江门川岛一、二海上风电集中送出工程项目勘察设计、海上升压站建安及海上补偿站建安EPC总承包项目已具备招标条件，现对该项目进行国内资格后审公开招标。
2.项目概况与招标范围
2.1 项目概况、招标范围及标段（包）划分：2.1.1项目概况：
江门川岛一海上风电场址位于江门市西南侧海域、西侧紧邻阳江帆石场址，东南侧为领海线。场址东北侧距离下川岛约53公里，距离上川岛约64公里，距离北侧珍稀物种保护区超过11km，距离大帆石海洋保护区超过25km，距离北侧川岛二场址约1km。规划装机容量40万千瓦，场址面积47平方公里，场址中心离岸距离约68km。
江门川岛二海上风电场址位于江门市西南侧海域、西侧紧邻阳江帆石场址，东南侧为领海线。场址东北侧距离下川岛约50公里，距离上川岛约60公里，距离北侧珍稀物种保护区超过6km，距离大帆石海洋保护区超过20km，距离南侧川岛一场址约1km。规划装机容量40万千瓦，场址面积52平方公里，场址中心离岸距离约62km，水深介于39m～45m之间。
江门川岛一海上风电项目、川岛二海上风电项目规划装机容量均为400MW，总送出容量为800MW。川岛一、二风电机组发出电能均通过66kV集电海底电缆接入位于江门川岛一、川岛二海上风电场址中间预留通道东侧的一座500kV海上升压站，升压后通过2回500kV海底电缆送至海上无功补偿站，进行中间无功补偿，再送至登陆点。海上无功补偿站布置在500kV送出海缆中部区域，登陆点位于江门市台山市赤溪镇南部、台山电厂大坑水库入海口处北侧岸线。送出海缆从该段岸线登陆后采用电缆的方式接入位于国能粤电台山发电有限公司东北侧的陆上集控中心。
海上升压站拟布置2台525/66kV容量为425MVA的主变压器，500kV侧采用2个线变组接线，66kV侧采用二组单母接线。500kV海上无功补偿站拟布置4台525kV容量为262.5Mvar的三相一体自然冷却油浸式并联电抗器及500kV隔离开关及接地开关，500kV配电装置采用气体绝缘GIS设备。海上升压站采用2回500kV（三芯3×630mm²）XLPE绝缘海底电缆送至500kV海上无功补偿站，经中间无功补偿后再送至陆上登陆点，单回海缆长度约122km。
陆上集控中心接入系统方案暂定按本期新建1回500kV线路接入铜鼓电厂500kV母线，利用铜鼓电厂送出通道实现电力外送，最终送出方案以电网公司批复为准。
其中，海上升压站、海上补偿站、陆上集控中心、2回500kV集中送出海缆属于江门川岛一、二海上风电集中送出工程项目。集中送出工程按照川岛一与川岛二共建共用考虑。
2.1.2招标范围：
本项目划分为一个标段。本项目经广东新能源有限公司代采，最终合同由江门风能开发有限公司和中广核新能源（江门）有限公司签订。本次招标采用EPC总承包模式，主要包括江门川岛一、二海上风电集中送出工程勘测设计，500kV海上升压站及500kV海上补偿站设备和材料采购、下部基础及上部组块建造、舾装、防腐、运输、海上施工安装、站内设备安装调试和试验，陆上集控中心、海上升压站及海上补偿站电气二次设备采购及系统接口服务，相关合法合规手续和专项服务，以及海洋牧场专业工程（暂估价），以及牵头管理发包人招采的海缆标段范围的工作等。承包人应在合同约定范围内对勘察设计、采购、建造安装、调试试验、质量、安全、环保、进度、接口协调、验收移交和质保服务承担总承包责任。具体如下：
2.1.2.1 江门川岛一、二海上风电集中送出工程勘测设计
包括但不限于：海上升压站、海上补偿站、2回500kV送出海缆及其路由、海缆登陆及登陆点至陆上集控中心段、陆上集控中心、陆上集控中心至铜鼓BC电厂500kV送出线路、铜鼓BC电厂500kV间隔扩建（改造）以及与集中送出工程相关的结构、电气一次、二次、热控、通信、消防、暖通、给排水、防雷接地、安全监测等系统。工作阶段包括勘察测绘、初步设计、招标设计、施工图设计、竣工图编制及全过程设计服务；负责相关系统计算、专题研究、设备及工程技术规范编制、工程量清单编制、设计接口管理、设计联络、设计交底、设计变更、现场设代、配合审查验收及资料归档等工作。相关专题报告、文件的编制、评审和会务组织按发包人要求及合同约定执行。
2.1.2.2 设备及材料采购
承包人负责海上升压站、海上补偿站建设和完整运行所需设备、材料及备品备件、专用工具、生产工器具等的采购、制造协调、催交、监造配合、工厂试验、包装、运输、交货、验收、保管、安装指导、调试配合、技术培训及资料移交；同时负责陆上集控中心电气二次设备的采购及相应技术服务。主要包括：
（1）电气一次设备采购
负责海上升压站、海上补偿站电气一次设备及其附件的采购和相关服务。
（2）电气二次设备采购
负责海上升压站、海上补偿站及陆上集控中心电气二次、监控保护、通信、调度自动化、计量、网络安全、应急通讯、海事通讯、视频监控、火灾报警等所有辅控系统及相关配套设备的采购和系统接口服务。陆上集控中心二次设备的现场安装施工不属于本标段，承包人应负责供货、配合验收、安装指导、接口协调、调试配合和质保服务。
（3）其他设备和材料
负责海上升压站、海上补偿站暖通、消防、给排水、站用电及应急电源、照明、安防、海事安全、航标及航空警示、安全监测、结构及腐蚀监测、吊装检修、逃救生、舾装等系统和设施所需设备材料，以及钢结构涂料、电力电缆、控制电缆、光缆、辅助材料、标识标牌等。海上升压站、海上无功补偿站临时生产办公、电器等均由投标人负责。
2.1.2.3 建造、运输、安装及调试（且为满足本工程正常调试、运行的需要及确保工程完整性的项目，在以下项目中未表述的均应包括在建筑及安装范围内）：
（1）海上升压站及海上补偿站下部基础。包括钢管桩、导管架、灌浆连接管、靠船及登乘设施、J型管、阴极保护、电缆管、灌浆封隔及其他附属构件的制作、防腐、检验、运输、海上沉桩、导管架安装、灌浆和相关施工。
（2）海上升压站及海上补偿站上部组块。包括钢结构制作、拼装、舾装、防腐、设备基础及附属设施施工，设备安装、厂内单体调试，装船、海上运输、海上整体安装及安装后恢复、检查和消缺等。
（3）设备安装和调试。负责海上升压站、海上补偿站站内电气一次、二次及辅助系统设备的安装、单体试验、交接试验、分系统调试和站内联调；配合风电场、500kV海缆、陆上集控中心、铜鼓BC电厂及电网侧开展整体联调联试、涉网试验、调度自动化、继电保护、安全自动装置、网络安全、计量和通信等相关工作，并完成本标段设备数据接入各级集控、集运系统的相关工作。
2.1.2.4其他：
（1）手续办理及专项服务。负责送出工程勘察设计、海上升压站和海上补偿站建造安装所需的海事、通航安全、临时及永久航标、海图更新、施工期环境保护、水土保持、消防、防雷、安全、职业卫生、配合质量监督等相关手续、专题报告及专项验收工作，并按合同约定承担与其他标段的设计接口及协调配合。
（2）海洋牧场专业工程按专业工程暂估价列入本合同，由发包人依法组织招标确定实施单位及价格后按合同约定纳入本合同。承包人负责相应的总承包管理、设计接口、进度衔接、质量安全协调和资料汇总等工作。
（3）负责合同约定的智慧运营管理系统、创优策划咨询、专项检测监测、成果数字化及其他专项服务，具体内容以发包人要求和技术文件为准。
2.1.2.5 工程界面及不包含范围
（1）500kV海缆及其附件采购、运输敷设和登陆段实体施工不属于本标段；本标段承担相应勘察设计、系统计算、技术规范编制、接口设计和协调配合。
（2）陆上集控中心场平、桩基（如有）、建筑、绿化、安装施工以及除电气二次设备以外的电气设备采购不属于本标段；陆上集控中心勘察设计及电气二次设备采购属于本标段。
（3）铜鼓BC电厂500kV间隔扩建（改造）的实体设备采购和施工不属于本标段；相关设计、接入接口和协调工作属于本标段。
（4）各专业、各标段的供货、施工、调试及验收具体分界以招标文件《工程范围划分》及发包人要求为准。
详见发包人要求及相关技术文件。
2.1.3计划工期：主体工程预计2026年12月至2027年12月，具体开工时间及里程碑节点以招标文件和发包人通知为准。
2.1.4质量要求：工程质量满足国家、行业现行标准及集团、电力相关要求，争创中国电力优质工程奖，并按相应创优标准实施全过程质量管理和验收
2.2 其他：/
3.投标人资格要求
3.1 资质条件和业绩要求：
【1】资质要求：（1）投标人须为依法注册的独立法人或其他组织，须提供有效的证明文件。（2）（投标人为设计单位的要求此项）投标人须具有并提供有效的工程设计综合甲级资质及工程勘察综合甲级资质。（3）（投标人为施工单位的要求此项）投标人须具有并提供有效的电力工程施工总承包一级及以上等级资质证书和有效的安全生产许可证。
【2】财务要求：/
【3】业绩要求：2021年10月至投标截止日（以合同签订时间为准），投标人须至少具有独立或牵头承担300MW及以上海上风电项目主体工程EPC的合同业绩2份（合同范围需包括海上升压站），且均已完工。投标人须提供能证明本次招标业绩要求的合同和对应的用户证明扫描件，合同扫描件须至少包含：合同买卖双方盖章页、合同签订时间和业绩要求中的关键信息页；用户证明须由最终用户盖章，可以是验收证明、使用证明、回访记录或其他能证明合同标的物已完工的材料（若合同甲方不是最终用户，合同甲方获取的最终用户证明也可）。
【4】信誉要求：/
【5】项目经理的资格要求：（1）投标人须提供拟任项目经理有效的一级建造师注册证书（港口与航道工程或机电工程或建筑工程专业）和有效的安全生产考核合格证（B类）；或有效的高级及以上专业技术职称证书。
（2）项目经理须至少具有1个海上风电项目EPC总承包（范围需包括海上升压站）项目经理（或项目副经理）的经历,投标人须提供能证明项目经理（或项目副经理）业绩的合同，若合同中无项目经理（或项目副经理）姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、项目经理及单位名称），投标人自行出具的任命文件无效。
【6】设计负责人的资格要求：（投标人为设计单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担设计工作的，按承担认定）
（1）投标人须提供拟任设计负责人有效的勘察设计注册工程师注册证书（若执业资格国家未开展注册，可提供执业资格证书）。
（2）设计负责人须至少具有1个担任海上风电项目设计负责人的经历，投标人须提供能证明设计负责人业绩的合同，若合同中无设计负责人姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、设计负责人及单位名称），投标人自行出具的任命文件无效。
【7】施工负责人的资格要求：（投标人为施工单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担施工工作的，按承担认定）
（1）投标人须提供拟任施工负责人有效的一级建造师注册证书（港口与航道工程或建筑工程或机电工程专业）和有效的安全生产考核合格证（B类）。
（2）施工负责人须至少具有1个担任海上风电项目（范围需包含海上升压站建造或安装）施工负责人的经历，投标人须提供能证明施工负责人业绩的合同，若合同中无施工负责人姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、施工负责人及单位名称），投标人自行出具的任命文件无效。
【8】施工机械设备：/
【9】项目管理机构及人员：（投标人为施工单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担施工工作的，按承担认定）
投标人须提供拟任安全负责人（或安全总监）有效的中级及以上注册安全工程师资格证，及提供拟任技术负责人有效的中级及以上工程师职称证书。
【10】采购货物要求：/
【11】其他要求：本章资格要求中的所有人员均须为投标人在册正式人员，提供近一年内（2025 年9月至投标截止日）至少连续6个月在投标单位缴纳社会保险的缴费证明(缴费证明材料可以是：社保网站养老险查询信息网页截图、或带有社保机构印章的社会保险个人权益记录、或加盖社保机构印章的社保证明缴纳材料）。
3.2 本项目不接受联合体投标。
4.招标文件获取
招标文件开始购买时间2026-10-01 10:00:00，招标文件购买截止时间2026-10-12 16:00:00。
购买招标文件的投标人,请联系办理供应商会员事宜，未在中国电力招标采购网（www.dlztb.com）上注册会员的单位应先点击注册。成为正式供应商后根据招标公告的相应说明在线完成招标文件的购买!为保证您能够顺利投标，具体要求及购买标书操作流程以公告详细内容为准!
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