立项情况：已立项
项目资金来源：自筹
项目已具备招标条件，现进行公开招标。

2．项目概况与招标范围

2.1项目概况及介绍：
国家电力投资集团有限公司（以下简称“国家电投”）在滇新能源项目均包含在内（如需增加云南区域内新能源场站，参照同规模场站价格执行，包括但不限于下述场站：
2.1.1田坝光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，田坝光伏扶贫电站项目场址位于会泽县南部田坝乡李子箐以南、尹武以北，地理位置坐标介于东经，北纬之间，距离会泽县城所在地金钟镇直线距离约65km,距离驾车直线距离约13.5km，场地海拔介于2295m-2335m之间。

会泽新能源公司田坝光伏扶贫电站规划装机容量为40MW，采用国产275Wp晶体硅太阳电池组件，方阵支架为固定支架，建设18个2.27MW太阳能电池方阵，每个光伏发电单元系统主要由1个2.27MWp太阳电池方阵和1台2x1000kW箱逆变一体机以及24台汇流箱组成，电站建设一座35kV开关站，开关站以两回35kV

线路接入系统。其中Ⅰ回线至35kV板坡变（送11个方阵电能），线路长度约12.9km，Ⅱ回送至驾车变（送7个方阵电能），线路长度16.7km，送出线路为电网资产。

2.1.2阿依卡光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，阿依卡光伏电站位于云南省曲靖市会泽县者海镇阿依卡村东北侧一带的南向山坡上，场址地理坐标介于北纬26°34’16”～26°35’8”，东经103°37”16”～107°37’53”之间，距县城直线距离约38km，场址平均海拔高程2200m以上。

阿依卡光伏电站规划装机容量为30MWp，目前电站已实际运行投产。由12个2.5MW光伏发电单元组成，其中使用组件采用海泰新能科技股份有限公司生产的多晶硅330Wp光伏组件及中利腾辉光伏科技有限公司生产的275Wp共2种多晶硅组件，逆变器为集中式2.5MW逆变（油变）一体机采用了深圳科士达科技股份有限公司和上海正泰电源系统有限公司产品。汇流箱采用了珠海瓦特电力设备有限公司（共60台）和苏州长风自动化科技有限公司（共304台）的智能光伏防雷汇流箱。每18块光伏组件串联成一串，每18串并联接入一台直流汇流箱，8台汇流箱接入一台逆变器，逆变器将直流电逆变成交流电后经箱式变压器升压后，再通过集电线路送至35kV开关站汇聚，经母线汇流后通过阿依卡35kV光伏1回线送至220kV者海变，线路长度5.9km，送出线路为电网资产。

2.1.3石板沟光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，会泽迤车石板沟光伏电站位于，曲靖市会泽县迤车镇石板村。项目地理坐标为东经103.43°、北纬26.88°。场区地形开阔、地势较为平坦、地面植被稀少。规划装机容量为30MWp，直流侧实际建设容量为36.03127 MW。场址区距离迤车镇约12公里，其中渝昆高速G85、国道G213从迤车镇穿行而过。交通条件比较便利。项目安装采用多晶硅275W光伏组件54512块，多晶硅330W光伏组件63756块。采用35kV电压等级并网运行。

光伏电站项目共24个方阵，建设规模为30MW。每个方阵装机容量为1.5MW。

每个光伏发电单元通过逆变器输出三相低压交流电后，接入升压变压器升压至35kV，每8台箱变T接成一个回路，共计3回35kV线路引入新建的35kV开关站的馈线柜，最终以1回35kV架空线接至迤车35kV变电站，线路长度20.5km，送出线路为电网资产。

2.1.4归脉光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，归脉光伏电站位于昆明市禄劝县茂山镇的西北角块都村附近，场地海拔1900m~2000m之间，场地距离禄劝县县城直线距离约15km。归脉光伏电站全权负责该电站的运营、管理等工作。电站于2018年6月并网发电，装机容量为25MW，由15个1.67MW光伏发电单元组成，本站采用国产330/325Wp多晶硅太阳电池组件；建设有一座35kV开关站，开关站通过I回35kV线路接入110kV禄劝变，线路长度14.12km，送出线路为电网资产。

2.1.5天宝光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，天宝光伏电站规划装机容量20MW。于2014月1开工建设，2017年12月1竣工全容量并网发电。

电站位于云南省玉溪市红塔区小石桥乡响水村东南面的石漠化地带。在北纬24.498°和东经102.671°之间，海拔1960m，其年平均太阳能辐射为5328MJ/m，年平均利用小时数1400h，电站投运后年发电量约3000万kWh。

电站采用分块发电、集中并网的方式，组件采用协鑫集成310W的组件41460块，正信光电315W的组件1400块，新源智能325W的组件24360块，总计:67220块。逆变器采用华为组串式逆变器，单台逆变器功率为50kW，共计428台。交流汇流箱108台。箱变采用中容箱变，单台箱变容量为1600kVA，共计12台。

站用接地变采用的是经消弧线圈接地。SVG为新风光电子科技有限公司生产，容量土4Mvar。共设置12个发电单元，每个发电单元容量设计为1.6MW，经箱式变压器升压后由500V升至35kV，以6个发电单元为一回集电线路汇集至升压站35kV开关柜，经35kV北小天线接入110kV北城变电站，35kV送出线路长度约9.47km，送出线路为电网资产。

2.1.6小雷钵光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，小雷钵光伏电站场址位于大理州鹤庆县黄坪镇水坪村委会小雷钵寺北侧的一南向坡地，地形开阔，坡度在5°~24°之间，场址地理坐标介于东经100°21'45"~100°23'30"，北纬26°0655"~26°07'57"之间，场地海拔在1550m~1850m之间，距离鹤庆县黄坪镇约35km。

小雷钵光伏电站装机容量17MW，项目于2015年12月批复，2017年10月开工建设，2018年1月3首次并网，2018年4月1全容并网。由11个光伏

方阵组成，逆变器采用华为技术有限公司SUN2000-50KTL-C1组串式逆变器，共计384台。每个子方阵配置1台容量为1.6MVA的35kV箱式变压器，通过箱式变压器升压后连接至35kV集电线路，由2回集电线路接入35kV开关柜，通过35kV母线T接至35kV新泉变电站-35kV均华变电站，35kV送出线路长度约13.67km。

2.1.7妙峰光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，妙峰光伏电站项目场址位于楚雄州大姚县金碧镇妙峰村。中心点地理位置坐标为东经101°16'20"，北纬25°38'39″。电站距离大姚县城约12km,场地海拔介于1910m--2000m之间。

妙峰光伏电站装机容量为20MW。采用集散式并网方式，发电区由15个1.1MWp和3个1.25Wp发电方阵组成。每18块330Wp光伏组件串联成一个组串，每16个组串并联接入1台直流汇流箱，每12台汇流箱并联接入1台逆变器，每台逆变器经1台升压变压器将电压从480V升至35kV后通过集电线路汇至35kV母线。

其中1-9号方阵汇至1号集电线，10-18方阵汇至2号集电线。再由35kV保妙线接到220kV保顶山汇集站，线路长度为13.5km。

2.1.8甘庄光伏电站：隶属于元江中电光伏发电有限公司，位于云南省玉溪市元江县甘庄街道办干坝社区变电站旁。电站距省会昆明约220km，距玉溪市约160km，距元江县约13km,距甘庄街道所在地直线距离约3km。项目采用多晶硅光伏组件进行开发，装机容量20MWp，由20个容量为1MWp的固定倾角式光伏子阵列组成，单个采用2台500kW逆变器和2个装机容量为500kWp的光伏阵列相连，输出的电能经箱式变压器升至35kV后送往开关站，以一回35kV线路接至110kV茶山变，35kV送出线路长度约6.4km。

2.1.9五台山风电场:隶属于吉电股份安徽吉电新能源有限公司，位于云南省曲靖市麒麟区、沾益区境内，升压站距省会昆明约170km，距曲靖市约20km。

五台山风电场装机容量136MW，安装哈电风能XE-2000风力发电机组68台，单机容量2MW，经十回集电线路分别接入变电站35kV开关柜间隔，后经主变升压至110kV，以一回9.7km的110kV线路接入220kV珠街变电站。

2.1.10阿底坡光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，装机容量为40MWp，项目位于云南省红河州红河县迤萨镇阿底坡村北侧，地理坐标位于北纬23°24'30”，东经102°18’21”，海拔500-670米之间。场址区距红河县城

迤萨镇约18km，距州府所在地蒙自市160km，距省会昆明市约245km，电站采用多晶硅光伏组件进行开发，由3条35kV集电线路和25个光伏发电单元组成，共有25台箱式变压器，179台汇流箱，236台华为SUN2000-40KTL、392台SUN2000-70KTL逆变器，由升压站1台40MVA变压器升压，经110kV迤红T线阿底坡支线接入110kV红河变，110kV送出线路长度约17.584km，送出线路为电网资产。

2.1.11迤萨光伏电站：隶属于上海电力浦西新能源公司，位于云南省红河州红河县迤萨镇攀枝花村，升压站距省会昆明约261km，距红河州约154km，距红河县约25km，距迤萨镇镇政府所在地约18km。迤萨光伏电站装机容量30MW，安装特变电工西安电气科技有限公司TC630KH逆变器44台，单机容量0.63MW安装深圳市禾望电气股份有限公司HPSP1250逆变器2台，单机容量1.25MW，经3回集电线路分别接入变电站35kV开关柜间隔后经主变升压至110kV红河变电站，110kV送出线路长度约12.8km。

2.1.12石庄村光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，石庄村光伏电站地址位于昆明市东川区汤丹镇滥泥坪村东南侧，石庄村光伏电站装机规模45MW，总投资约2.9亿元；年发电量约5800万kWh。石庄村光伏电站由27个光伏方阵组成，逆变器采用华为数字技术（江苏）有限公司型号为SUN2000-70KTL-C1组串式逆变器，共计643台。电站27个方阵经35kV线缆汇集电能后送入110kV升压站，经110kV#1主变压器升压后，通过110kV新庄四线T接至220kV新村变~110kV四方地变汇入昆明电网，线路全长15.8km，送出线路为电网资产。

2.1.13药山光伏电站:隶属于上海电力浦西新能源公司，位于云南省昭通市巧家县药山镇。升压站距省会昆明约339km，距昭通市约122km，距巧家县约90km，距药山镇镇政府所在地直线距离约13km。巧家电站装机交流侧装机容量70MW，安装禾望电气股份有限公司HPSP1250逆变器40台及特变电工西安电气科技有限公司TC630KH逆变器32台，经广东瑞智电力科技有限公司40台S11-1250/37及天津市特变电工变压器有限公司ZGS11-1250/37箱式变压器升压至35kV后，通过7回集电线路接入，经主变升压至110kV，接入110kV文屏变电站，送出线路全长54.7km。

2.1.14河外光伏电站:隶属于云南金元新能源有限公司，位于云南省楚雄州元谋县物茂乡西北侧，距元谋县约27km，距昆明约220公里。河外光伏电站装机容量50MWp，可研利用小时1325.78h。发电区由50个发电方阵组成，每21块组件串联组成一个组串(为协鑫255Wp多晶硅电池组件，光伏板约20万块)，每96个组串并联接入一台阳光电源500kW容量逆变器(共计100台)，每2台逆变器并联接入一台1000kVA箱变(共计50台)。站内35kV主接线采用单母线接线方式，经一台容量50MVA主变压器升压至110kV经河黄线送至110kV黄瓜园变，送出线路全长22.58km。

2.1.15绿茵塘（蒿子坝）光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，绿茵塘装机容量为100MWp，蒿子坝装机容量为200MWp（在建，未全容量并网），两个项目共用1座升压站。项目位于云南省临沧市镇康县勐捧镇，场址中心坐标为东经99.11°，北纬24.19°。场址区海拔高程在1331m~1804m之间，场址到镇康县城直线距离约52km，至勐捧镇直线距离约17km，场址对外交通条件较便利。绿茵塘项目光伏系统拟布置540Wp高效单晶硅双面双玻组件204624块。光伏阵列由28个3150kVA和2个1600kVA光伏子阵组成，每个3150kVA光伏子阵配置1台3150kVA箱式变压器，共计28台；每个1600kVA光伏子阵配置1台1600kVA箱式变压器，共计2台。每个3150kVA光伏子阵由14个225kW逆变单元组成，每个1600kVA光伏子阵由7个225kW逆变单元组成，每个逆变单元配置1台225kW组串式逆变器，共计406台。在项目所在地新建一座220kV升压站,设两级电压:220kV、35kV。220kV接线型式为线变组形式。建设1回220kV线变组GIS间隔和1台容量为100MVA升压变压器；35kV接线型式为单母线接线型式。送出线路全长27.442km。

2.1.16谢腊光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，项目位于楚雄州永仁县莲池乡谢腊村附近，场址坡度平缓，地势开阔，周围无高大山体或建筑物遮挡，场址范围位于东经101°39’17.20"101°43’33.04”，北纬25°54’16.67”~25°58'12.85”之间，海拔在1470m~1610m之间。场址西北距莲池乡直线距离约5.5km、北距永仁县城直线距离约6km。永仁宜莲光伏基地谢腊230MW复合型光伏电站额定容量为230MW，共由67个3.15MWac光伏子方阵组成，采用472752块峰值功率为540Wp的单晶硅双面光伏组件、67个3150kVA箱式变压器、

938台225kW的组串式逆变器。本并网光伏电站每个光伏子方阵经逆变升压后输出电压为35kV，在适当位置设置35kV电缆分接箱。每个光伏方阵电力经箱变升压至35kV后，通过35kV电缆分接箱并联至35kV集电线路,集电线路汇集电力后输送至220kV升压站，在光伏电站内建设220kV升压站1座，主变容量为230MVA，送出线路全长2.7km。

2.1.17水磨光伏电站：隶属于中国电力鲁甸县中新电新能源开发有限公司，本项目总规划光伏发电容量180MW(在建，未全容量并网)。该项目地处云南省昭通市，该地区是云南省光资源比较丰富的地区之一。升压站内规划安装180MVA主变压器1台，150MVA主变压器2台(预留风电接入)，升压站220kV侧采用单母线接线，35kV侧采用本期一段单母线接线，远期三段单母线接线。本项目光伏发电接入新建220kV升压站，光伏电站以35kV电压等级接入升压站，升压站共接入180MW的光伏容量+300MW的风电容量，升压至220kV后本期以一回220kV线路接入500kV永丰变220kV侧，送出线路全长48.5km。

2.1.18旧市光伏电站：隶属于五凌电力有限公司云南分公司（五凌新平新能源发电有限公司），位于云南省玉溪市新平县新化乡鲁一尼村。升压站距省会昆明约198km，距玉溪市约128km，距新平县约45km,距新化乡镇政府所在地直线距离约10km。旧市光伏电站装机容量18.8MW，安装晶科能源股份有限公司JKM570M-72HL4-BDV/JKM575M-72HL4-BDV型号光伏板，安装阳光电源有限公司225kW逆变器SG225HX 82台，由5个光伏方阵组成，其中3个3.6MW方阵，2个4MW方阵。通过800V集电线路输送至35kV开关站，以Ⅰ回35kV架空线”T”接至35kV纳新线，接入35kV新化变电站，送出线路全长12.5km。

2.1.19哈科迪风电场:隶属于五凌电力有限公司云南分公司（新平风能风之子风电有限公司），位于云南省玉溪市新平县新化乡。升压站距省会昆明约200km，距玉溪市约127km，距新平县约44km,距新化乡镇政府所在地直线距离约6.8km。

哈科迪风电场装机容量49.5MW，共安装25台风机，24台单机容量为2MW和1台单机容量为1.5MW的上海电气W2000-105-80型双馈式风力发电机组，经箱变一次升压后通过35kV架空集电线路（两回路总长12.38km）接入场内110kV升压站，经升压站二次升压后以1回110kV出线接至220kV新平变，送出线路长度约28.8km。

2.1.20丙坡光伏电站：隶属于五凌电力有限公司云南分公司（五凌新平新能源发电有限公司），位于云南省玉溪市新平县漠沙镇、扬武镇境内，升压站距省会昆明约231km，距玉溪市约160km，距新平县约77km,距漠沙镇政府所在地直线距离约14km。丙坡光伏电站装机容量200MW，安装阳光电源SG225HX组串式逆变器893台，单台逆变器容量225kW，通过7回35kV集电线路接入丙坡220kV升压站35kV侧母线，经主变升压至220kV，以1回220kV线路接入220kV玉溪新平变电站实现并网，送出线路长度约36.1km。

2.1.21东老光伏电站：隶属于重庆公司耿马鼎泰新能源项目公司，位于云南省临沧市耿马县四排山乡，项目占地总面积为2000亩。升压站距省会昆明约620km，距临沧市约145km，距耿马县约37km,距四排山乡政府所在地直线距离约15km。东老光伏电站装机容量95MW，安装307台科华逆变器，单机容量320KW，经五回集电线路分别接入变电站35kV开关柜间隔，后经主变升压至110kV，以1回110kV线路接入耿马绿色园区变电站，送出线路长度约15km。

2.1.22四排山光伏电站：四排山光伏电电站：隶属于国电投重庆公司耿马鼎泰新能源项目公司，位于云南省临沧市耿马县四排山乡，项目占地总面积为2100亩。升压站距省会昆明约615km，距临沧市约140km，距耿马县约42km,距四排山乡政府所在地直线距离约12km。四排山光伏电站装机容量100MW，安装313台阳光逆变器，单机容量320kW，经五回集电线路分别接入变电站35kV开关柜间隔，后经主变升压至110kV，以1回110kV线路接入沧源班考变电站，送出线路长度约17.8km。

2.2项目地点：包括但不限于上述22个风电场及光伏电站，发包人指定地点。

2.3工作内容
2.3.1包括国家电投在滇新能源场站2025年-2028年度电站全口径运维，运维设备分为升压站内和升压站外部设备（含场内道路、送出线路），主要包括：2.3.1.1升压站内设备系统：变压器、开关、互感器、无功补偿装置，保护、测控、监控、通信及网络安全设备、消防、给排水系统、生产生活器具，以及升压站内电量计量系统、工业电视监控系统、通风空调系统、直流系统、照明系统、消防系统、生活水系统、功率预测、设备设施标识、站内建构筑物、围墙。

2.3.1.2升压站外设备系统：外送线路（送出线路）、集电线路、变压器、逆变器、汇流箱、组件、电缆、场内道路、设备基础、护坡，以及场内给排水设施、电缆沟或电缆桥架及盖板、工业电视、隔离围栏、设备设施标识、10kV电源、进站道路、等设备设施。

2.3.2运维工作内容
2.3.2.1生产工作：主要包括建立和完善电站生产运维机构，配备生产人员，编制、执行相关规章制度、规程，建立安全生产责任制，配置备品备件及生产物资，安排具备工作负责人资质人员对风机缺陷、定检、专项技改等进行现场质量监管。

2.3.2.2安健环管理：主要指根据国家法律法规的规定、并网协议、安全责任目标，在委托范围内落实安健环管理理念，建立完善安健环组织体系，落实现场安全生产责任制，确保安健环体系的具体落实、有效运作、监督及考核，按规定开展事故调查、应急处置；电工证、调度证、登高证等各类必备证件办理；应急预案编制、评审、发布、演练；开展安全教育培训、隐患排查、安全检查，包括防汛、消防、保卫、交通、环境保护等各项安全管理工作；按照集团公司电力生产事故调查规程调查和统计上报运行维护期内发生的人身、电网和设备事故。

2.3.2.3运行监控管理：主要指电站的运行监视、倒闸操作、调度对接、指标分析(经济运行分析)、生产协调、报表统计、年度计划编制，接受集控中心缺陷工单并组织消缺。

2.3.2.4维护检修管理：主要指确保电站设备、设施(含构、建筑物、组件及支架构成部分)安全、经济、可靠运行的巡视操作、消缺维护、检修(含全停检修及电气预防性试验)、组件清洗、组件更换、受损支架更换加固、除草、除雪，进场道路积雪积水清理及维护性修理、反措、抢修、设备管理、缺陷管理、报表统计、年度计划编制、应急管理、监督风机消缺及年检旁站、质量验收等工作。

对于涉及到需委托方采购并更换的设备及物资，受托方需提交支撑性材料进行说明。

2.3.2.5资产、财务管理：主要指配合委托运维范围内计划编制及相关的监督、验收、后评价工作，配合清产核资工作。财务管理主要指配合编制委托运维范围内年度预算、日常财务处理、税务管理、电量结算、配合保险理赔、内控

审计等工作。合同电站财务管理由委托方主导，受托方按照委托方授权开展相应工作，并协助委托方办理费结算、税务协调支持及信息共享工作。

2.3.2.6物资及采购管理：主要指委托辅助运维管理范围内单个采购成本小于等于10000元(不含税)的物资(含备品备件、装置性材料)采购；合同签订、运输、验收、结算、支付、保管、领用、维护保养、发放等；现场协调设备厂家进行缺陷处理等售后服务、质保期鉴定、质量验收；参加合同电站验收；协助委托方开展合同索赔谈判等工作。

2.3.2.7其他综合管理：主要指做好与当地政府部门的协调，包括各种税费协调和优惠政策争取、配合环评、水土保持评审工作、消防验收年检、气象防雷检测；参加当地政府部门、上级单位组织的各种会议以及工作检查的配合工作；资料档案管理工作。做好当地政府要求的维稳工作及突发事件的应急管理工作；负责车辆的运行维护费用及保险理赔工作；协助委托方进行尾工、工程质量缺陷处理；参加合同电站验收；协助委托方开展合同索赔谈判等工作；参加厂网协调会议等与电力监管部门和电网的协调工作。

2.3.2.8其他工作内容
（1）电力系统反恐怖要求以及其他工作；参加当地政府部门、上级单位组织的各种会议以及工作检查的配合工作；资料档案管理工作。

（2）对方阵区内杂草进行清除，除草完成后，剩余草杆高度不超过5cm,不得有任何杂草遮挡光伏组件；光伏区围栏外侧，应清理出防火隔离带，原则上宽度不低于5米；除草作业所清除杂草、树木必须当日运出电站围栏以外区域并妥善处置，不得随意堆放，施工中各阶段做好工完场地清，施工编织袋、杂物、垃圾等集中堆放、统一清运，该项目所产生的相关费用由受托方承担。除草作业不得违反国家林业法规造成林地植被破坏，不得损坏自然资源和生态环境。

（3）根据国家电投集团及云南电网公司设备预试周期及技术监督要求开展设备预防性试验、技术监督服务工作。

（4）每年至少开展一次所有光伏组件清洗，并经委托方验收合格。

（5）在外委期间涉及到合同电站日常运维工作支出的相关费用由受托方承担，包括：单个采购成本10000元(不含税)及以下物资采购、检修预试、集电线路维护检修、防雷检测、消防设备设施检测、通讯网络、光伏电站（风电场）维

护，以及场站安保、电站废水处理、垃圾处理。涉及检验、检测等工作，受托方需将检测结果报送委托方。

（6）合同场站至中调、地调、集控中心通信通道的维护。每年汛前、汛后排水沟清理、道路保通。

（7）合同电站年利用小时数不低于区域对标场站平均利用小时数。

（8）受托方按照委托方要求，按期报送生产报表、各类统计指标、工作计划和总结等信息。

2.3.3除前述工作之外的额外工作由双方协商开展，工作内容可由受托方履行，或受托方与第三方签订合同，由第三方代为履行。受托方的相关支出费用不计入本合同金额，双方另行签订协议后执行，由委托方另行支付，主要包括：2.3.1合同电站的技改(包括电网提出的技改)费用。

2.3.2功率预测服务费、电力购入费，包括10kV备用电源电费及220kV系统下网电费。

2.3.3各场站危险品处置、危废处置费用。

2.3.4单价大于10000元（不含税）的设备、备品备件、固定资产购入。

2.3.5合同场站至区域集控中心通信通道的建设，场站至集控中心通道租赁费用。

2.3.6国家法律、法规要求的安全、生态、环保整改；能监办、电网公司要求增加的涉网改造、试验调试。

2.3.7合同电站科技信息化的维护费用。

2.3.8地方政府要求的涉及固定资产投资类维稳、扶贫、捐赠(不含费用类)费用。

2.3.9发生自然环境灾害，现场恢复。

2.3.10场站相关财产险，包括设备保险费，但中标人的车辆保险自行负责。

除2.3条款内容外的电站现场运维工作均包含在本项目招标范围内。除发包人负责的工作外，其余工作均包含在本项目招标范围内，由承包人负责。发包人负责的工作如需委托中标人实施，中标人对项目进行报价，发包人评估项目价格、时效等合理性，双方签订采购确认单，根据项目金额据实结算。

2.4项目完成须达到的目标

安全、高效、保质保量完成电站运维范围内的工作内容并达到运维指标要求。

2.5框架期限
在框架期限内（自合同签订生效起3年），中标单位接受国家电投集团云南国际电力投资有限公司所属各公司的委托，开展新能源场站运维范围内相关工作。

2.6招标范围

序号	标段名称	招标范围	框架期限	信息服务费（元）
1	标包1：国家电投阿底坡等13个在滇新能源场站2025年-2028年度电站委托运维	国家电投阿底坡光伏电站、迤萨光伏电站、石庄村光伏电站、药山光伏电站、河外光伏电站、绿茵塘(蒿子坝)光伏电站、谢腊光伏电站、水磨光伏电站、丙坡光伏电站、东老光伏电站、四排山光伏电站、五台山风电场、哈科迪风电场等13个在滇新能源场站2025年-2028年度电站委托运维。 详见第五章委托人要求	在框架期限内（自合同签订生效起3年），中标单位接受国家电投集团云南国际电力投资有限公司所属各公司的委托，开展新能源场站运维范围内相关工作。	500
2	标包2：国家电投田坝光伏电站等9个在滇新能源场站2025年-2028年度电站委托运维	国家电投田坝光伏电站、阿依卡光伏电站、石板沟光伏电站、归脉光伏电站、天宝光伏电站、小雷钵光伏电站、妙峰光伏电站、甘庄光伏电站、旧市光伏电站等9个在滇新能源场站2025年-2028年度电站委托运维。 详见第五章委托人要求	在框架期限内（自合同签订生效起3年），中标单位接受国家电投集团云南国际电力投资有限公司所属各公司的委托，开展新能源场站运维范围内相关工作。	500

注：（1）招标范围以招标文件第二卷为准。

（2）投标人可以兼投兼中两个标包，具体推荐排序方法详见第三章评标办法。

2.7安全要求告知
2.7.1发包人对承包商实现“等同化”安全管理。

2.7.2承包商驾驶员须具有与所驾车辆对应的有效驾驶证，驾龄不少于5年，男性驾驶员年龄不超过55周岁，女性驾驶员年龄不超过45周岁。

2.7.3承包商配备的专职安全管理人员应符合发包人规定，并满足以下要求：承包商人员在20人以下的，应当配备至少1名兼职安全管理人员；20-100人（含20人）之间的，应当至少配备1名专职安全管理人员；100-200人（含100人）之间的，应当至少配备2名专职安全管理人员，200人及以上的（含200人），应当配备3名及以上专职安全管理人员，并根据所承担的施工实际情况增加。承包商人员超过100人的，应设置独立的安全监督机构。

2.7.4承包商的从业人员要具备所从事工作岗位需要的身体条件和健康要求，不得以任何形式招录或使用18周岁以下、60周岁以上男性或50周岁以上女性进入生产现场从事作业活动；禁止55周岁以上男性、45周岁以上女性进入施工现场从事井下、高空、高温、受限空间，特别是繁重体力劳动或其他影响身体健康以及危险性、风险性高的特殊工作。

2.7.5其他安全管理要求，请详见第五章技术要求相关条款。

2.8各标包中标人数量

当各标包有效投标人个数N≥11时，每个标包确定5家中标入围单位；当各

标包有效投标人个数N在7-10时，每个标包确定4家中标入围单位；当各标包有效投标人个数N在4-6时，每个标包确定3家中标入围单位；当某标包有效投标人个数N在3家及以下时，该标包重新招标。

2.9二次竞价的选取规则
框架招标入围的单位，在后续具体项目实施前，发包人委托云南鸿立招标代理有限公司向入围的单位发出二次竞价邀请，从接受邀请并报价的单位中以经评审的最低价法，选择单位签订合同。各中标人二次响应报价不能超出本次框架性招投标确定的中标价格，否则该中标单位二次响应无效。

2.10本项目所涉的委托运维项目可能部分或全部取消，投标人应予以接受，投标人不得以此为由拒绝实施发包人委托运维的项目或向发包人提出索赔、补偿等。

3．投标人资格要求

本次招标采取资格后审方式对各位投标申请人进行资格审查，通过形式为合格制。

*3.1基本资格要求
3.1.1具有独立订立合同的资格，提供行政管理部门核发的营业执照或具有同等效力的证明资料；
3.1.2没有处于被责令停业，财产被接管、冻结，破产状态，并提供承诺；3.1.3经营状况良好，须提交最近3年的经审计的财务报表（递交文件截止在6月3及以前的提交前4个年度中连续3年度报表，递交文件截止在6月3后的提交前3个年度报表，成立不足3年的提供已有年份的报告）；
3.1.4近36个月内（投标截止日前36个月）不存在骗取中标、严重违约及因自身的责任而使任何合同被解除的情形，并提供承诺；
3.1.5具有完善的质量保证体系，通过第三方认证审核，并提供认证证书；3.1.6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在同一标段投标，提供承诺，以招标人或招标代理机构通过天眼查（https://www.tianyancha.com/）查询投标人实际控制人、股权结构信息为准；3.1.7没有纳入国家电投集团公司纪检监察机构查办的涉法案件涉及到的行贿企业以及行贿人实际控制的企业“黑名单”，以招标人或招标代理机构查询为准；
3.1.8没有纳入“信用中国”（https://www.creditchina.gov.cn/）严重失信主体名单、经营异常名录，以招标人或招标代理机构查询网站公布信息为准；3.1.9无尚未完成的重大被执行经济案件，没有被列入失信被执行人名单，重大经济案件指单项金额5000万元及以上或累计金额达到1亿元及以上，提供承诺，以招标人或招标代理机构查询中国执行信息公开网（http://zxgk.court.gov.cn/）公布信息为准；
3.1.10没有处于国家电力投资集团有限公司或国家电投集团云南国际电力投资有限公司相关文件确认的禁止投标的范围，以招标人或招标代理机构查询为准；
3.1.11本项目不接受联合体投标。

*3.2专项资格要求

3.2.1投标人应具备下列资质，并提供证书：
标包1：
（1）承装（修、试）电力设施许可证承装类四级及以上；（2）承装（修、试）电力设施许可证承修类二级及以上；（3）承装（修、试）电力设施许可证承试类四级及以上。

标包2：

（1）承装（修、试）电力设施许可证承装类四级及以上；（2）承装（修、试）电力设施许可证承修类四级及以上；（3）承装（修、试）电力设施许可证承试类四级及以上。

3.2.2近18个月内不存在较大及以上生产安全责任事故，近12个月在国家电投集团公司系统未发生人身死亡事故，并提供承诺。

3.2.3承包商及其分包商（如有）未被列入国家电投集团云南国际电力投资有限公司承包商“黑名单”库,以招标人或招标代理机构查询为准。

3.2.4业绩要求：
标包1：具有近5年内（投标截止日前5年）已完成至少2个110kV电压等级及以上项目的升压站（变电站）运维或电力设施维修业绩，须提供合同（包括但不限于合同封面、合同范围、签字盖章页等）及完工证明等证明材料。

标包2：具有近5年内（投标截止日前5年）已完成至少2个35kV电压等级及以上项目的升压站（变电站）运维或电力设施维修业绩，须提供合同（包括但不限于合同封面、合同范围、签字盖章页等）及完工证明等证明材料。

4．招标文件的获取

4.1招标文件发售方式注册后查看

4.2招标文件发售
2012月1至2012月323时59分（北京）。

招标文件自愿购买，一经售出，费用不退。

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