1. 招标条件

本招标项目中核汇能云南公司华坪小尖山光伏发电项目EPC总承包已审批，资金来源已落实。招标人 为华坪协合太阳能发电有限公司，项目已具备招标条件，受招标人委托，现对该项目进行公开招标。

2. 项目概况与招标范围

2.1 项目编号：HN

2.2项目名称：中核汇能云南公司华坪小尖山光伏发电项目EPC总承包

2.3项目概况

小尖山光伏发电项目位于云南省丽江市华坪县，项目总占地面积约907亩。拟建光伏电站场区位于 云南省丽江市华坪县兴泉镇干菁村，场址中心地理坐标为东经 E101°25',北纬 N26°38′项目选址紧邻华 坪干箐光伏电站。本项目规划容量50MW,   直流侧总容量60.0938MWp,   交流侧(逆变器)总容量

50.24MW。 共由96152块(3434串)625Wp 双面双玻 N 型单晶硅光伏组件和157台320kW 组串式 逆变器组成。共划分为16个方阵(15个3.2MW  方阵+1个2.24MW 方阵),1~15#方阵每个方阵配置 10台320kW 组串式逆变器和1台3200kVA 箱变，每28块组件串联成一个光伏组串，每22串并联接 入1台逆变器，容配比1.20;16#方阵配置7台320kW 组串式逆变器和1台2300kVA 箱变，每28块 组件串联成一个光伏组串，每22串并联接入1台逆变器，容配比1.20。

本工程扩建1座110kV 升压站，安装1台130MVA 主变压器，建成1条110kV 送出线路，110kV侧采用线变组接线。35kV 侧接线采用单母线接线，35kV 母线带6回接线，其中主变进线1回，SVG 出线 1 回 ，PT 及避雷器1回，集电线路2回，接地变兼站用变出线1回。本期升压站最终出1回110kV 线路至220kV 华坪变电站。

光伏电站需配置35kV 水冷型动态无功补偿装置，经初步计算，本项目在35kV 母线上设置1套±30Mvar  动态无功补偿装置，该无功补偿装置同时具有滤波功能。

主变压器110kV 侧为有效接地系统，110kV 中性点经隔离开关接地，配置有并联的中性点避雷器及放电间隙。主变压器35kV 侧采用接地变压器带小电阻接地的方式接地。本电站在35kV 母线上装设1台接地兼站用变压器，变压器选用DKSC-1500/35-250/0.4,   接地电阻选用RN=42.7 欧。升压站主变压器户外安装，110kV 配电装置采用户外GIS 布置。35kV 配电装置采用铠装移开式交流金属封闭开关柜，预制舱内布置。

本工程按照10%、2h 配置储能，电池储能系统容量为5MW/10MWh,    储能拟以租赁的形式，升压站内不单独设置储能设备。

以上最终以实际情况为准。

2.4招标范围

华坪县小尖山光伏发电项目除主变、组件、逆变器等甲供设备外的EPC总承包工程及相关工程技术服 务，包括(但不限于):

A.光伏电站工程地质详细勘察及地形图测绘、光伏电站初步设计、用于招标的各类技术规范及工程量 清单编制、光伏电站施工图设计、光伏电站竣工图编制、光伏电站概算编制等；承包方负责已选桩型试桩 工作，出具试桩报告和相应试验数据，相关费用包含在报价范围内。

B.光伏电站所有设备和系统的供货(除组件、逆变器、主变等外，详见清单备注)、设备材料临时堆 场到光伏区的二次倒运、卸车、保管、安装、检验、试验、单体调试及分系统试运与整套启动、质监验收、 达设计值投产、竣工验收、全站全容量并网安全稳定运行、整套系统启动的性能保证的考核验收、技术和  售后服务、培训、消缺、直至移交生产所完成的全部工作。

C. 光伏场区及升压站土建工程施工及电气设备安装、调试、验收等(含通信、施工用水(含原生活取 水改造)、施工用电、进场道路建设或改造(满足所有大件运输要求)、场区道路、场外道路修复、辅助 工程、设备材料临时堆场及与工程相关的协调等)、可靠性试运行及质量保证期内的服务、建设管理及对 发包人支付和服务、项目工程保险(不包括项目工程一切险),工程开工许可以及水土保持、环境保护、 安全、消防、职业健康等方案的实施；完成竣工验收所涉及到的所有工作，包括并不限于质量监督、启动验收、并网验收(含全容量并网认证)、达标投产、并网安全性评价、安全三同时相关手续、安全设施验 收、消防验收、电磁辐射、防雷接地、档案验收、竣工验收以及国家、地方政府、电网公司要求开展的所  有验收及专项验收等；上述验收报验文件的编制、咨询、报审、承办会议等、直至验收通过的全部工作，  全部由总承包人负责，并承担相关费用；承包人负责委托水保、环保监理和监测单位，配合水保、环保监 理、监测单位完成水保验收、环保验收相关工作、直至验收通过，负责施工期间的水保、环保监理、监测、 验收及报告编制与报批；水土保持工程、环境保护工程的设计、施工等直至最后通过验收的所有工作(除 招标方自主招标部分)均由承包人实施，并承担相关费用。同时升压站内的坟茔、青苗补偿、电缆改迁、  水源引入所有费用均由投标方承担。

D.光伏场区及升压站手续办理：负责项目执行中及验收等的相关手续的办理、对外协调工作并承担相 关费用。包括但不限于规划许可(如有)、施工许可、安全评估、电磁辐射、消防、防洪、防雷、质监、 电网手续(包括但不限于本工程初步设计评审费用、取得：场站命名、设备编号及线路间隔命名、并网协 议、并网调度协议，完成四类附件上报审批、取得调度管辖设备定值、购售电合同、供用电合同、配合电 力业务许可证等)等所有的专题报告或材料的编制、评审和审批；承包人完成环评、水保施工期监理、监 测、验收相关专题报告的编制和报批，相关费用包含在投标报价中；承包人完成水土保持后续备案等工作， 相关费用包含在投标报价中。

E.负责项目全阶段的质量监督工作，包含电力质监注册、协调、咨询费用及各阶段验收，工程质量安 全咨询到工程投入商业运行为止的相关手续办理、专题报告编制和验收，以上费用包含在总承包价格内。

F.征地协调：(1)投标人配合招标人进行光伏场区土地流转工作、升压站征地工作，包括期间发生的

对外协调工作。升压站永久性用地费用、光伏场区租金、光伏区首次青赔(不含因投标方施工造成的青苗 赔偿)和压覆矿赔偿由招标人承担(施工期间因投标人及其分包单位施工造成的青赔由投标人承担),另 有约定除外，拆迁等其余一切工作及费用由投标人承担。(2)光伏电站至对侧站的送出线路的征租地(含 永久及临时)、青赔、林木砍伐、坟墓、拆迁等由投标人承担。(3)除向项目所在地政府缴纳的各项规

费，征租地费用以外的所有费用均由投标人承担负责，包括但不限于：征租地工作协调费、项目协调费、 因施工产生的临时用地费等。

G. 负责集电线路的初设、初设概算、施工图设计、材料设备采购、施工安装、调试及验收、质监注册(并入光伏区一同办理)、协调费用及各阶段验收，线路占地对外协调工作并承担相关费用，包括但不限于以上工作内容，即完成本项目的集电线路工程的所有工作内容产生的费用均包含在集电线路报价中。

H.承包方应充分了解并满足“关于印发云南电网20网源协调重点工作的通知(调度〔2024〕50 号)”文件要求(如有新的通知要求应满足最新通知要求),并及时与电网公司开展对接协调工作，所涉 及的与本工程有关的所有工作项目及费用均包含在总包价格中。

1.送出线路部分：负责送出线路的可研、初设、初设概算、施工图设计、材料设备采购、施工、安装、 调试及验收、路径协议、线路选址意见查询、线路批复、核准、电力质监注册、协调、征租地和青苗补偿  费用，以及各阶段质监、验收，工程质量安全咨询到工程投入商业运行为止的相关手续办理、专题报告编  制和验收。相关手续的办理、对侧间隔征地工作(若有)、线路塔基对外协调工作并承担相关费用。压矿、 地灾、规划许可、施工许可、安全评估、林地许可、环评、社稳、电磁辐射、水保、对水建筑工程影响、  消防、防雷、电网(包括但不限于送出工程初步设计评审)等所有的专题报告的编制、评审和审批；环评、 水保施工期监理、监测、验收相关专题报告的编制和报批。涉及跨越河流、高速公路、铁路、线路等相关  手续及费用，均包含在报价范围内。

J.所有场区、环境和设备的临时和永久标识标牌的制作与安装，符合中核新能源环境标识制度及安全 标准要求，在工程期间严格按照标准化施工并配合发包方做好安全标准化建设。

K.包含工程期间发包方人员的住宿和办公用房(配置办公家具),监理人的办公用房(配置办公家具), 同时承担工程期间的对外协调相关费用。

重点提示：除上述以外，本工程除了已说明甲供设备、材料及服务以外的所有工作均在包干价范围内， 投标方在投标时应考虑电网要求、国家标准政策等发生变化，不管其工作量或工程量增减，包干价(单瓦  价)不做调整。

详细范围见本项目招标文件“第五章发包人要求”及“第八章项目技术资料”。

2.5 建设地点/项目地点：云南省丽江市华坪县兴泉镇干菁村。

2 .6计划工期

计划工期：20202月前所有工程施工结束、项目全容量并网。具体见招标文件技术规范相关要求 。

2.7 质量要求或标准：符合国家及行业现行相关标准。

3. 投标人资格要求

(1)投标人必须具有中华人民共和国独立法人资格；

(2)投标人应具有：

①具有工程设计综合甲级资质且可从事资质证书许可范围内相应的建设工程总承包业务；或具有电力 行业乙级及以上设计资质且可从事资质证书许可范围内相应的建设工程总承包业务；或具有电力行业(新 能源发电)专业乙级及以上设计资质且可从事资质证书许可范围内相应的建设工程总承包业务；

②电力工程施工总承包三级及以上资质，承装(修、试)电力设施许可证(承装、承试三级及以上资

质(旧证)或具备(承装、承试二级及以上资质(新证)),且具备在有效期内的安全生产许可证；

(3)①设计负责人应具有副高级专业技术职称或注册电气工程师执业资格，近三年(2022年6月至 今)设计完成过至少1个总装机容量50MW 及以上光伏电站项目(项目包含110kV及以上升压站及送出 线路),(以合同文本关键页复印件或带发包人签章的业绩证明文件为准);

②项目经理需具有注册一级建造师(机电工程专业或建筑工程专业)并提供签字的有效电子注册证书， 且拥有安全B 证，近三年(2022年6月至今)担任过至少1个总装机容量50MW  及以上光伏电站项目 (项目包含110kV 及以上升压站及送出线路)(以合同文本关键页复印件或带发包人签章的业绩证明文 件为准);

(4)投标人近三年(2022年6月至今)至少具有1个50MW  及以上光伏电站项目(项目包含110

kV 及以上升压站及送出线路)EPC业绩(以合同文本关键页复印件或带发包人签章的业绩证明文件为准);

(5)投标人应具有良好的商业信誉。近三年内所履行的合同没有受到行业行政主管部门的通报批评、处罚；无因投标人违约或不恰当履约引起的合同中止和诉讼记录没有处于被责令停业，投标资格被取消的状况；未被“信用中国”网站www.creditchina.gov.cn) 列入失信被执行人名单；

(6)近三年财务和资信状况良好。具有足够的流动资金来承担本投标工程，应具有独立审计机构审

计过的最近三年会计年度的财务报表，没有财产被接管冻结，或亏损处于破产状况；

(7)与招标人存在利害关系可能影响招标公正性的法人、其他组织，不得参加投标；单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位，不得参加同一标段的投标或者未划分标段的同一招标项目的投标；

(9)本次招标接受联合体投标，不接受代理商投标。

(10)招投标相关法规规定的其他情形。

注：(1)联合体协议书中应明确联合体牵头人及联合体各方分工，其中项目报名、缴费(标书款、保证金/保函)、澄清、投标文件盖章与递交、评标过程澄清答复、缴纳代理费等应由联合体牵头人负责。

(2)投标人资格条件中：第(1)(5)(6)(7)(8)(10),联合体各方均须同时满足，第(2)

(3)(4)条联合体各方应共同满足。

4. 招标文件的获取

4.1  招标文件售价

每套招标文件售价人民币     1000          元整，售后款项不予退还。

4.2  发售

2025年  6 月 1 2 日 — 2 0 2 5 年 6  月 1(北京)

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