气二次及综合自动化设备、通信及远动系统、二次安防系统、一体化电源系统、监控系统、辅助控制系统、调度自动化系统、集控子站设备（接入京能电力能管平台系统、乌兰察布市数据中心）、智能巡检系统（轨道式，安装于35kV开关柜室）、备用电源、电力生产管理系统、全场防雷接地、全站照明、供暖、通风及空调系统、场区的安全防范系统、升压站变电架构等全部设备的安装、试验、监造、催交、运输、保险、接车、卸车、仓储保管等。
（9）安装调试工程，包括但不限于：应承担所有设备（包含甲供设备）到货卸车、验货（招标人、供货商、中标人、监理人四方参加）﹑二次运输就位﹑保管﹑安装﹑调试（包括电站数据接入京能电力能管平台系统、乌兰察布市数据中心），并完成集控室后台配置、功能完善、画面展示、数据库建立等工作，本工程全部设备、材料的单体调试与检测、检验、系统调试、定值计算、并网手续办理、启动试运、性能试验与验收。消缺处理直至移交给招标人的全部工作；承担招标人认为有必要的甲供设备出厂检查验收工作等。承包人需设专人对到场甲供设备予以保管，并根据规范及厂商要求合理存放保管设备物资。
（10）办理项目施工有关的许可文件并承担相应费用，包括办理地方施工备案手续、劳动安全与职业健康手续等；安全监督、质量监督、当地应急预案备案；完成水土保持及环境保护监理监测（包括电磁辐射监测）等工作；办理安全验收、水保（水土保持补偿费由招标人承担）、环保(含电磁辐射验收)、洪评、防雷、消防、职业病危害控制效果评价、规划验收、竣工备案等最终验收及备案工作（上述专项验收包含所有验收前置手续的办理，如消防设计评审与备案、消防验收须提前完成第三方检测工作）；办理施工所涉及临时用地的征用手续以及相关协调工作并承担相应补偿、恢复等费用，并通过验收。
（11）完成与项目相关的勘测定界复测、临时建设用地批复、建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、土地使用权证、施工许可证（或政府同等法律效力的批文）、房屋质量监督委托（如有）、不动产权证（上述各项证件办理工作包含所有前置手续的办理）等的办
理工作。
（12）办理项目电力业务许可证、办理转商业运营手续、完成并网手续（包括办理《优先发电合同》、《并网调度协议》、《通信协议》、《高压供电合同》、《购售电合同》等与电网公司或当地电力部门签订的各项合同）。
（13）按照招标人要求完成本项目施工期施工场区内所需的宣传标语、标识标牌、六牌两图等以及生产准备工作（包含但不限于安全工器具、安全设施及设备设施临时标识标牌等）。
（14）办理并网前、后的各项验收手续（包含政府、招标人组织的各类验收），并取得相应报告；办理本项目并网前电能质量测试、计量检测、施工图审查手续、保护定值计算、角比差试验及35kV集电线路参数实测、新能源电站耐受能力实测建模、快频响应测试、SVG首年性能测试、应急预案备案及验收、保护测评及安全评估、电力公司并网验收、电力工程质量监督检查并取得最终监督检验报告；开通调度数据网通道和光功率预测系统服务并承担首年费用；承担本项目涉及的审查及验收相关费用。
（15）项目并网前、后所必须的全部试验，所有电气设备常规试验和特殊试验，包括但不限于电气设备交接试验规程(GB50150-2016)及电网公司要求的各项试验及涉网试验要求；并对各系统设备进行分系统调试和联调；承担本项目涉及的试验相关费用。
（16）投标人负责及配合招标人工作所涉及审查、会议、验收、协调等费用也应由投标人承担，如所有专题报告评审费用及专家费、初设评审费用及专家费、保护定值评审费用及专家费等费用均包括在总价中。除有明确指示由招标人负责的费用以外，其余本工程所涉及所有费用均由投标人承担。
（17）其他方面1）施工临时租地、征地、青苗赔偿、补偿及协调等相关费用由投标人负责。临时征租地主要包括自身的生产和生活临建、设备存放、集电线路（直埋电缆）施工用临时道路、施工等机械行走超出检修道路以外的临时用地、弃土场用地等。投标人承担以上临时征用地的全部费用，包括临时征用地的地上、地下附着物补偿（青苗、养殖、迁坟（不少于26座）、建构筑物安置补偿等）协调和补偿费用、植被恢复方案及植被恢复措施费用等。以及临时占地草地、林地恢复、草原污染、复耕等的税费、押金缴存等。植被恢复、土地复垦方案的实施及验收，并承担以上工作的相关费用。
2）项目整体的光伏电站工程直至验收通过，获得相关部门的最终批复文件。
3）投标人应负责现场实施过程的环境保护，采取措施控制和处理现场的粉尘、废气、废水、固体废物、噪声等对环境和居民的污染和危害，并办理和承担相关手续及费用。
4）投标人的设计及施工方案需通过招标人及监理方的评审，评审依据为国家及行业标准、规范等，以及招标人的企业标准。
5）要求必须在现场设置办公室，并在现场办公；如需在现场设置生活临建，布置方案应经过招标人同意。现场任何工作都应满足国家环保要求，施工临时用房、用地由投标人自行解决。
6）对可研及初设、施工图设计中的漏项和施工漏项部分招标人有权要求增补，投标人无条件执行；当设计方案不合理、不符合项目实际条件、不满足建设工期要求或者不满足当地能源、供电和其他相关部门要求时，投标人应无条件进行修改和完善。
7）负责购买建设期工程一切保险。按照国家、行业和地方规定办理工程保险、工程竣工验收等相关手续。
8）投标人必须服从招标人聘请的工程监理方的监督管理，详细设计方案、施工组织总设计须满足招标人聘请的设计监理方的审核。
9）光伏项目应设置全覆盖光伏场区无死角视频监控，视频监控后台设计需和升压站配合设计，监控信号需送至升压站监控室，要求与升压站品牌、规格尺寸一致，最终由招标人确认。所有与升压站连接的光缆、通讯、监控等控制系统与升压站品牌、规格尺寸一致，确保系统完整，功能齐全。
10）光伏电站计算机监控系统监控信号等需送至升压站监控室。
11）光伏消防控制系统应能接入110KV升压站主控系统，主机设置在综合楼主控室内，要求与升压站品牌、规格尺寸一致，由招标人确认。
12）所有进入升压站的系统，设备采购及施工前，投标人需提供两套设计方案，由投标人组织设计评审并承担相关费用，招标人参加。
13）施工重要节点及过程需全程录像。配备灾害救援、急救药箱、水泵等应急物资，保障应急通讯（卫星电话、无人机等），承包人承担以上工作全部费用。
14）工程验收（组织安全设施、职业卫生、节能、档案等各项专项验收和工程竣工验收）、移交及质保期内的服务。负责工程质量监督检查验收工作，投标人承担验收的全部费用，如协调费用和专家服务费用、专家住宿费用、车辆费用、伙食费用等等。投标人负责工程的并网验收工作，投标人承担并网验收的全部费用，如并网协调费用、专家到场服务费用、车辆费用、住宿费用、伙食费用等。投标人负责并网手续办理及办理的相关费用。
15）沉降观测第三方须按国家、行业规范，定期向监理、投标人报送监测成果，沉降观测第三方的付款，需监理、投标人审核通过后，由招标人批准才能进行付款。
16）投标人负责工程的防雷、消防、水保、环保、防洪、视频安防等施工。投标人负责项目生产准备期所有安装设备、器材的永久和临时标识牌、标识桩制作（由招标人提供标准）及安装。投标人承担工程的阻工、民事纠纷等相关费用。投标人应当按照招标人的现场施工标准化要求组织施工，如标准化项目管理临建设施、标准化安全文明施工策划。所有开挖区域、堆土必须全面覆盖密目网，洒水降尘，避免污染草原，并负责检修道路日常维护。
17）冬季施工、雨季施工等所有措施费已包含在本标段报价中。承包人应在订立合同前查勘施工现场，并根据工程规模及技术参数合理预见工程建设期间的冬雨季施工费、机械使用费、进度工期及进出施工现场的方式、手段、路径等。因承包人未合理预见所增加的费用和（或）延误的工期由投标人承担。
18）施工临时用水、用电、用汽、通讯、租地等各项临时工程及所有费用。光伏区域内临时电源，投标人须在开工后一个月内完成。
19）承包人承担自身的生活、生产、办公临建设施；承包人为发包人及监理人提供办公区建筑面积不小于350平方米、生活区及厨房共计不小于150平米（含：房屋、办公家具、冷暖设施、办公网络、公用热水器、厨具、炊具、给排水、化粪池、卫生器具、洁具、旗杆、宣传栏、会议设施、六牌两图）等必要设施，由发包人审核临建的设计图纸，承包人承担以上工作的全部费用。
20）由于电网建设的送出线路工期导致项目无法按期并网，涉及所产生的所有费用均已包含在合同总价中。
（18）招标文件中未列出但对于一个光伏电站的功能、安全、稳定运行必不可少的建筑、设备、材料及服务等，也应由投标人提供，其费用包括在总价中。招标范围详见技术规范书。
范围：本招标项目划分为1 个标段，
本次招标为其中的： 140MW新能源项目EPC工程
三、投标人资格要求
（1）资质条件：投标人须为依法注册的独立法人或其他组织。投标人应具有电力工程施工总承包二级及以上资质或工程设计电力行业（新能源发电）专业乙级及以上资质，同时施工单位应具有有效的安全生产许可证。
（2）业绩要求：自_2021_年1月1日至投标截止日期（以合同签订之日为准），应至少具有3项已投产的100MWp及以上容量的光伏EPC总承包业绩（应提供合同及对应的竣工
（12）办理项目电力业务许可证、办理转商业运营手续、完成并网手续（包括办理《优先发电合同》、《并网调度协议》、《通信协议》、《高压供电合同》、《购售电合同》等与电网公司或当地电力部门签订的各项合同）。
（13）按照招标人要求完成本项目施工期施工场区内所需的宣传标语、标识标牌、六牌两图等以及生产准备工作（包含但不限于安全工器具、安全设施及设备设施临时标识标牌等）。
（14）办理并网前、后的各项验收手续（包含政府、招标人组织的各类验收），并取得相应报告；办理本项目并网前电能质量测试、计量检测、施工图审查手续、保护定值计算、角比差试验及35kV集电线路参数实测、新能源电站耐受能力实测建模、快频响应测试、SVG首年性能测试、应急预案备案及验收、保护测评及安全评估、电力公司并网验收、电力工程质量监督检查并取得最终监督检验报告；开通调度数据网通道和光功率预测系统服务并承担首年费用；承担本项目涉及的审查及验收相关费用。
（15）项目并网前、后所必须的全部试验，所有电气设备常规试验和特殊试验，包括但不限于电气设备交接试验规程(GB50150-2016)及电网公司要求的各项试验及涉网试验要求；并对各系统设备进行分系统调试和联调；承担本项目涉及的试验相关费用。
（16）投标人负责及配合招标人工作所涉及审查、会议、验收、协调等费用也应由投标人承担，如所有专题报告评审费用及专家费、初设评审费用及专家费、保护定值评审费用及专家费等费用均包括在总价中。除有明确指示由招标人负责的费用以外，其余本工程所涉及所有费用均由投标人承担。
（17）其他方面1）施工临时租地、征地、青苗赔偿、补偿及协调等相关费用由投标人负责。临时征租地主要包括自身的生产和生活临建、设备存放、集电线路（直埋电缆）施工用临时道路、施工等机械行走超出检修道路以外的临时用地、弃土场用地等。投标人承担以上临时征用地的全部费用，包括临时征用地的地上、地下附着物补偿（青苗、养殖、迁坟（不少于26座）、建构筑物安置补偿等）协调和补偿费用、植被恢复方案及植被恢复措施费用等。以及临时占地草地、林地恢复、草原污染、复耕等的税费、押金缴存等。植被恢复、土地复垦方案的实施及验收，并承担以上工作的相关费用。
2）项目整体的光伏电站工程直至验收通过，获得相关部门的最终批复文件。
3）投标人应负责现场实施过程的环境保护，采取措施控制和处理现场的粉尘、废气、废水、固体废物、噪声等对环境和居民的污染和危害，并办理和承担相关手续及费用。
4）投标人的设计及施工方案需通过招标人及监理方的评审，评审依据为国家及行业标准、规范等，以及招标人的企业标准。
5）要求必须在现场设置办公室，并在现场办公；如需在现场设置生活临建，布置方案应经过招标人同意。现场任何工作都应满足国家环保要求，施工临时用房、用地由投标人自行解决。
6）对可研及初设、施工图设计中的漏项和施工漏项部分招标人有权要求增补，投标人无条件执行；当设计方案不合理、不符合项目实际条件、不满足建设工期要求或者不满足当地能源、供电和其他相关部门要求时，投标人应无条件进行修改和完善。
7）负责购买建设期工程一切保险。按照国家、行业和地方规定办理工程保险、工程竣工验收等相关手续。
8）投标人必须服从招标人聘请的工程监理方的监督管理，详细设计方案、施工组织总设计须满足招标人聘请的设计监理方的审核。
9）光伏项目应设置全覆盖光伏场区无死角视频监控，视频监控后台设计需和升压站配合设计，监控信号需送至升压站监控室，要求与升压站品牌、规格尺寸一致，最终由招标人确认。所有与升压站连接的光缆、通讯、监控等控制系统与升压站品牌、规格尺寸一致，确保系统完整，功能齐全。
10）光伏电站计算机监控系统监控信号等需送至升压站监控室。
11）光伏消防控制系统应能接入110KV升压站主控系统，主机设置在综合楼主控室内，要求与升压站品牌、规格尺寸一致，由招标人确认。
12）所有进入升压站的系统，设备采购及施工前，投标人需提供两套设计方案，由投标人组织设计评审并承担相关费用，招标人参加。
13）施工重要节点及过程需全程录像。配备灾害救援、急救药箱、水泵等应急物资，保障应急通讯（卫星电话、无人机等），承包人承担以上工作全部费用。
14）工程验收（组织安全设施、职业卫生、节能、档案等各项专项验收和工程竣工验收）、移交及质保期内的服务。负责工程质量监督检查验收工作，投标人承担验收的全部费用，如协调费用和专家服务费用、专家住宿费用、车辆费用、伙食费用等等。投标人负责工程的并网验收工作，投标人承担并网验收的全部费用，如并网协调费用、专家到场服务费用、车辆费用、住宿费用、伙食费用等。投标人负责并网手续办理及办理的相关费用。
15）沉降观测第三方须按国家、行业规范，定期向监理、投标人报送监测成果，沉降观测第三方的付款，需监理、投标人审核通过后，由招标人批准才能进行付款。
16）投标人负责工程的防雷、消防、水保、环保、防洪、视频安防等施工。投标人负责项目生产准备期所有安装设备、器材的永久和临时标识牌、标识桩制作（由招标人提供标准）及安装。投标人承担工程的阻工、民事纠纷等相关费用。投标人应当按照招标人的现场施工标准化要求组织施工，如标准化项目管理临建设施、标准化安全文明施工策划。所有开挖区域、堆土必须全面覆盖密目网，洒水降尘，避免污染草原，并负责检修道路日常维护。
17）冬季施工、雨季施工等所有措施费已包含在本标段报价中。承包人应在订立合同前查勘施工现场，并根据工程规模及技术参数合理预见工程建设期间的冬雨季施工费、机械使用费、进度工期及进出施工现场的方式、手段、路径等。因承包人未合理预见所增加的费用和（或）延误的工期由投标人承担。
18）施工临时用水、用电、用汽、通讯、租地等各项临时工程及所有费用。光伏区域内临时电源，投标人须在开工后一个月内完成。
19）承包人承担自身的生活、生产、办公临建设施；承包人为发包人及监理人提供办公区建筑面积不小于350平方米、生活区及厨房共计不小于150平米（含：房屋、办公家具、冷暖设施、办公网络、公用热水器、厨具、炊具、给排水、化粪池、卫生器具、洁具、旗杆、宣传栏、会议设施、六牌两图）等必要设施，由发包人审核临建的设计图纸，承包人承担以上工作的全部费用。
20）由于电网建设的送出线路工期导致项目无法按期并网，涉及所产生的所有费用均已包含在合同总价中。
（18）招标文件中未列出但对于一个光伏电站的功能、安全、稳定运行必不可少的建筑、设备、材料及服务等，也应由投标人提供，其费用包括在总价中。招标范围详见技术规范书。
范围：本招标项目划分为1 个标段，
本次招标为其中的： 140MW新能源项目EPC工程
三、投标人资格要求
（1）资质条件：投标人须为依法注册的独立法人或其他组织。投标人应具有电力工程施工总承包二级及以上资质或工程设计电力行业（新能源发电）专业乙级及以上资质，同时施工单位应具有有效的安全生产许可证。
（2）业绩要求：自_2021_年1月1日至投标截止日期（以合同签订之日为准），应至少具有3项已投产的100MWp及以上容量的光伏EPC总承包业绩（应提供合同及对应的竣工
验收证明文件，合同证明文件应包含签字盖章页，能体现竣工验收时间及合同范围内容等信息）。
（3）项目经理（建造师，下同）资格：投标人拟派项目经理应为机电工程专业一级注册建造师（应提供有效的建造师注册证书及《安全管理人员资格证》B证）。
注：一级建造师电子注册证书使用应按标准执行，持证人打印证书后应在个人签名处手写本人签名，注明日期，并确保签字日期在证书的使用有效期内。不符合上述标准的按证书无效认定。项目经理应至少具有1项100MWp及以上投产光伏项目EPC总承包项目经理业绩。人员业绩证明材料需要提供合同封面、首页、价款页、签章页，发电证明或项目验收、服务评价等相关证明材料，还需要有人员和项目的关联性证明文件。
本项目不接受联合体投标。
四、招标文件的获取
获取时间：2024年10月15日16时至2024年10月21日16时
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!
（3）项目经理（建造师，下同）资格：投标人拟派项目经理应为机电工程专业一级注册建造师（应提供有效的建造师注册证书及《安全管理人员资格证》B证）。
注：一级建造师电子注册证书使用应按标准执行，持证人打印证书后应在个人签名处手写本人签名，注明日期，并确保签字日期在证书的使用有效期内。不符合上述标准的按证书无效认定。项目经理应至少具有1项100MWp及以上投产光伏项目EPC总承包项目经理业绩。人员业绩证明材料需要提供合同封面、首页、价款页、签章页，发电证明或项目验收、服务评价等相关证明材料，还需要有人员和项目的关联性证明文件。
本项目不接受联合体投标。
四、招标文件的获取
获取时间：2024年10月15日16时至2024年10月21日16时
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