2024年江蘇丹陽司徒鎮80MW漁光互補、40MW茶光互補光伏發電項目EPC總承包項目公告

 

1．招標條件
本招標項目江蘇丹陽司徒鎮80MW漁光互補、40MW茶光互補光伏發電項目已獲批準建設，建設資金來自招標人自有資金和自籌資金，項目已具備招標條件，現對該項目的設計施工進行公開招標。

2．項目概況與招標范圍
2.1 項目概況

（1）江蘇丹陽司徒鎮80MW漁光互補項目

江蘇丹陽司徒鎮80MW漁光互補光伏發電項目站址位于鎮江市丹陽市司徒鎮境內（簡稱漁光互補項目），項目擬利用坑塘水面建設漁光互補光伏電站，面積合計約1800畝（具體以現場實際征地為準）。

項目擬建設安裝直流側容量96.27MWp，交流側容量80MW。擬采用610Wp及以上單晶硅TOPCon雙面N型組件、350kW組串式逆變器（組件和逆變器具體型號以初步設計為準），組件全部采用固定安裝式，規劃新建1座110kV升壓站。

建設地點：江蘇省鎮江市丹陽市司徒鎮。

（2）江蘇丹陽司徒鎮40MW茶光互補項目

江蘇丹陽司徒鎮40MW茶光互補光伏發電項目站址位于鎮江市丹陽市司徒鎮境內（簡稱茶光互補項目），項目擬利用茶園及坑塘水面建設漁光互補光伏電站，面積合計約850畝（其中暫定茶地500畝、魚塘350畝，具體以現場實際征地為準）。

項目擬建設安裝直流側容量48.14MWp，交流側容量40MW。擬采用610Wp及以上單晶硅TOPCon雙面N型組件、350kW組串式逆變器（組件和逆變器具體型號以初步設計為準），組件采用柔性支架以及固定式支架的安裝形式，規劃新建1座110kV升壓站。

建設地點：江蘇省鎮江市丹陽市司徒鎮。

漁光互補光伏發電項目發電力匯集升壓至110kV后，網建1回110kV線路T接110kV云林~延陵線路，在220kV云林變并網；茶光互補發電項目所發電力匯集升壓至110kV后，網建1回110kV線路T接110kV華潤寶堰光伏~全州線路。

2.2 招標范圍

本項目劃分為1個標段。

（1）江蘇丹陽司徒鎮80MW漁光互補項目場區EPC工程

招標范圍包括但不限于工程光伏區、35kV集電線路的勘察設計、全部設備和材料采購供應（不含光伏組件、逆變器和固定支架，其中支架基礎預埋下立柱由投標人采購）、建筑及安裝工程施工、項目管理、試驗及檢查測試、系統調試、試運行、消缺、培訓、驗收（含各項專題、階段驗收、竣工驗收等驗收）、生產準備、移交生產、性能質量保證、工程質量保修期限的服務等內容，同時也包括質保期內所有備品備件、專用工具采購供應以及相關的技術資料整理提供服務。以及辦理建設手續、用地手續、并網手續、調度手續及供電手續、征地及相關手續辦理等，并承擔全部相關費用（具體招標范圍詳見第七章技術標準和要求）。

（2）江蘇丹陽司徒鎮40MW茶光互補項目場區EPC工程

招標范圍包括但不限于工程光伏區、35kV集電線路的勘察設計、全部設備和材料采購供應（不含光伏組件、逆變器和固定支架，其中支架基礎預埋下立柱和柔性支架由投標人采購）、建筑及安裝工程施工、項目管理、試驗及檢查測試、系統調試、試運行、消缺、培訓、驗收（含各項專題、階段驗收、竣工驗收等驗收）、生產準備、移交生產、性能質量保證、工程質量保修期限的服務等內容，同時也包括質保期內所有備品備件、專用工具采購供應以及相關的技術資料整理提供服務。以及辦理建設手續、用地手續、并網手續、調度手續及供電手續、征地相關及手續辦理等，并承擔全部相關費用（具體招標范圍詳見第七章技術標準和要求）。

（3）漁光互補和茶光互補項目升壓站EPC工程

招標范圍包括漁光互補和茶光互補項目工程新建一座110kV升壓站的勘察設計（不包含送出工程），全部設備和材料采購供應、建筑及安裝工程施工、項目管理、試驗及檢查測試、系統調試、試運行、消缺、培訓、驗收（含各項專題、階段驗收、竣工驗收等驗收）、生產準備、移交生產、性能質量保證、工程質量保修期限的服務等內容，同時也包括質保期內所有備品備件、專用工具采購供應以及相關的技術資料整理提供服務。辦理建設手續、用地手續、并網手續、調度手續及供電手續、征地及相關手續辦理等，并承擔全部相關費用。（具體招標范圍詳見第七章技術標準和要求）

分界點：本項目以升壓站側出線門架為招標范圍分界點。光伏場區、升壓站內的所有設計、設備（不含光伏組件、逆變器、固定支架）、材料、施工、安裝及調試工作均包含在內。投標人均應按招標人及監理人的指示在本項目實施與本工程有關的各項工作提供必要條件，并做好相關配合服務工作（包含但不限于手續協調、設備調試、地方協調等）。

漁光互補項目與茶光互補光伏發電項目共用一塊建設用地，共建部分包括站用變系統、室內外照明系統、升壓站防雷接地、升壓站內建筑物、集控中心接入系統、安全態勢感知平臺、直流及UPS系統、站內通信系統、消防系統、升壓站視頻監控系統、升壓站場地平整和道路等。投標人應充分考慮兩個項目共建部分，并在相關設備設有兩個項目接入端口。上述共建部分僅供投標人參考，具體共建部分以經評審后的初步設計為準。

2.3工期要求

計劃于2024年12月1日開工（具體開工日期以招標人或監理人通知為準），2025年6月30日前實現首批并網發電，2025年11月30日前全容量并網，總施工期（即開工至全容量并網）為365日歷天。

工程質量要求符合國家、行業或地方驗收標準并滿足設計文件及其他相關規范的要求。

2.4其他說明

本次招標共一個標段，投標人須充分考慮各項敏感因素及施工過程中涉及的相關工作成本。本項目存在分階段實施的可能性，當發生分階段進場施工時，每階段施工期為從該階段開工（以招標人或監理人通知為準）至該階段施工完成（以招標人或監理人通知為準），前一階段施工完成到后一階段開工之間日期不計入總施工期，但各階段合計總施工期不得超過計劃總施工期（即365日歷天）；同時投標人應充分考慮分階段進場施工導致進退場費變化。

3．投標人資格要求
3.1 本次招標要求投標人須具備以下條件：

（1）資質條件（須提供相應證明材料）：

①獨立投標人或者聯合體各方均具有獨立法人資格；

②獨立投標人或聯合體勘察方具有工程勘察（巖土工程）乙級（須包含全部3個分項資質：勘察、設計、物探測試檢測監測）及以上資質，或工程勘察（巖土工程專業）乙級及以上資質；

③獨立投標人或聯合體設計方具有工程設計電力行業乙級及以上資質，或具有工程設計電力行業新能源發電專業乙級（或新能源發電工程專業）乙級及以上資質；

④獨立投標人或聯合體施工方具有電力工程施工總承包三級（或乙級）及以上資質；

⑤獨立投標人或聯合體施工方具有承裝三級及以上、承修三級及以上、承試三級及以上電力設施許可證。

⑥獨立投標人或聯合體施工方具有在有效期內的安全生產許可證。

說明：聯合體參與投標時，各方資質要求按照聯合體協議分工內容確定。

（2）業績要求：滿足以下兩種業績之一（注：須提供合同文件及業主出具的完工證明，證明材料內容應包含項目規模、電壓等級等關鍵信息。）

①2021年1月1日至投標截止日（以合同簽訂時間為準），獨立投標人具有至少3個80MWp及以上已完工的光伏工程（含電壓等級為110kV及以上升壓站）EPC或設計施工總承包業績（其中至少1個為漁光項目業績）。

②2021年1月1日至投標截止日（以合同簽訂時間為準），聯合體設計方具有至少3個80MWp及以上已完工的光伏電工程（含電壓等級為110kV及以上升壓站）施工圖階段設計業績（其中至少1個為漁光項目業績）；2021年1月1日至投標截止日（以合同簽訂時間為準），聯合體施工方具有至少3個80MWp及以上完工光伏工程（含電壓等級為110kV及以上升壓站）的施工業績（其中至少1個為漁光項目業績）。

說明：若聯合體投標人提供EPC或設計施工總承包業績，以聯合體成員在該業績中承擔具體工作和在本項目承接工作聯合認定（以合同文本等證明材料及聯合體協議分工內容為準）。

（3）項目管理人員要求：

投標人須配置2名項目經理（漁光互補項目和茶光互補項目分別配置1名項目經理），各擬任項目經理應具有有效的一級建造師注冊證書和安全生產考核合格證書（B類），且2021年1月1日至投標截止日（以合同簽訂時間為準）具有至少1個80MWp及以上已完工的光伏電站工程擔任項目副經理或技術負責人及以上任職的經歷（須提供投標人當期任命文件或業主出具證明、相關業績合同證明文件等材料，且材料中須包含具體工作內容及項目容量等信息）。

說明：業績要求及項目經理要求中的容量要求均為直流側容量，若證明材料中無法認定直流側容量或交流側容量，則按照直流側容量認定。

（4）信譽要求：獨立投標人或聯合體各方未處于限制投標的專業范圍及期限內。

（5）財務要求：獨立投標人或聯合體牽頭方近三年（2021年、2022年、2023年）無連續兩年虧損。

3.2 本次招標接受聯合體投標，聯合體成員方不超過3名（含牽頭方）。聯合體各方不得再以自己名義單獨投標，也不得組成新的聯合體或參加其他聯合體的投標。

3.3 投標人不能作為其他投標人的分包人同時參加投標。單位負責人為同一人或者存在控股、管理關系的不同單位，不得參加同一標段投標或者未劃分標段的同一招標項目投標。

4．招標文件的獲取
4.1 招標文件發售時間為2024年10月18日09時整至2024年10月24日17時整（北京時間，下同）。

4.2 招標文件售價1000元，售后不退。