100MW林农光互补EPC总承包-2024 年 1 月柳林二期 100MW 林农光互补 招标公告

 

2.  项目概况与招标范围

2.1 建设地点：柳林二期 100MW 林农光互补位于山西省吕梁市柳林县薛村镇薛王山村、南坡村、小成村、郝家津村、港村、大凤山村、石西乡好学村一带。

2.2 建设规模：规划用地面积约 4000 亩，总体规划装机容量为 100MW（直流侧为   120.7154MW），新建 1 座 220kV 升压站， 依据接入系统批复， 该项目以 1 回 220kV 线路接  入山西地方电力有限公司所属的龙花垣 220KV 变电站的 220kV 母线，线路长度约 19.5km。导线采用单回双分裂 JL/G1A-400 型钢芯铝绞线。

2.3 工程简介：大唐柳林二期 100MW 林农光互补发电项目（以下简称本项目）位于吕  梁市柳林县薛村镇薛王山村、南坡村、小成村、郝家津村、港村、大凤山村、石西乡好学村  一带， 拟建场址总占地面积约 4000 亩， 距柳林县城直线距离约 15km，对外交通便利， 进站  道路由村级道路引接，施工条件良好。新建一座 220kV 升压站，220kV 侧采用线变组接线， 采用户外 GIS 布置方式， 规划建设 1 台 100MVA 主变。送出线路长度约 19.5km，起点为大  唐柳林二期 100MW 林农光互补发电项目 220kV 升压站，位于薛王山村，终点为龙花垣   220KV 变电站， 依据接入系统批复， 线路长度约 19.5km。导线采用单回双分裂 JL/G1A-400型钢芯铝绞线。

2.4 计划工期：2024 年 3 月 1 日至 2024 年 10 月 31 日，245 日历天（不含施工准备）。

（具体开工工期以监理人发出的开工通知中载明的开工时间为准）。

2.5 招标范围：

本项目分为光伏场区、升压站、集电线路、送出线路及对侧间隔、升压站备用电源（含 线路）、道路、环境保护、生态修复、水土保持、消防、安全设施、职业健康等的设计、施工和所有材料（甲供材料除外） 的采购、安装及系统全过程的所有试验， 所有过程管控资料和竣工资料的整理、归档，直至竣工移交发包方。所有设备（包括发包人采购的）和材料   （包括发包人采购的） 卸车、验收、代保管、存放及二次搬运。本项目用地范围广， 地块分   散，承包方在报价中充分考虑，发包方不再另行增加费用。对于涉及项目施工的原材料材质、 混凝土试块、设备等质量检测、桩基试验、桩基检测、建筑工程检测试验、沉降观测测量及   分析、试验由发包方负责委托第三方出具检测报告， 费用由发包方承担。升压站综合楼装修由发包人负责（装修工程范围包括室内地面、吊顶、门窗、灯具、卫浴、热水器、内墙腻子、涂料、楼梯栏杆、窗台板、踢脚线， 外墙保温、涂料、室内防水、室内家具、厨具， 其余升 压站综合楼建安工程均由投标人负责）。施工现场配备安保人员不少于 9 人，其中光伏区至 少派 5 名保安进行不间断巡逻；升压站施工入口装设人脸识别门禁系统，并设置 24 小时值班门岗。

主要包括（但不限于）：

2.5.1 光伏场区、升压站及集电线路工程，包括（但不限于）：施工临建、五通一平、 光伏电站、场外道路（原有村级道路与县级间） 、进场道路（进入各光伏场区道路） 、进站   道路（进入升压站道路） 、场内检修道路（通至每台箱变位置） 、220kV 升压站、 35kV 集电  线路、生活办公区域内的工程勘察设计、设备和材料【光伏组件（含 MC4 插头及连接电  缆）、逆变器、主变、箱式变压器、220kVGIS 设备 、SVG 无功补偿设备(直挂、水冷、集  装箱)、一次设备预制舱(含 35kV 配套装置、低压盘柜、站用变)、二次设备舱（含变电站视  频监控设备及升压站安防系统、交直流电源系统、光功率预测系统）主要设备，高压电缆(含   35kV 电缆头、中间接头)、3kV 以下低压电缆、光伏专用电缆(直流电缆)、控制电缆由发  包方供应】采购、施工、实验、试验、检查测试、质量监督、调试试运、投产移交， 环境保  护及水土保持、安全设施、消防、职业卫生等按照批复方案完成建设内容， 投保人身意外险及施工机械和设备险购买等工作。

2.5.1.1 光伏场区、升压站及集电线路工程勘察设计（含因征租地地块调整重复的勘察设计工作）。

工程水文、地质勘察、施工图设计、设计优化或者设计变更、竣工图设计、场站建模等，  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。本工程投标人所采用的设计方  案（施工详图等）必须经监理人、招标人审定确认后方可实施。方案要结合现场实际情况， 充分利用现有土地，合理进行设计优化，按直流侧不小于 120.7154MWp 规模布置。必要时  招标方有权根据项目整体优化设计要求， 调整用地范围或界限， 以满足各项目容量规模或升压站设计需要。

2.5.1.2 光伏场区、升压站及集电线路设备材料采购光伏组件（含 MC4 插头及连接电缆）、逆变器、主变、箱式变压器、220kVGIS 设备 、SVG  无功补偿设备(直挂、水冷、集装箱)、一次设备预制舱(含 35kV 配套装置、低压盘柜、站  用变)、二次设备舱（含变电站视频监控设备及升压站安防系统、交直流电源系统、光功率  预测系统）主要设备，高压电缆(含 35kV 电缆头、中间接头)、3kV 以下低压电缆、光伏  专用电缆(直流电缆)、控制电缆由发包方供应。承包方负责采购包括除发包方供应以外的  设备、材料的采购（站内信息系统设备均为国产）、供货及监造、催交、运输、设备险购买， 所有设备(含发包方供)的接车、卸车、二次倒运、仓储保管等。在满足电网调度信息传输设  备基础上二次设备需单独增加一套远动装置、防火墙、交换机等设备， 将监控后台、故障录  波器、功率预测系统、AGCAVC、信息子站等电站相关信息通过增加的独立远动装置接入  远程太原集控中心设备， 满足远程集控管理。承包方需购置集控中心场站端设备、态势感知  系统。场站侧光伏逆变器、箱变均须具备远程控制功能， 同时配合太原集控中心进行远程遥  控测试。所有设备要具备大唐集团公司要求的全部基采点和必采点，并全部转发集控中心。升  压站大门及进站大门需安装两套人脸识别门禁系统，并需按照要求采购防恐怖设施。为保证设  备性能和质量，投标人采购的主要设备和材料须在招标人提供的供应商短名单中选择，且不  得是大唐集团公司不良供应商名录企业生产。同时包括供应所有材料、备品备件、专用工具、消耗品以及相关的技术资料等，施工所需的建筑、安装材料。

2.5.1.3 光伏场区、升压站及集电线路建筑安装施工

包括：光伏发电场区、升压站、光伏电站 10kV 备用电源（施工电源）、防恐怖设施及  人脸识别门禁系统、生活综合用房及其配套设施工程建筑施工、检测、实验， 工程安装施工  （含甲供设备）、试验及检查测试、系统调试、试运行，办理并网手续、调度及供电手续， 消缺， 培训， 施工用电、用水、办公和生活临建， 建设期工程保险（包括但不限于投保建筑  工程一切险和安装工程一切险、人身意外和施工设备保险等） 以发包人名义进行办理。需为  远程集控中心建设本光伏电站电信运营商专线（内网办公、远程视频监控、互联网） 、电力专线 2 条。

2.5.1.4 光伏项目所有场外道路、进场道路、升压站道路与光伏区内所有检修道路工程施工，要求围栏与光伏区设备之间距离不小于 3 米。

2.5.1.5 光伏场区、升压站及集电线路调试

项目调试、试验（含特殊试验、防雷检测） 及检查测试（含组件安装前、后性能测试和 验收检测） 、负责将光伏电站升压站、光伏区设备监控画面、视频监控、消防系统以及全部 遥测、遥信、遥控、遥脉等信号及接入山西集控中心、集团大数据中心。涉网试验（包括但不限于一次调频、建模、态势感知等电网要求的所有试验）。计算机监控系统、工控系统和辅助系统备案和测评、安全防护评估， 包括升压站及光伏场区， 满足山西省国网公司相关要求。

2.5.1.6 光伏场区、升压站及集电线路工程验收

工程涉及的各阶段质量监督验收（直至取得转商运质检证） 、消防验收等所需办理的各 种手续， 由承包人以发包人的名义办理并承担费用。含安全设施设计专篇、职业病防护设施 设计专篇、职业病防护设施、应急预案（编制、评审、备案） 、防恐怖设施验收、劳动安全 和职业卫生等法律法规及行业规定的各项专项验收工作、并网前验收、达标投产验收、档案 竣工验收和竣工验收， 最终交付投产， 工程整体档案移交、质保及质保期内的服务等费用由 承包方承担。以发包人名义办理并网手续、调度及供电手续并承担相关费用。环境保护、生 态修复、水土保持、消防、安全设施、职业健康等各专项工程设计、施工和验收。水保、环 保、安全设施、职业卫生等按照各专题批复时提出的工程措施等完成各专项验收而必须开展

的工程施工措施、植物恢复措施等并承担相应的费用。

2.5.1.7 手续办理及协调

本项目光伏场区围栏、升压站实际占地范围以外（包括但不限于集电线路、光伏场区道 路、临时施工、临建设施等） 所涉及的土地征用手续办理， 临时场地土地租赁、临时土地征 占用、林地征占用、青苗补偿、房屋拆迁等手续由承包人办理并承担相关补偿费用， 具体以 项目最终报告为准。光伏场区及临时道路首年租地由承包人负责并承担相关费用（补偿标准 不能高于当地政府出具的标准） ，负责办理升压站、光伏区及集电线、送出线路等区域依法 合规用地的政府手续：负责本项目所有区域征地协调，并承担相应费用；光伏场区六部门核 查批复文件、复合用地方案批复、租地协议及园地的清表（除需嫁接外的附着物清除） 、青 赔和嫁接方案编制的批复和实施（具体要求见技术部分） 等政府相关文件、光伏方阵用地备 案通知书；负责临时、永久使用林地、草地外业调查及报告编制、评审及批复文件，园光互 补方案的编制、实施并通过相关部门验收的手续办理。承包人负责解决各类阻工问题（包括 但不限于村民阻工、由承包人产生的工程款阻工及农民工工资清欠阻工问题等） 、负责解决 政府各级相关部门提出的问题。负责开通农民工专用账户。投标人需负责协调项目开工、政 府关系（本项目涉及多个自然村， 招标人应充分考虑） 、村民阻工并承担相应费用， 负责本 项目永久用地建设用地批复手续的办理。10kV 备用电源报装、用地手续办理。投标方负责 办理相关施工许可手续， 并承担相关费用。若因政策变化等原因导致本项目可研中用地不能 落实， 由投标人负责协调地方政府落实满足全容量并网用地事宜， 并负责组织按照当地补偿 标准签订用地协议， 相关协调费用由承包人承担， 租地费用由发包人负责支付（首年租地费用由承包人负责，补偿标准不能高于当地政府出具的标准）。

2.5.2 送出线路工程包括（但不限于） ：拟新建一回约 19.5 公里的 220kV 送出线路，对 侧 220kV 变电站扩建 1 个间隔及配套设施， 包含安全标识牌和设备标识牌等。主要由勘察设 计、设备采购、建筑工程、安装工程、调试验收、辅助工程、手续办理， 首年委托第三方维护等组成。投保人身意外险及施工机械和设备险购买等工作。本项目所有送出线路建设工程（含升压站间隔）报价应与光伏电站建设工程分开，单 独报价。报价原则暂定为：柳林二期光伏至龙花垣 220KV 变电站站线路施工（线路约 19.5 公里）。报价至少包括：修路、青赔占地、基础施工、组塔、架线等。由报价方按其 送出线路分项报价自行折算为单公里造价费用，并在报价总表中单独体现。送出线路结算按照实际安装工程量、投标折算单公里造价结算，间隔部分为固定总价。

招标范围包括但不限于：

2.5.2.1.勘察设计（含因征租地地块调整重复的勘察设计工作）：包括送出线路 及对侧间隔扩建工程可研、勘察、初步设计、施工图设计、竣工图编制等，负责配合 招标人进行图纸审查直至通过评审；设计工作应包含但不限于此：工程采购范围内的 调度、线路工程、 OPGW 光缆、对侧间隔电气一次二次及通讯相关扩建工程等的初步设 计、施工图设计及评审(所有设计需按电网公司入网标准和要求执行)、竣工图编制出 版。包括可研编制及评审、路径回函、路径协议、环评、水保、林业、地灾等前期所有相关手续以发包方名义办理，并承担相关费用。

2.5.2.2.供货范围应包含但不限于此：220kV 送出线路及线路对侧间隔所需相关设备、 材料采购（包含不限于通讯光缆接头等） ；标识、标牌采购及安装。满足安全设施标准化要求。

2.5.2.3.线路工程涉网范围内电气、土建、通讯工程施工、安装及其相关调试、试验、 试运行、验收工作应包含但不限于此：所有设计、供货范围内涉及的一切土建、安装工程施  工及其相关调试、验收、培训工作；通信通道业务的开通调试（包含不限于升压站二次设备  通信室配线架的熔纤、通信通道开通调试、上传调度数据网、远动信息的业务通道开通及调试）符合电网公司调度要求和大唐集团公司、山西发电有限公司数据传输通道要求。

2.5.2.4.  调试及验收：负责项目各阶段的验收，完成电网验收、质量监督验收，施工  许可手续办理、专项施工及验收（环保验收， 水保监测及验收， 安全设施、职业卫生等所有  专项验收等）。通信通道业务的开通调试（包含不限于升压站二次设备通信室配线架的熔纤、  通信通道开通调试、上传调度数据网、远动信息的业务通道开通及调试） 符合电网公司调度  要求；系统调试、配合线路保护系统联调。配合招标人完成移交生产验收、达标投产验收、工程结算、工程审计、档案验收、竣工验收。

2.5.2.5.该项目所需的手续等及相关费用范围应包含但不限于此：负责永久及临时用地（青苗赔偿）、用林、房屋拆迁、矿产压覆、 迁移、与地方林业部门、农业、公安（涉及基坑爆破时） 等相关政府部门的关系协调等的补偿手续办理， 并承担相关手续办理及补偿费   用；负责协调与当地村民的关系协调，解决阻工问题并承担相关费用；负责线路穿（跨）越、 接入系统等手续办理；负责线路送电手续的办理、线路充电及试运行、质保期维护、与地方   供电公司、县供电公司直属职能部门的关系协调以及线路验收整改协调， 包括由此发生的供   电部门工作人员的差旅加班费用、停送电资料报备及停电相关手续办理， 以业主的名义办理   并网协议、购售电协议、调度协议等相关工作，并承担相关费用；负责设计成果的所有评审等相关服务工作，并承担相关费用。

2.5.2.6.除线路环评、水保、林业批复外包括但不限于：水保、安全设施、环保、职业 卫生、质量监督、防雷检测、国土、林业等方面涉及到线路工程建设及验收的所有手续 办理， 由投标人以招标人的名义办理并承担费用。其中环保、水保、林业等各专题报批 时提出的工程措施和费用等、以及为完成各专项验收而必须开展的工程措施、植物措施等并承担相应的费用。

2.5.2.7.若 220kV 送出线路穿越风景名胜区、公路、水源保护区等重点部位需取得相关 专项报告， 并承担相关费用。若线路通道需进行树木砍伐需取得林业部门的批复报告， 并承担相关费用。

2.5.3 对本标段招标范围内， 如果某些分项在招标文件中未专门提及， 但它对于本工程 的功能、安全、稳定运行是必不可少的， 这些手续、建筑、设备或服务， 由承包人提供， 其 费用包括在总价中。工程质量要求符合国家、行业或地方验收标准并满足设计文件及其他相关规范的要求。  所有涉及本项目的设计图纸需提供电子版（PDF、CAD 格式）。

本工程作为 EPC 总承包交钥匙工程， 包括完成投产所有工程内容所需的费用， 不论招标 文件是否提及、投标报价高低， 凡涉及本项目所有专项验收、档案竣工验收和竣工验收等相 关方面的全部工作内容及费用均属于投标人的工作范围；投标总价是投标人全面实质性响应 招标文件规定的 EPC 项目的所有责任和风险的最高限价， 项目实施期间不因工程量增加、物 价上涨、疫情防控（报价时应充分考虑） 、商混限产、车辆运输、恶劣天气（雨雪大风施工措施费）等非不可抗力因素而增加中标合同价格。本项目在智慧工地建设、智能管控等方面， 所有科技创新、论文、发明专利等归招标人 所有。建立并采取智慧工地管控系统， 搭建平台， 以视频监控， 并提供 4 套便携式移动布控 球（含 1TB 硬盘） 等方式对现场进行管控， 专人对现场违章行为等进行纠正考核。本项目打 造大唐集团“ 四优 ”工程项目， 制作项目建设、智慧管控、安全、质量、进度等方面整体不少于 15 分钟宣传视频，版权和署名、设备设施归招标人所有。

2.6 其他：本标段要求 EPC 总承包带初步设计方案（不含设计概算和经济评价部分）投 标， 初步设计方案应优于可研设计方案。若与招标人提供的可研报告工程量差别较大时（大于 10%及以上），需提供详细说明和计算过程。

3.  投标人资格要求

3.1  投标人须具有独立法人资格。

3.2 投标人资质业绩要求：

3.2.1 投标人须同时具有以下勘察资质：

（1）工程勘察专业类（工程测量）甲级及以上资质；

（2）工程勘察专业类（水文地质勘察）甲级及以上资质；

（3）工程勘察专业类（岩土工程）甲级及以上资质。

请注意：同时具有岩土工程勘察、岩土工程设计、岩土工程物探测试检测监测等岩土工程专项专业资质，不能等同于本次招标资格要求中的岩土工程专业资质。

3.2.2 投标人须同时具有以下设计资质： （1）工程设计电力行业甲级及以上资质

3.2.3 投标人须具有以下至少一项施工资质：

（1）电力工程施工总承包一级及以上资质

（2）水利水电工程施工总承包一级及以上资质

3.2.4 投标人应具备承装二级和承试二级电力设施许可证，满足《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》  (中华人民共和国国家发展和改革委员会令第 36  号)相关要求）

3.2.5 有效的安全生产许可证。

3.2.6 投标人近五年须具有 2 个及以上 50MW（或 MWp）级及以上的地面光伏电站 EPC 总   承包投运业绩（业绩证明至少包含合同首页、签字盖章页和合同主要内容页材料、竣（完） 工类证明材料等， 国外业绩证明需提供对应的中文译本。EPC 总承包业绩范围需含光伏区域、  升压站和送出工程的建安施工， EPC 总承包业绩不含升压站或送出工程的需另行提供同等电压等级的相关业绩方可视为同一个有效业绩。）。

3.3 投标人拟派项目经理须同时满足以下条件：

（1）投标人拟委派本项目的项目经理需具有一级注册建造师（满足建办市〔2021〕40     号《住房和城乡建设部办公厅关于全面实行一级建造师电子注册证书的通知》相关要求）。 一级建造师电子证书应在个人签名处手写本人签名， 未手写签名或与签名图象笔迹不一致的，该电子证书无效；电子证书上已标明使用时限，超出使用期限的电子证书无效。

（2）提供安全生产考核合格证（B 证）。

（3）在合同实施阶段未担任其他在建工程项目经理职务；

（4）拟派项目经理至少担任过 1 个总装机容量 50MW（或 MWp）级及以上已投运的地面光伏电站施工总承包项目的项目经理。（业绩证明至少包含合同首页、签字盖章页和合同主要内容页， 竣（完） 工类证明材料等， 国外业绩证明需提供对应的中文译本及本项目与拟派项目经理的关联性文件等。）

3.4 本次招标接受联合体进行投标，两个或两个以上法人以联合体形式投标的，联合体 各成员单位应当具备与联合体协议中约定的分工相适应的资质和业绩， 联合体各方不得再单 独参加或者与其他投标方另外组成联合体参加本项目的投标。须提交符合招标文件要求的联 合体协议书， 明确各方承担连带责任， 联合体协议书须有法定代表人或其委托代理人签字并 加盖单位章， 由法定代表人签字的应附法定代表人身份证明， 由代理人签字的应附授权委托书，身份证明或授权委托书应符合“投标文件格式”的规定。

（1）联合体中的勘察设计单位应满足 3.2.1 和 3.2.2 要求，近五年须具有 2 个及以上 50MW （或 MWp）级及以上已投运的地面光伏电站设计业绩。（业绩证明至少包含合同首页、签字 盖章页和合同主要内容页， 联合体业绩须提供联合体协议书， 国外业绩证明需提供对应的中文译本，否则视为无效业绩）。

（2）（2）联合体中的施工单位的应满足 3.2.3 至 3.2.5 要求， 必须具有近五年成功从事 过至少 2 个 50MW（或 MWp）级及以上已投运的地面光伏电站施工总承包业绩或 EPC 总承包业 绩（业绩证明至少包含合同首页、签字盖章页和合同主要内容页材料、竣（完） 工类证明材 料等， 联合体业绩须提供联合体协议书， 国外业绩证明需提供对应的中文译本。施工总承包 业绩或 EPC 总承包业绩范围需含光伏区域、升压站和送出工程的建安施工， 施工总承包业绩 或 EPC 总承包业绩不含升压站或送出工程的需另行提供同等电压等级的相关业绩方可视为同一个有效业绩）。
3.5  财务要求：近三年每年净资产大于 0（联合体各成员均需满足）。

 

3.6 投标人不得存在下列情形之一：

3.6.1     近 三 年 内 被 列 入 国 家 应 急 管 理 部认定的安全生产失信联合惩戒“黑名单 ”，且有效期结束时间晚于投标截止日的；

3.6.2  在信用中国网站被列入严重失信主体名单，且有效期结束时间晚于投标截止日的。

3.6.3  按照供应商管理相关规定，应在规定范围内停止授标或取消采购活动参与资格，且有效期结束时间晚于投标截止日的。对于中标候选人/中标人，将在采购评审、中标公示、合同签订等关键环节进行复核， 如存在违反上述否决投标条款情形的， 不予授标或不签订合同。上述否决投标条款所涉及的事项，接受社会监督，投标人及其利害关系人可按照招标文件载明的方式进行举证。

3.7 本次招标采用资格后审方式，开标后由评标委员会对投标人的资质进行审查，资格条件没有达到招标文件规定要求，评标委员会将否决其投标。

4.  招标文件的获取

获取招标文件的时间：凡有意参加投标者，请于 2023 年 12 月 26 日至 2024 年 1 月 9 日 17:00 时（北京时间，下同）下载电子招标文件。