2.1 项目概况

（1）江苏丹阳司徒镇80MW渔光互补项目

江苏丹阳司徒镇80MW渔光互补光伏发电项目站址位于镇江市丹阳市司徒镇境内（简称渔光互补项目），项目拟利用坑塘水面建设渔光互补光伏电站，面积合计约1800亩（具体以现场实际征地为准）。

项目拟建设安装直流侧容量96.27MWp，交流侧容量80MW。拟采用610Wp及以上单晶硅TOPCon双面N型组件、350kW组串式逆变器（组件和逆变器具体型号以初步设计为准），组件全部采用固定安装式，规划新建1座110kV升压站。

建设地点：江苏省镇江市丹阳市司徒镇。

（2）江苏丹阳司徒镇40MW茶光互补项目

江苏丹阳司徒镇40MW茶光互补光伏发电项目站址位于镇江市丹阳市司徒镇境内（简称茶光互补项目），项目拟利用茶园及坑塘水面建设渔光互补光伏电站，面积合计约850亩（其中暂定茶地500亩、鱼塘350亩，具体以现场实际征地为准）。

项目拟建设安装直流侧容量48.14MWp，交流侧容量40MW。拟采用610Wp及以上单晶硅TOPCon双面N型组件、350kW组串式逆变器（组件和逆变器具体型号以初步设计为准），组件采用柔性支架以及固定式支架的安装形式，规划新建1座110kV升压站。

建设地点：江苏省镇江市丹阳市司徒镇。

渔光互补光伏发电项目发电力汇集升压至110kV后，网建1回110kV线路T接110kV云林~延陵线路，在220kV云林变并网；茶光互补发电项目所发电力汇集升压至110kV后，网建1回110kV线路T接110kV华润宝堰光伏~全州线路。

2.2 招标范围

本项目划分为1个标段。

（1）江苏丹阳司徒镇80MW渔光互补项目场区EPC工程

招标范围包括但不限于工程光伏区、35kV集电线路的勘察设计、全部设备和材料采购供应（不含光伏组件、逆变器和固定支架，其中支架基础预埋下立柱由投标人采购）、建筑及安装工程施工、项目管理、试验及检查测试、系统调试、试运行、消缺、培训、验收（含各项专题、阶段验收、竣工验收等验收）、生产准备、移交生产、性能质量保证、工程质量保修期限的服务等内容，同时也包括质保期内所有备品备件、专用工具采购供应以及相关的技术资料整理提供服务。以及办理建设手续、用地手续、并网手续、调度手续及供电手续、征地及相关手续办理等，并承担全部相关费用（具体招标范围详见第七章技术标准和要求）。

（2）江苏丹阳司徒镇40MW茶光互补项目场区EPC工程

招标范围包括但不限于工程光伏区、35kV集电线路的勘察设计、全部设备和材料采购供应（不含光伏组件、逆变器和固定支架，其中支架基础预埋下立柱和柔性支架由投标人采购）、建筑及安装工程施工、项目管理、试验及检查测试、系统调试、试运行、消缺、培训、验收（含各项专题、阶段验收、竣工验收等验收）、生产准备、移交生产、性能质量保证、工程质量保修期限的服务等内容，同时也包括质保期内所有备品备件、专用工具采购供应以及相关的技术资料整理提供服务。以及办理建设手续、用地手续、并网手续、调度手续及供电手续、征地相关及手续办理等，并承担全部相关费用（具体招标范围详见第七章技术标准和要求）。

（3）渔光互补和茶光互补项目升压站EPC工程

招标范围包括渔光互补和茶光互补项目工程新建一座110kV升压站的勘察设计（不包含送出工程），全部设备和材料采购供应、建筑及安装工程施工、项目管理、试验及检查测试、系统调试、试运行、消缺、培训、验收（含各项专题、阶段验收、竣工验收等验收）、生产准备、移交生产、性能质量保证、工程质量保修期限的服务等内容，同时也包括质保期内所有备品备件、专用工具采购供应以及相关的技术资料整理提供服务。办理建设手续、用地手续、并网手续、调度手续及供电手续、征地及相关手续办理等，并承担全部相关费用。（具体招标范围详见第七章技术标准和要求）

分界点：本项目以升压站侧出线门架为招标范围分界点。光伏场区、升压站内的所有设计、设备（不含光伏组件、逆变器、固定支架）、材料、施工、安装及调试工作均包含在内。投标人均应按招标人及监理人的指示在本项目实施与本工程有关的各项工作提供必要条件，并做好相关配合服务工作（包含但不限于手续协调、设备调试、地方协调等）。

渔光互补项目与茶光互补光伏发电项目共用一块建设用地，共建部分包括站用变系统、室内外照明系统、升压站防雷接地、升压站内建筑物、集控中心接入系统、安全态势感知平台、直流及UPS系统、站内通信系统、消防系统、升压站视频监控系统、升压站场地平整和道路等。投标人应充分考虑两个项目共建部分，并在相关设备设有两个项目接入端口。上述共建部分仅供投标人参考，具体共建部分以经评审后的初步设计为准。

2.3工期要求

计划于2024年12月1日开工（具体开工日期以招标人或监理人通知为准），2025年6月30日前实现首批并网发电，2025年11月30日前全容量并网，总施工期（即开工至全容量并网）为365日历天。

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。

2.4其他说明

本次招标共一个标段，投标人须充分考虑各项敏感因素及施工过程中涉及的相关工作成本。本项目存在分阶段实施的可能性，当发生分阶段进场施工时，每阶段施工期为从该阶段开工（以招标人或监理人通知为准）至该阶段施工完成（以招标人或监理人通知为准），前一阶段施工完成到后一阶段开工之间日期不计入总施工期，但各阶段合计总施工期不得超过计划总施工期（即365日历天）；同时投标人应充分考虑分阶段进场施工导致进退场费变化。
3．投标人资格要求

3.1 本次招标要求投标人须具备以下条件：

（1）资质条件（须提供相应证明材料）：

①独立投标人或者联合体各方均具有独立法人资格；

②独立投标人或联合体勘察方具有工程勘察（岩土工程）乙级（须包含全部3个分项资质：勘察、设计、物探测试检测监测）及以上资质，或工程勘察（岩土工程专业）乙级及以上资质；

③独立投标人或联合体设计方具有工程设计电力行业乙级及以上资质，或具有工程设计电力行业新能源发电专业乙级（或新能源发电工程专业）乙级及以上资质；

④独立投标人或联合体施工方具有电力工程施工总承包三级（或乙级）及以上资质；

⑤独立投标人或联合体施工方具有承装三级及以上、承修三级及以上、承试三级及以上电力设施许可证。

⑥独立投标人或联合体施工方具有在有效期内的安全生产许可证。

说明：联合体参与投标时，各方资质要求按照联合体协议分工内容确定。

（2）业绩要求：满足以下两种业绩之一（注：须提供合同文件及业主出具的完工证明，证明材料内容应包含项目规模、电压等级等关键信息。）

①2021年1月1日至投标截止日（以合同签订时间为准），独立投标人具有至少3个80MWp及以上已完工的光伏工程（含电压等级为110kV及以上升压站）EPC或设计施工总承包业绩（其中至少1个为渔光项目业绩）。

②2021年1月1日至投标截止日（以合同签订时间为准），联合体设计方具有至少3个80MWp及以上已完工的光伏电工程（含电压等级为110kV及以上升压站）施工图阶段设计业绩（其中至少1个为渔光项目业绩）；2021年1月1日至投标截止日（以合同签订时间为准），联合体施工方具有至少3个80MWp及以上完工光伏工程（含电压等级为110kV及以上升压站）的施工业绩（其中至少1个为渔光项目业绩）。

说明：若联合体投标人提供EPC或设计施工总承包业绩，以联合体成员在该业绩中承担具体工作和在本项目承接工作联合认定（以合同文本等证明材料及联合体协议分工内容为准）。

（3）项目管理人员要求：

投标人须配置2名项目经理（渔光互补项目和茶光互补项目分别配置1名项目经理），各拟任项目经理应具有有效的一级建造师注册证书和安全生产考核合格证书（B类），且2021年1月1日至投标截止日（以合同签订时间为准）具有至少1个80MWp及以上已完工的光伏电站工程担任项目副经理或技术负责人及以上任职的经历（须提供投标人当期任命文件或业主出具证明、相关业绩合同证明文件等材料，且材料中须包含具体工作内容及项目容量等信息）。

说明：业绩要求及项目经理要求中的容量要求均为直流侧容量，若证明材料中无法认定直流侧容量或交流侧容量，则按照直流侧容量认定。

（4）信誉要求：独立投标人或联合体各方未处于限制投标的专业范围及期限内。

（5）财务要求：独立投标人或联合体牵头方近三年（2021年、2022年、2023年）无连续两年亏损。

3.2 本次招标接受联合体投标，联合体成员方不超过3名（含牵头方）。联合体各方不得再以自己名义单独投标，也不得组成新的联合体或参加其他联合体的投标。

3.3 投标人不能作为其他投标人的分包人同时参加投标。单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位，不得参加同一标段投标或者未划分标段的同一招标项目投标。

4．招标文件的获取

招标文件发售时间为2024年10月18日09时整至2024年10月24日17时整（北京时间，下同）。