2.项目概况与招标范围
2.1 项目概况、招标范围及标段（包）划分：2.1.1项目背景和标段划分
江西公司新能源公司南昌霞坊光50.01048MWp伏发电项目（光伏区、升压站及送出工程）EPC总承包公开招标，拟建于南昌市红谷滩区厚田乡下坊村，光伏区地类性质为沆塘水面，鱼塘区域占地面积约760亩，本期拟建设交流侧规模41.6754MW（直流侧50.01048MWp），配套新建一座110kV升压站，新建一回110kv线路，线路长度约6.1公里，接入110kV流湖变。
2.1.2 本标段项目概况及招标范围
本工程实际装机容量50.01048MWp，采用N型585Wp及以上单晶硅双面双玻太阳能组件，光伏组件全部采用固定支架安装（16°倾角）。采用分块发电，集中并网的系统设计方案，将系统分成12个3.3MW子方阵和1个2MW子方阵，新建 2回35kV 集电线路。新建1座110kV 升压站，电气主接线采用单母线接线，安装 1台58MVA 主变。送出工程采用新建 1回 110kV线路接入 110kV 流湖变，线路长度约6.1公里。配置10MW/20MWh磷酸铁锂电池储能系统，储能系统由3个3.35MW/6.7MWh储能单元组成。招标内容包括（但不限于）如下：
（1）光伏场区：勘察设计（地质详勘、含试桩）、防洪设施、设备采购供货、施工场地平整，场内道路、光伏支架基础施工及防腐，箱变基础施工、场区集电线路、场区围墙及围栏工程、挡土墙及护坡、防雷接地、消防设备的配置等附属工程，所有设备及材料采购及安装、调试等，完成水土保持和环境保护工程施工、渔业赔偿及地表附着物赔偿、基建视频监控系统、工程质量监督验收及备案、消缺、性能试验、整套系统的性能保证的考核验收、技术和售后服务、人员培训、达标投产。开展设计优化，制定标杆型光伏项目建设方案，确保行优，力争国优，将项目建成安全文明施工标准化工程及国内一流智慧光伏项目。
（2）场区内新建110kV 升压站：勘察设计（包括地质详勘）、设备基础工程施工、设备采购供货及材料采购及安装、调试等，场地平整，场内道路、危废间及辅助生产建筑工程、站区围墙、防雷接地、消防设备的配置等附属工程，完成水土保持和环境保护工程施工，按照国家能源集团规范完成电站内安全标志、设备设施标牌、安全标线等的制作及安装，工程质量监督验收及备案、技术监督检查及验收、消缺、性能试验、涉网安全性评价、新能源场站仿真建模、整套系统的性能保证的考核验收、技术和售后服务、人员培训、达标投产。协助招标人办理并网和验收各种证照手续、调度协议、网络安全协议和购售电合同等（包括国网省调、地调首年电力通信通道服务、集控中心电力通信通道服务首年费用），所需费用由投标人承担。开展设计优化，制定标杆型光伏项目建设方案，确保行优，力争国优，将项目建成国内一流智慧光伏项目。
（3）110千伏送出工程：霞坊升压站~流湖变电站110kV线路工程、流湖110kV变电站间隔扩建工程（包括但不限于：送出线路路径协议函获取、项目核准、勘测设计、施工、配套光纤通信工程及并网验收所有手续办理）。
1）霞坊升压站~流湖变电站110kV线路工程
霞坊升压站~流湖变电站110kV线路新建线路自南昌市红谷滩区霞坊村拟建110kV霞坊光伏升压站起，至南昌市红谷滩区流湖镇已建110kV流湖站止，新建单回110kV线路长度约6.1km，其中采用架空线路长约6.1km；线路途经南昌红谷滩，整体由南向北走线，全线按单回路架设，曲折系数为1.34。
导地线型号：JL/G1A-150/30导线；两根地线均采用24芯OPGW光缆。
总塔基数20基，其中耐张塔10基，直线塔10基。
2）流湖110kV变电站间隔扩建工程
流湖110kV变电站为已建变电站，110kV采用单母线分段接线，现有110kV出线3回，分别为松湖线、流湖Ⅰ线、流湖Ⅱ线；主变进线2回，分别为1#主变、2#主变，预留3#主变进线。本期霞坊光伏出线间隔采用原流湖Ⅱ线间隔，并更名为霞坊光伏出线，本期接入后，更换原流湖Ⅱ线保护装置。本期更换原流湖Ⅱ线间隔测控装置，安装于本期新增的110kV线路保护柜内。本期新增电能质量监测装置1套，安装于本期新增的110kV线路保护柜内。该工程霞坊光伏出线需更换保护和测控装置，因此需更换保护和测控至一次设备的电缆，并对该间隔进行保护装置至一次设备的传动调试。
（4）储能区：本工程配置10MW/20MWh磷酸铁锂电池储能系统，储能系统由3个3.35MW/6.7MWh 储能单元组成，每个储能单元由1套3.35MW变流升压一体机和2套3.35MWh 磷酸铁锂电池储能集装箱子系统组成。3回升压变通过电缆连接后以1回电缆线路接入升压站的 35kV 母线。每套3.35MWh电池储能系统集成安装于一个标准的预制舱中，与PCS及箱式变压器集中户外布置。储能站全站变流升压配电装置和储能单元合建1套统一平台的储能能量管理系统，储能能量管理系统应能满足全站安全运行监视和控制所要求的全部设计功能。实现储能单元就地监控，储能单元就地监控包含 PCS、BMS、箱变测控装置及IO数据采集单元等，组成小型局域网，并接入储能电站能量管理系统后台。储能系统同步配置1套电池管理系统BMS。视频监控系统，在储能电站各个电池预制舱及变流升压一体舱内及户外场区均配置高速球机，实时监控。根据储能系统的消防相关标准及规范，在电池舱内配置消防系统。
（5）完成竣工验收所涉及到的所有工作包括但不限于：
完成本项目的设备到货检验、性能试验、设备监造、质量监督、功率调节和电能质量测试、所有性能测试、保护定值提供、并网性能检测、桩基拉拔试验、组件检测、视频监控系统安装调试、集控中心场站侧建设、可再生能源中心中心信息监控以及光伏电站智能化建设等。所有设备及材料卸车、运输、二次倒运、保管、所需的备品备件、专用工具提供，相关的技术服务、设计联络、人员培训等。
（6）完成项目的专项验收（环境保护、水土保持、工程消防、质检、复垦、安全性评价、安全设施验收、达标投产验收、职业健康、升压站电磁辐射、安全生产标准化、供电等）和性能测试（系统效率、有功、无功及电能质量测试等）工作，所产生的费用由投标方负责。
（7）所有材料、备品备件、专用工具、消耗品以及相关技术资料的移交等；进场道路的设计、施工及验收等工作；景观、植被恢复（土地复垦）等与工程有直接关系的其它工程项目；施工供水、供电的设计和施工、劳动安全与工业卫生工程。
（8）负责工程涉及土地、鱼塘及道路的征收、交付等协调和管理工作；负责工程所需的渔业补偿、湿地占补平衡费（永久湿地购买、异地湿地修复费用）、地上附着物及渔业设施拆迁赔偿、电力线路迁改赔偿、集电线路和送出工程塔基征（租）地费用、退养补偿、迁坟赔偿、外线青苗赔偿、送出线路路径协议函获取、送出工程项目核准、临时施工占地赔偿、负责储能专题报告编制服务费用，包括但不限于环评、安评、稳评、洪评等；协助招标人办理土地证、用地规划许可证、建设工程规划许可证等工程所需全部证照，所需费用由投标人承担。投标人需充分了解掌握工程现场实际情况和补偿协调工作的艰巨性、复杂性，审慎考虑报价费用。
（9）光伏发电场站建设相关内容：智能门禁及人脸识别系统、国能江西新能源集控中心接入、可再生能源平台接入、基建视频监控系统、基建期间200M专线租赁、反恐设施设备及安装、态势感知系统，以上内容要求详见第五章发包人要求描述。
（10）本工程并网后6个月内应完成新能源场站仿真建模，并审核入库；在投产前完成一次调频主动测试系统建设，并符合投产涉网安全检查及并网投产条件，所产生的费用由投标方负责，包含电网不可预知新政策的变化所产生的费用。
（11）中标人需在基建移交生产前完成所有设备双重命名（含光伏组件），并按国家能源集团规范张贴铭牌，命名规则由招标人提供。
（12）负责项目并网前生产准备、首条集电线路并网至竣工验收期间的光伏电站生产运行维护管理，并提供相关生产运维专用工具、备品备件、办公设施等。
（13）整理完整的符合建设单位档案管理制度要求的档案资料，按要求按期完成移交。
2.1.3 特别提醒事项
（1）由招标人承担的各项专题报告费用包括：光伏区、升压站区、储能区、送出工程可研报告编制及评审、接入方案编制及评审；光伏区、升压站区水保方案编制及评审、环评方案编制及评审、社会稳定性评估及评审、安预评报告及评审、地灾报告及评审，除此外其他费用均由投标人负责。
（2）本工程作为工程EPC总承包工程，除非招标文件明确约定，否则不论招标文件是否涉及、承包报价高低，凡涉及本工程前期各项政府审批（除招标人前期已发生的费用）、各项专题报告编制及评审、政策处理、青苗补偿、渔业补偿、本工程勘察设计、设备采购、建筑安装、试验、检查测试、电网接入及相关政策处理、临时性用地、调试试运、验收等相关方面的全部工作内容及费用均由投标人负责。本文件中存在的与设计、数据、规格或方法有关的任何缺陷、错误或疏漏，均不能减轻或解除投标人应承担的责任。
（3）分包商管理除执行合同要求外，还需满足国家能源集团相关管理办法要求。
2.1.4 计划工期：签订合同后，原则上至2024年9月20日前完成所有工作，实际开始工作时间按照监理人书面通知中载明的开始工作时间为准。
2.1.5 其他
江西公司新能源公司南昌霞坊50.01048MWp光伏发电项目（光伏区、升压站及送出工程）EPC总承包合同需通过国家能源集团江西电力有限公司投资决策批复后生效。
2.2 其他：/
3.投标人资格要求
3.1 资质条件和业绩要求：
【1】资质要求：（1）投标人须为依法注册的独立法人或其他组织，须提供有效的证明文件。
（2）投标人须具有并提供有效的工程设计综合甲级资质；或工程设计电力行业甲级等级资质；或电力工程施工总承包二级及以上等级资质证书和有效的安全生产许可证。
【2】财务要求：/
【3】业绩要求：2019年6月至投标截止日（以合同签订时间为准），投标人须至少具有50MWp及以上光伏EPC的合同业绩2份，且均已完工，不接受联合体业绩。投标人须提供能证明本次招标业绩要求的合同和对应的用户证明扫描件，合同扫描件须至少包含：合同买卖双方盖章页、合同签订时间和业绩要求中的关键信息页；用户证明须由最终用户盖章，可以是验收证明、使用证明、回访记录或其他能证明合同标的物已投运的材料（若合同甲方不是最终用户，合同甲方获取的最终用户证明也可）。
【4】信誉要求：/
【5】项目经理的资格要求：（1）投标人须提供拟任项目经理有效的工程建设类执业资格注册证书（若执业资格国家未开展注册，可提供执业资格证书）或高级专业技术职称证书。
（2）项目经理须至少具有1个50MWp及以上光伏发电EPC总承包项目经理的经历,投标人须提供能证明项目经理业绩的合同，若合同中无项目经理姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、项目经理及单位名称）。
【6】设计负责人的资格要求：（投标人为设计单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担设计工作的，按承担认定）
（1）投标人须提供拟任设计负责人有效的勘察设计注册工程师执业资格注册证书（若执业资格国家未开展注册，可提供执业资格证书）。
（2）设计负责人须至少具有1个担任50MWp及以上光伏项目设计负责人的经历，投标人须提供能证明设计负责人业绩的合同，若合同中无设计负责人姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、设计负责人及单位名称）。
【7】施工负责人的资格要求：（投标人为施工单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担施工工作的，按承担认定）
（1）投标人须提供拟任施工负责人有效的一级建造师执业资格注册证书（建筑工程或机电工程专业）和有效的安全生产考核合格证（B类）。
（2）施工负责人须至少具有1个担任50MWp及以上光伏项目施工负责人的经历，投标人须提供能证明施工负责人业绩的合同，若合同中无施工负责人姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、施工负责人及单位名称）。
【8】施工机械设备：/
【9】项目管理机构及人员：（投标人为施工单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担施工工作的，按承担认定）
投标人须提供拟任安全负责人有效的安全生产考核合格证（C类）。
【10】采购货物要求：/
【11】其他要求：/
3.2 本项目不接受联合体投标。
4.招标文件的获取
招标文件开始购买时间2024-06-20 09:00:00，招标文件购买截止时间2024-06-25 16:00:00。
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