1.2 建设地点：内蒙古锡林郭勒盟阿巴嘎旗
1.3 资金来源：企业自筹
1.4 建设规模及内容：本风电场项目规划32台单机容量为6.25MW的风电机组，总装机容量200MW；光伏项目规划额定容量200MW，光伏组件安装容量交流测侧200MW，直流侧243.73 MWp。
1.5工期：
风电项目：
计划开工日期：2024年12月10日（具体以招标人通知为准）；
计划并网日期：2026年6月30日实现全容量并网发电。
工期总日历天数：567天。
实际开工时间以建设单位通知为准，根据项目开工情况可顺延。
光伏项目：
计划开工日期：2024年12月10日（具体以招标人通知为准）；
计划并网日期：2026年6月30日实现全容量并网发电。
工期总日历天数：567 天。
实际开工时间以建设单位通知为准，根据项目开工情况可顺延。
1.6 招标范围：
工程承包范围：200MW风电场本体工程、220kV升压站工程、220kV送出工程、储能工程、调相机工程、集电线路工程及200MW光伏发电工程土建、安装，设备和系统调试、集电线路工程的设计、设备采购（不含1000MW风光项目接入250MW配套的电气一次、二次设备、配套250MW的储能工程（37.5MW/75MWh）），材料采购、运输（包括设备牵引）和管理、施工、培训、调试（包括电量采集终端和表计的现场试验）、消缺、竣工验收；所有场内工程施工准备与施工；场内外（结合风机厂家路勘报告）进场（站）道路设计、施工、清障（包括电网改造、通讯改造、除招标人提供的征地林草范围外涉及的林草征地等所有项目施工的清障工作）、消缺、验收；风力发电机组发、送、变电系统试运行和成功通过风机240小时试运行、储能72小时试运行、调相机168小时试运行前，光伏发电单元全容量并网前的所有工作及质保期内的服务工作，达到招标人达标投产要求；投产后的临时用地林草复垦工作。
具体包括但不限于：
1.勘察设计
设计工作包括（不限于）：200MW风电场本体工程、220kV升压站工程、220kV送出工程、储能工程、调相机工程、集电线路工程及200MW光伏发电工程土建、安装，设备和系统调试、集电线路工程的设计勘察，施工到竣工验收阶段的全部设计工作，主要包括项目施工图设计阶段工程勘察、提供施工图设计阶段岩土工程勘察报告，设备（施工）技术规范书编制、施工图编制、竣工图编制，配合环评、水保、安全、职业卫生等验收，进行施工图技术交底、派出设计代表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，与本项目相关的其他设计工作。
设计边界：本工程400MW风光（含1000MW风光项目接入250MW配套的电气一次、二次设备、配套250MW的储能工程（37.5MW/75MWh）土建，电气一、二次、220kV送出工程设计工作均包含在本次招标范围内。环评、水保、安全、职业卫生预评价报告编制由发包方另行委托，不包含在本次招标范围内。
2.物资供货
2.1本工程200MW风电场本体工程、220kV升压站工程、220kV送出工程、调相机工程、储能工程、集电线路工程及200MW光伏发电工程土建、安装，设备和系统调试、集电线路工程所有设备的采购、运输（含二次转运及牵引等）、保险、装卸车、仓储保管、成品保护、安装和调试（单体、整体、联合试运转）。包括：风电机组设备、塔筒、锚栓、400MW风光项目主变压器系统、220kV、35kV配电装置设备、无功补偿系统（含建模用控制器）、储能系统、调相机系统、站（备）用电系统、接地、监控系统、视频监控系统、交（直）流系统、通信系统、远程自动控制及电量计量系统等升压站所有设备等工作，设备监造均由承包人进行。电网接入相关设备、软件及通讯专用线路等包含在本次招标范围内。其中：
（1）220kV升压站工程:不含1000MW风光项目接入的250MW配套的电气一次设备主变、220kV配电装置、35kV配电装置、接地变、无功补偿装置、35kV管型母线、高低压电缆。电气二次设备计算机监控系统、继电保护及安全自动装置，元件保护装置、调度自动化、智能辅助控制系统、一次设备状态监控系统、控制电缆等设备采购、运输（含二次转运及牵引等）、保险、装车，但包含上述设备卸车、仓储保管、成品保护，建安工程和调试（单体、整体、联合试运转）。
（2）储能工程:包含400MW风光项目配套的（60MW/120MWh）储能设施，不含1000MW风光项目接入250MW配套储能工程（37.5MW/75MWh）设备采购、设备监造、运输（含二次转运及牵引等）、装车，但包含上述设备卸车、仓储保管、成品保护，建安工程和调试（单体、整体、联合试运转）。
2.2本工程所需所有的材料采购：所有砂石、水泥及添加剂、钢筋及附件、高低压电力电缆（除1000MW风光项目接入的250MW主变及配套的电气设备所接引的）及附件、电缆防火材料、控制电缆、光纤及附件、接地系统、照明、综合布线（通讯、视频）等与工程相关的材料及电缆沟敷设盖板、电缆保护盒（或对接箱）和电缆标示桩、标识牌等所有与本工程相关材料。
2.3承包人于工程内使用的所有设备、材料应保证本项目满足当地电网的技术标准及要求。
2.4招标文件中未列出但是为本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。对本招标范围内，如果某些分项在招标文件中未专门提及，但对于本风电场的功能、安全、稳定运行是必不可少的，这些建筑、设备或服务，也应由承包人提供，其费用包括在总价中。
3.工程施工：
3.1施工包括（不限于）：本工程的升压站工程建筑安装、调相机工程、储能工程（97.5MW/195MWh）、风机吊装平台、风机基础、风机安装、箱式变安装、接地装置、集电线路及200MW光伏发电工程土建、安装，设备和系统调试、集电线路工程与上述工程相关的全部施工、消缺工作。负责上述项目的竣工资料的收集、汇总、移交工作。场内外（结合风机厂家路勘报告）进场（站）道路设计、施工（含围栏、网门）、清障（包括电网改造、通讯改造、除招标人提供的征地林草范围外涉及的林草征地等所有项目施工的清障工作）。包含与工程相关的绿化及植被恢复工程、进场道路、场内道路（含原有道路改造、恢复）。
3.2负责风光项目系统调试、并网手续办理、机电及电子仿真建模、试运行、消缺、验收（含竣工验收）、移交生产、性能质量保证、工程质量保修期限的服务等。
施工边界：本工程的所涉及的土建、安装、调试（单体、整体、联合试运转）工程均包含在本次招标范围内。
4.其他工程：
4.1其他工程：包括环境保护工程、水土保持工程、劳动安全与职业卫生工程、安全监测工程、消防设施及生产生活供水工程及其他需要单独列项的工程等。
4.2施工辅助工程，包括但不限于施工临时及永久性设施（含围栏、网门）、水源、电源、通讯施工及相关工作。
4.3负责办理风机、光伏电站及升压站（含储能）、调相机、所有设备涉网试验的检测手续及费用。
4.4负责各种设备和材料的堆放场地、土方堆放及集电线路的施工场地等各种征地林草工作；负责解决招标人提供的永久征地林草（风机基础、箱变基础、升压站及机位检修道路、长期租地光伏发电工程检修道路、集电线路、临时征地（风机吊装平台、新建道路）中除必须发包人支付的费用外的所有工作并承担相应费用。
4.4负责配合招标人完成环评监测及验收、水保监测及验收、消防施工图评审、安全三同时（安全预评价、安全设施设计专篇、安全预评价验收）、职业卫生健康（职业病危害预评价、职业病危害设施设计专篇、职业病危害预评价验收）的专项验收工作，承担上述工作除必须业主承担费用外一切费用。负责除上述项目以外的所有验收的手续办理工作并承担相关费用。
4.5质监手续办理：投标方负责各阶段的质量监督检查并取得报告，组织问题整改，取得并网通知书及转序通知书，并承担相关费用。
4.6自行考虑施工措施费用，回填料外购因素及费用，设备、材料、临建设施（满足业主单位、监理及总包等单位办公需求）、土石方、弃土、弃渣、弃石等的场地及费用。
4.7考虑冬雨季施工费用。依据项目工期，本工程须发生冬季施工，投标单位须在投标报价中充分考虑冬季施工因素。
4.8施工供电工程：临时电源施工、验收等购售电合同相关手续办理。（含临时转永久手续办理）。
4.9风机调试期间的收益归招标方，投标方提供220kV升压站受电前调试期间水、电，并承担相关的费用。
4.10建安工程第三方材料检测，风机锚栓、高强螺栓检测，变压器绝缘油、瓦斯继电器、SF6气体检测、沉降观测、
等由甲方委托第三方机构实施，相关费用由投标人负责。
4.11负责办理（除必需招标人执行以外）各种保证金（如农民工保证金等）。
4.12负责整个项目验收工作，包括但不限于隐蔽、分项、分部、单位工程完工验收、整套机组启动、涉网验收、移交验收等全部工作及质保期内的服务；负责工程相关文件资料、设备资料的收集、整理、扫描、归档、验收、移交工作。
详见招标文件第五章 技术部分。
1.7 质量要求：合格，建设质量满足国家、行业规范和设计要求，工程质量验收点100%合格，电场满足招标人达标投产要求。
2. 投标人资格要求 2.1在中华人民共和国正式注册，具有独立法人资格的企业。
2.2企业资质要求：投标人须具有（1）或（2）资质：
（1）单独投标须具备，建设行政主管部门颁发的有效的具备电力行业工程设计甲级及以上资质；
（2）联合体投标须具备，建设行政主管部门颁发的有效的电力工程施工总承包一级及以上资质，电力行业（风力发电）专业甲级设计及以上资质，并同时提供有效的安全生产许可证、承装二级和承试二级电力设施许可证。
2.3业绩要求：近5年（2019年1月1日至投标截止日，以合同签订时间为准），投标人至少具有2个100MW及以上的风电项目EPC总承包业绩，同时至少具有2个100MW及以上的光伏项目EPC总承包业绩。
2.4项目负责人要求：
(1)投标人须提供拟任项目经理有效的一级建造师执业资格证书（机电专业）和有效的安全生产考核合格证（B类）；
(2) 近5年（2019年1月1日至投标截止日，以合同签订时间为准），拟派设计负责人须至少具有1个200MW及以上风电项目EPC总承包设计负责人的业绩，同时须至少具有1个100MW及以上光伏项目EPC总承包设计负责人的业绩。
(3)拟任本项目的总承包项目经理不得同时在其他项目担任总承包项目经理（负责人）。
2.5财务要求：投标人应提供近三年经审计的财务会计报告。
2.6信誉要求：投标人未被“信用中国”网站列入失信被执行人和重大税收违法案件当事人名单。
2.7其他要求：
（1） 投标人没有处于被责令停业，投标资格被取消，财产被接管、冻结，破产状态；
（2） 在最近三年内（2021年1月1日至投标截止日），投标人没有违反招投标法规行为，无严重违约，施工建设项目未发生重大及以上质量安全责任事故。
（3） 单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位，不得同时参加本项目（或本项目同一标段）投标。否则，其相关投标均无效。
2.8本项目接受联合体投标，相关要求如下：
（1）联合体成员（含牵头人）最多2家单位。（2）联合体各方签订的联合体协议书应随投标文件一起递交，须有各成员的法定代表人或授权代表签字并加盖公章。该联合体协议书须明确联合体牵头人和各方权利义务，并承诺就中标项目向招标人承担连带责任。（3）自愿组成联合体的应明确联合体牵头人，且联合体各方均应具备其所承担招标项目工作内容的相应资质条件。承担相同工作内容的专业单位组成联合体的或联合体协议未约定专业分工的，按照资质等级较低的单位确定资质等级。（4）联合体牵头人须按要求提供经审计的财务会计报告，其他联合体成员不需要必须提供经审计的财务会计报告。（5）联合体项目经理应由牵头人委派，应是牵头人在册职工。（6）联合体牵头人应具有符合要求的业绩。（7）除企业资质要求、业绩要求、项目经理要求及财务要求按照上述（2）-（6）执行外，联合体成员均应符合投标人资格要求的其他要求。（8）如为联合体投标，法定代表人授权委托人仅须由联合体牵头人授权。（9）如为联合体投标，除联合体协议书外，投标文件中要求盖章或签字处仅需由联合体牵头人盖章或签字。（10）联合体各方不得再以自己名义单独或参加其他联合体在本招标项目中投标，否则各相关投标均无效。
2.9 资格审查方式：资格后审。
3. 招标文件的获取 3.1 招标文件发售时间：2024年11月7日9:00至2024年11月11日17:00。
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