更新招标~普洱粤水电能源有限公司文武50MW茶光互补光伏发电项目和老耿寨90MW光伏发电项目EPC总承包预招标公告
(招标编号:YSD2025-ZRHJ-014)
项目所在地区:云南省
一、招标条件
本预招标项目文武50Mw茶光互补光伏发电项目和老耿寨90M光伏发电项目己由普洱市墨江哈尼族自治县发展和改革局以云南省固定资产投资项目备案证批准建设,项目业主为普洱粤水电能源有限公司,建设资金来自企业自筹，出资比例为100%，招标人为普洱粤水电能源有限公司。项目已具备预招标条件，现对该项目EPC总承包进行公开预招标。
两个项目均位于云南省普洱市墨江哈尼族自治县龙潭乡和文武镇境内,光伏方阵总体沿公路两侧布置，区内地形主要为缓坡、斜坡和局部陡坡组成，建筑场地类别为为II类，建筑抗震一般地段;场址区自然边坡现状整体稳定，适宜建站。
为加快项目建设,文武 50MW 茶光互补光伏发电项目及老耿寨 90MW 光伏发电项目招标采用预招标方式，待项目通过招标人上级公司投资决策及投资预算审批后，双方执行该招标结果，并按项目分别签订合同:若项目未通过招标人上级公司投资决策及投资预算审批，则不执行该招标结果。因不可抗力、项目决策或其他原因导致项目无法实施给投标人造成的所有损失由投标人自行承担，招标人不予补偿，招标人和招标代理机构不承担任何责任EPC总承包合同履约有效期以具体合同约定为准。
二、项目规模与招标范围
2.1项目建设地点:云南省普洱市墨江县
2.2项目建设规模:
(一)文武 50MW 茶光互补光伏发电项目(以下简称“文武项目”)
项目位于云南省普洱市墨江哈尼族自治县龙潭乡和文武镇境内，项目额定容量50MW，采用610Wp(N型)双面组件101136块，直流侧装机容量61.69296MWp，分块发电、集中并网方案，本项目共设计18个光伏发电单元。新建1座220kV升压站。场区距墨江哈尼族自治县直线距离约 40.3km，距普洱市直线距离约74km，距昆明市直线距离约237.5km，昆磨高速(G8511)从场区北面经过，省道S246从场区经过，并有乡村道路通至场区内部，对外交通运输条件较便利。本光伏电站在运行期25年内的总上网电量为204878.8万kwh，平均年上网发电量为8195.2万kwh，25年平均系统年等效利用小时数为1328.4h。考虑 25年年平均按10%限电率，储能充放电每年180次计算文武项目年平均上网电量约7517.99万kwh平均等效满负荷年利用小时数为1218.61h。
(二)老耿寨90MW光伏发电项目(以下简称“老耿寨项目”)
项目位于云南省普洱市墨江哈尼族自治县文武镇境内，项目额定容量90MW，采用610Wp(N型)双面组件180964块，直流侧装机容量110.38804MWp，分块发电、集中并网方案,本项目共设计 29个光伏发电单元。场区距墨江哈尼族自治县直线距离约48.5km,距普洱市直线距离约69.9km，距昆明市直线距离约252.2km，省道S246从场区经过，并有乡村道路通至场区内部，对外交通运输条件较便利。本光伏电站在运行期25年内的总上网电量为366592.3万kwh，平均年上网发电量为14663.7万kWh，25年平均系统年等效利用小时数为1328.4h。考虑25年年平均按10限电率，储能充放电每年180次计算老耿寨项目年平均上网电量约13453.55万kwh，平均等效满负荷年利用小时数为 1218.75h。
根据项目接入系统批复，文武项目新建1座220kV升压站，升压站新建2回220kV线路“π”接500kV墨江变一居甫渡电站220kV线路(云南电网公司资产)，新建架空线路长约 3km(墨江变侧)+2.8km(居甫渡电站侧)，新建线路导线截面按2x300mm 2选择。老耿寨项目以3回35kV集电线路接入文武项目220kV升压站，新建集电线长度分别约为0.4km、4.2km、8.2km。“π”接线路由云南电网负责投资建设，详见接入系统批复。两个项目共配套14MW/28MWh储能设施。
2.3项目建设计划工期:2025年12月30日前具备全容量并网发电条件。
2.4招标范围:
文武项目工作内容为光伏电站、进场道路、场内检修道路、220kV升压站、集电线路生活办公、施工用电和用水等临建设施、环境保护及水土保持设施、茶园保护及恢复等。本项目所涉及的所有永久与临时工程的勘察设计,设备和材料采购,建筑安装工程,调试工程项目青苗补偿，土地协调工作，电网协调、并网手续跑办，以及为保证项目顺利实施与投产运行所必须的项目管理、工程保险(若发包人自行采购，则从EPC合同结算金额中扣除该款项)、工程检测试验、协调、调试、试运行、质量监督、移交生产验收、竣工验收(含竣工验收前的全部专项验收);整体系统质保期限的全部工作，包括但不限于:(1)本工程所涉及的所有永久与临时工程地质勘察、施工图设计、技术规范书,技术协议编制、现场服务、设计变更、设计总协调工作、竣工设计文件编制等设计工作;
(2)本工程所有设备的采购及保管、成品保护、安装和调试，包括但不限于组件、支架、箱变、逆变器、主变、高低压开关柜、配电装置、SVG、二次安防、远程通信、测控保护、计量、一次调频、电力系统网络安全监测装置、光功率预测系统、直流不间断电源、视频监控、消防系统、AGC/AVC系统、视频会议系统、集控子站、安防设备(含反恐)等所有设备及配套设备的采购、安装、汇线、试验、调试等内容，以及设备的运输、卸车、仓储保管二次转运等:
另外，备品备件、安全工器具、常用工器具、安全设施配置标准按照技术协议内的清单和专项约定配备;
(3)本工程所需的材料采购及保管、成品保护、安装和调试，包括但不限于电力电缆、控制电缆、钢芯铝绞线、光纤光缆、避雷线、接地材料、塔材、进线间隔、通信、标识标牌、电缆沟盖板(统一使用带标志的复合盖板)和电缆标示桩(按招标人标准制作)等工程配套及相关的材料，以及材料的运输、卸车、仓储保管、二次转运等
(4)本工程的土建工作包括:储能区、进场道路的改造、施工损毁道路的修复、场内检修道路、电池仓基础、储能变流升压一体舱基础、钢管式门型构架和独立避雷针、SVG 基础、升压站(包括建(构)筑物、各类设备基础等)、集电线路、杆塔基础、接地、建筑装饰、场区绿化、堆场或弃渣场的建设使用及维护、供水供电工程等相关土建工作，施工期间所有临建设施场所的选址、建设及拆除(恢复原貌)工作，包括材料堆放加工场地、生活办公生产等，由承包人负责，并自行办理临建所需的各项手续;(5)本工程的水土保持、环境保护工程施工(挡墙、护坡、排水沟、植被恢复、绿化等)及监理、监测、安全设施“三同时”、并网安评等所有需要进行配套的工作;上述工作须满足政府相关职能部门的相关要求(含验收)，并承担所需发生的费用:(6)办理与本工程施工有关的所有许可文件并支付相关费用,包括但不限于地方施工备案手续、建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、建筑工程施工许可证、不动产权证办理等(如有);
(7)光伏厂区、升压站所涉及的永久征地费(不含青苗补偿费)、土地出让金、长期租地费(不含青苗补偿费)临时用地租用费、耕地占用税由发包人承担。电网协调、并网手续跑办相关的全部费用，项目所有青苗补偿费用、占用零星茶树补偿费、茶园内临建迁改赔偿、坟墓迁移等其他协调费、勘察等规费咨询费和其他相关费用均由承包人承担并支付。如相关部门需以发包人名义缴纳的，在发包人付款后，根据政府部门开具的行政事业收据的金额，在EPC合同结算金额中扣除。以上所产生的费用均包含在投标报价内，发包人不另行支付。
(8)承包人负责与本工程有关的永久征地、长期租地、林业、环保等协调工作。负责以发包人名义完成项目涉及的长期租地和永久征地的手续办理并承担由此产的协调费等相关费用，完成项目长期、永久、临时用地的地上地下障碍物或附着物的赔偿、清理、拆迁、改造工作并承担由此产生的协调费等相关费用,项目用地红线之外的用地由承包人自行负责办理相关手续并承担相关费用及责任。
(9)负责办理本工程并网验收(满足电力公司的最新标准要求)、各种证照手续，满足电网建模要求(新能源场站机电、电磁暂态建模等),完成各种检测、试验、调试、校验、联调、240小时试运行、整体工程的验收(包括但不限于防雷接地检测验收、消防工程验收、储能电站设备、质量监督检查等)、施工期和试运行期沉降观测、性能试验(包括但不限于充放电效率、能量存储容量和响应速度、储能系统稳定性、快速频率响应入网检测试验、AVC性能试验、SVG性能试验、储能设备涉网试验等内容符合电网要求)、试运行的技术支持、质保期服务、工程保险购买(若发包人自行采购，则从EPC合同结算金额中扣除该款项)、售后服务、人员培训、消缺等全过程工作;接入电网等所有手续的办理工作【包括但不限于:电力质监站全程验收并取得报告;可再生能源质量监督检查并取得报告:电网公司并网验收并取得报告;电科院技术监督验收并取得报告;保护定值计算及备案;省(地)调并网手续办理:包括但不限于购售电合同、并网调度协议、高压供用电合同、自动化点表、通讯业务办理调度命名及设备编号、调管权限范围划分、省(地)调各专业资料报送及录入，办理过程中如遇增项按照电网公司新要求办理等】，并支付相关费用，并确保所采购设备通过上述检测(如有)，必须由发包人名义签订合同的由发包人签订合同，由承包人承担相关费用，其他相关协调工作及配合费用均由承包人承担(以上如有);(10)本项目在全部容量成功并网，实现所有设备带电安全稳定运行，全容量无故障连续并网运行时间不应少于光伏组件接收总辐射量累计达 60kwh/㎡的时间之后(发生异常或故障设备运行时间重新计算)，光伏组件进入质保期。
(11)科研创新项目
最终课题及成果由发包人和承包人根据项目需要及实际进展商议决定:(12)承包人应保证用于本项目的所有设备、材料均满足国家法律法规，电网及发包人的技术标准及要求:
(13)在工程范围内的，与本项目有关的其他事项如未在报价文件中列出，视同已包含在投标报价中，由承包人承担。若项目实施过程中部分协调工作需由发包人自行开展，则产生的相关费用从 EPC合同结算金额中扣除。
老耿寨项目工作内容为光伏电站、进场道路、场内检修道路、集电线路、生活办公、施工用电和用水等临建设施、环境保护及水土保持设施、茶园保护及恢复等。本项目所涉及的所有永久与临时工程的勘察设计，设备和材料采购，建筑安装工程，调试工程,项目青苗补偿,土地协调工作，电网协调、并网手续跑办，以及为保证项目顺利实施与投产运行所必须的项目管理、工程保险(若发包人自行采购，则从EPC合同结算金额中扣除该款项)、工程检测试验、协调、调试、试运行、质量监督、移交生产验收、竣工验收(含竣工验收前的全部专项验收):整体系统质保期限的全部工作，包括但不限于:(1)本工程所涉及的所有永久与临时工程地质勘察、施工图设计、技术规范书/技术协议编制、现场服务、设计变更、设计总协调工作、竣工设计文件编制等设计工作;(2)本工程所有设备的采购及保管、成品保护、安装和调试，包括但不限于组件、支架、箱变、逆变器、高低开关柜、配电装置、二次安防、远程通信、测控保护、让量、一次调频、电力系统网络安全监测装置、光功率预测系统、直流不间断电源、视频监控、消防系统、视频会议系统、集控子站、安防设备(含反恐)等所有设备及配套设备的采购、安装、汇线、试验、调试等内容，以及设备的运输、卸车、仓储保管、二次转运等:另外，备品备件、安全工器具、常用工器具、安全设施配置标准按照技术协议内的清单和专项约定配备;
(3)本工程所需的材料采购及保管、成品保护、安装和调试，包括但不限于电力电缆、控制电缆、钢芯铝绞线、光纤光缆、避雷线、接地材料、塔材、进线间隔、通信、标识标牌、电缆沟盖板(统一使用带标志的复合盖板)和电缆标示桩(按招标人标准制作)等工程配套及相关的材料，以及材料的运输、卸车、仓储保管、二次转运等:
(4)本工程的土建工作包括:进场道路的改造、施工损毁道路的修复、场内检修道路、钢管式门型构架和独立避雷针、集电线路、杆塔基础、接地、建筑装饰、场区绿化、堆场或弃渣场的建设使用及维护、供水供电工程等相关土建工作,施工期间所有临建设施场所的选址建设及拆除(恢复原貌)工作，包括材料堆放加工场地、生活办公生产等，由承包人负责，并自行办理临建所需的各项手续;
(5)本工程的水土保持、环境保护工程施工(挡墙、护坡、排水沟、植被恢复、绿化等)及监理、监测、安全设施“三同时”、并网安评等所有需要进行配套的工作;上述工作须满足政府相关职能部门的相关要求(含验收)，并承担所需发生的费用:
(6)办理与本工程施工有关的所有许可文件并支付相关费用,包括但不限于地方施工备案手续、建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、建筑工程施工许可证、不动产权证办理等(如有);
(7)光伏厂区所涉及的永久征地费(不含青苗补偿费)、土地出让金、长期租地费(不含青苗补偿费)临时用地租用费、耕地占用税由发包人承担。电网协调、并网手续跑办相关的全部费用，项目所有青苗补偿费用、占用零星茶树补偿费、茶园内临建迁改赔偿、坟墓迁移等其他协调费、勘察等规费咨询费和其他相关费用均由承包人承担并支付。如相关部门需以发包人名义缴纳的，在发包人付款后，根据政府部门开具的行政事业收据的金额，在EPC合同结算金额中扣除。以上所产生的费用均包含在投标报价内，发包人不另行支付。(8)承包人负责与本工程有关的永久征地、长期租地、林业、环保等协调工作。负责以发包人名义完成项目涉及的长期租地和永久征地的手续办理并承担由此产的协调费等相关费用，完成项目长期、永久、临时用地的地上地下障碍物或附着物的赔偿、清理、拆迁、改造工作并承担由此产生的协调费等相关费用,项目用地红线之外的用地由承包人自行负责办理相关手续并承担相关费用及责任。
(9)负责办理本工程并网验收(满足电力公司的最新标准要求)、各种证照手续，满足电网建模要求(新能源场站机电、电磁暂态建模等),完成各种检测、试验、调试、校验、联调、240小时试运行、整体工程的验收(包括但不限于防雷接地检测验收、消防工程验收、质量监督检查等)、施工期和试运行期沉降观测、性能试验(包括但不限于充放电效率、能量存储容量和响应速度、快速频率响应入网检测试验、等内容符合电网要求)、试运行的技术支持质保期服务、工程保险购买(若发包人自行采购，则从EPC合同结算金额中扣除该款项)、售后服务、人员培训、消缺等全过程工作 接入电网等所有手续的办理工作【包括但不限于:电力质监站全程验收并取得报告;可再生能源质量监督检查并取得报告;电网公司并网验收并取得报告;电科院技术监督验收并取得报告;保护定值计算及备案:省(地)调并网手续办理 包括但不限于购售电合同、并网调度协议、高压供用电合同、自动化点表、通讯业务办理、调度命名及设备编号、调管权限范围划分、省(地)调各专业资料报送及录入，办理过程中如遇增项按照电网公司新要求办理等】，并支付相关费用，并确保所采购设备通过上述检测(如有)，必须由发包人名义签订合同的由发包人签订合同，由承包人承担相关费用，其他相关协调工作及配合费用均由承包人承担(以上如有);(10)本项目在全部容量成功并网，实现所有设备带电安全稳定运行，全容量无故障连续并网运行时间不应少于光伏组件接收总辐射量累计达60kwh/㎡的时间之后(发生异常或故障设备运行时间重新计算)，光伏组件进入质保期。
(11)科研创新项目
最终课题及成果由发包人和承包人根据项目需要及实际进展商议决定:(12)承包人应保证用于本项目的所有设备、材料均满足国家法律法规，电网及发包人的技术标准及要求:
(13)在工程范围内的，与本项目有关的其他事项如未在报价文件中列出，视同己包含在投标报价中，由承包人承担。若项目实施过程中部分协调工作需由发包人自行开展，则产生的相关费用从EPC合同结算金额中扣除。
两个项目承包范围内所产生的费用均包含在工程报价内，发包人不另行支付。注:上述标段中标人应自行解决施工期间所有临建设施场所的选址工作，包括材料堆放加工场地、混凝土搅拌站(若自建)等临时占地，并自行办理临建所需的各项手续，相关风险自行承担，中标人不能以此作为影响整体施工进度的理由。中标人必须配备专职协调人员与相关政府、部门进行工作沟通协调，办理相关手续，处理施工过程中遇到的阻工问题。以上所产生的费用均包含在工程报价内，发包人不另行支付。
2.5本招标项目标段/标包划分:本项目共1个标段(包括“文武项目”和“老耿寨项目”，中标后按项目分别签订合同)
2.6EPC总承包招标控制价(即最高投标限价)为2.6145元/Wp。其中文武项目、老耿寨项目EPC总承包预招标控制价分别为3.2121元/Wp、2.2805元/Wp，投标单位投标报价不得高于招标控制价，否则废标。安全生产费用为建安工程费的2.5，工程变更需经过招标人审定后方可实施，重大变更需依照相关法律法规执行。招标结束后，待项目通过招标人上级公司投资决策及投资预算审批后，则双方执行该招标结果，并按项目分别签订合同:若项目未通过招标人上级公司投资决策及投资预算审批，则不执行该招标结果。特别说明:承包人应结合现场客观条件在施工图设计阶段对可研阶段方案优化设计。
三、投标人资格要求
3.1投标人须是中华人民共和国境内合法注册，能独立承担民事责任并具有相关经营范围的法人，且具有增值税一般纳税人资格
3.2资质要求
须具有工程设计综合甲级资质，或工程设计电力行业乙级或以上资质，或工程设计电力行业(新能源发电或变电工程或送电工程)专业乙级或以上资质，近三年至少具有一个不小于30MW 的光伏项目工程设计咨询相关业绩。【须提供投标人有效的营业执照副本、资质证书副本、业绩项目合同关键页的复印件】。
3.3 拟派项目管理人员要求
3.3.1拟派项目负责人(项目经理)的资格要求:投标人拟派项目负责人(项目经理)需具有电力相关专业(电力、电气、机电相关专业)工程师或以上职称。
3.3.2拟派项目设计负责人需具有注册电气工程师执业资格，同时应具有电力相关专业(电力、电气、机电相关专业)工程师或以上职称
3.3.3需提供相关人员注册证书、职称证书、毕业证书等，专业认定以注册证或职称证或毕业证载明为准。
3.3.4 文武项目、老耿寨项目分别单独按项目配置项目管理人员，如拟派项目负责人(项目经理)满足项目设计负责人要求的可兼任。
3.4投标人具有良好的财力、银行资信和商业信誉，没有处于被责令停业，财产被接管、冻结，破产状态。(提供《投标人声明》原件并加盖公章)。
3.5投标方在近3年内不曾在承包的任何合同中有违约或被逐或属投标人的原因而被终止合同的情况;没有国家有关部门所界定的腐败或欺诈行为。
注:提供信用中国网站未被列入失信被执行人网站截图、国家企业信用信息公示系统未被列入严重违法失信企业名单网站截图。
3.6近年财务状况:提供近3年(2022年至2024年度)财务状况[须提供经会计事务所审计的近3年(2022年至2024年度)财务审计报告复印件并加盖公章(包含审计报告、资产负债表、利润表、现金流量表)]，成立时间不足三年的可提供银行资信证明或资信承诺书。注:若 2024年审计报告未出，则提供情况说明及2021-2023年的财务状况。
3.7纳税信用等级:2024年纳税信用等级B级或以上。
3.8关于联合体投标:本项目不接受联合体投标。
四、招标文件的获取
4.1时间安排如下:
1)、招标公告发布时间:2025年9月9日~2025年9月13日。
2)、投标登记及发售招标文件开始日期(含本日):2025年9月9日
3)、投标登记及发售招标文件截止日期(含本日):2025年9月13日
4)、投标登记及发售招标文件时间:上午:9:00~11:00，下午:14:00~16:00。
4.2投标登记及发售招标文件地点广州市，招标文件每套售价1000元，售后不退。
4.3购买招标文件时所有复印件每页须加盖投标人公章并提供原件核查(国家规定可以二维码查询真伪的除外)，如未按要求提供资料或提供的复印件与原件不符，则不予投标登记。
投标登记资料一式一份，且投标人应编制登记资料的封面，目录并装订成册
1)、投标人法定代表人身份证明、授权委托书原件及身份证复印件(法定代表人来投标登记
的，则不需要提供授权委托书);
2)、投标人的营业执照副本复印件;
3)、投标人的资质证书副本复印件;
4)、投标人满足资格要求的业绩复印件，原件备查;
4.4在规定的投标登记期间，投标登记的申请单位不足3名时，招标人(或招标代理机构)有权:
1)、发布公告延长接受投标登记时间。在延期投标登记时间内，已投标登记申请单位的资料仍有效并可自行补充资料，未投标登记的申请单位可根据公告的约定参与投标登记。
2)、依法重新招标。
五、投标文件的递交
5.1投标文件递交的时间为:2025年9月29日09时00分09时30分。
5.2投标文件递交的截止时间(投标截止时间，下同)为2025年9月29日09时30分,地点为:广州市。
5.3递交投标文件时，须先提供投标人法定代表人身份证明、授权委托书原件及身份证复印件(法定代表人来递交投标文件的，则不需要提供授权委托书)。
5.4逾期送达的、未送达指定地点的、不按照招标文件要求密封(或加密)的或者资格预审(如有)未通过的投标文件，招标人将予以拒收。
联系人：徐先生
手  机：185-1979-8781
邮  箱：zbxmtb88@163.com
注：邮件发送(公司名称+联系人电话+项目名称)获取登记表 
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