云南绿能新能源开发有限公司所属光伏电站2026年度财产保险服务项目招标-立方招采通

云南绿能新能源开发有限公司所属光伏电站2026年度财产保险服务项目招标

（招标编号：YDZFF20252598）

项目所在地区：云南省,昆明市

一、招标条件

本云南绿能新能源开发有限公司所属光伏电站2026年度财产保险服务项目已由

项目审批/核准/备案机关批准，项目资金来源为自筹资金342.374656万元，招

标人为云南绿能新能源开发有限公司。本项目已具备招标条件，现招标方式为

公开招标。

二、项目概况和招标范围

规模：装机161.8万KW

范围：本招标项目划分为1个标段，本次招标为其中的：

(001)云南绿能新能源开发有限公司所属光伏电站2026年度财产保险服务项目;

三、投标人资格要求

(001云南绿能新能源开发有限公司所属光伏电站2026年度财产保险服务项目)的

投标人资格能力要求：详见第七、其他;

本项目不允许联合体投标。

四、招标文件的获取

获取时间：从2025年12月16日08时30分到2025年12月22日17时30分

获取方式：现场获取或网上获取

五、投标文件的递交

递交截止时间：2026年01月05日10时00分

递交方式：纸质文件递交

六、开标时间及地点

开标时间：2026年01月05日10时00分

开标地点：详见招标文件

七、其他

1.招标条件

受云南绿能新能源开发有限公司委托，就云南绿能新能源开发有限公司所属光伏电站2026年

度财产保险服务项目（招标编号：YDZFF20252598）进行公开招标，项目资金已落实，已具备招标

条件，欢迎具有相应资格的单位参与投标。

2.项目概况与招标范围

2.1招标范围

云南绿能新能源开发有限公司所属光伏电站2026年度财产保险项目，电站范围包含目前已投

产电站及从合同生效之日起一年内预计投产的光伏电站。包括财产一切险、机器损坏险、公众责

任险等三个险种。投标人中标后，与招标人签订保险集中采购合同，与招标人所属企业分别签订

保险合同。投保具体情况如下：

表1处于质保期已投产光伏电站情况表

投保原值

序号电站名称装机（万K

W）财产一切险（万元）

机器损坏险（

万元）

公众责任险

累计赔偿限

额（万元）

1石头寨光伏发电项目（一期）5.317,881.1617,881.161,000.00

2石头寨光伏发电项目（二期）24,982.834,982.831,000.00

3曼恩茶光互补发电项目1544,034.5044,034.501,000.00

4八角亭茶光互补发电项目1029,356.3329,356.331,000.00

5嘎洒光伏发电项目312,362.3312,362.331,000.00

6班别光伏发电项目614,997.6014,997.601,000.00

7鸡田村光伏发电项目512,619.4612,619.461,000.00

8潘古里光伏发电项目311,124.0311,124.031,000.00

9雪山镇光伏发电项目1034,673.0834,673.081,000.00

10砌修塘光伏发电项目（二期）3080,271.2880,271.281,000.00

11南背帮光伏发电项目2065,794.9665,794.961,000.00

12石头寨茶光互补发电项目2062,931.7862,931.781,000.00

13勐达光光伏发电项目1225,987.4225,987.421,000.00

14旧寨村光伏发电项目3.510,549.3810,549.381,000.00

河头王家光伏发电项目

王小村光伏发电项目

小河村光伏发电项目

合计

备注：

161.8

18,603.32

13,231.33

10,277.29

469,678.08

18,603.32

13,231.33

10,277.29

469,678.08

1,000.00

17,000.00

1.上述表格中资产规模为暂估金额，具体投保金额以投保人提供的资产清单金额为准。

2.2保险方案

以下保险方案均针对具体单个项目约定，上述表中项目或表中未列出但在保险集采合同期限

内投产的单个具体项目，按照以下保险方案投保，投标人按照此方案进行报价，投标人可在此基

础上给出更加有利于招标人的保险方案：

2.2.1公众责任险

2.2.1.1公众责任险保险责任（以最终中标的主承保人在银保监备案的保险责任为准）：

（1）在保险期间内，被保险人在保险单载明的区域范围内因经营业务发生意外事故，造成第三者

的人身伤亡或财产损失，依照中华人民共和国法律（不包括港澳台地区法律）应由被保险人承担

的经济赔偿责任，保险人按照本保险合同约定负责赔偿。

（2）在保险期间内，发生本条款第三条所规定的意外事故造成第三者的人身伤亡，受害人或

其近亲属提出精神损害赔偿的，依照中华人民共和国（不包括港澳台地区）法院判决应由被保险

人承担的精神损害赔偿责任，保险人按照本保险合同约定负责赔偿。

（3）保险事故发生后，被保险人因保险事故而被提起仲裁或者诉讼的，对应由被保险人支付

的仲裁或诉讼费用以及事先经保险人书面同意支付的其他必要的、合理的法律费用，保险人按照

本保险合同约定也负责赔偿。

2.2.1.2公众责任险保额

（1）保险期间累计赔偿限额：RMB10000000

（2）每次事故赔偿限额：RMB10000000

其中：每次事故财产损失赔偿限额：RMB10000000

每次事故人身伤亡赔偿限额：RMB10000000

每次事故每人赔偿限额：RMB800000

2.2.2财产一切险（保额以投保资产清单为准）

财产一切险，附加地震拓展条款。

2.2.2.1财产一切险保险责任（以最终中标的主承保人在银保监备案的保险责任为准）：

（1）在保险期间内，由于自然灾害或意外事故造成保险标的直接物质损坏或灭失（以下简称“损

失”），保险人按照本保险合同的约定负责赔偿。

（2）前款原因造成的保险事故发生时，为抢救保险标的或防止灾害蔓延，采取必要的、合理

的措施而造成保险标的的损失，保险人按照本保险合同的约定也负责赔偿。

（3）保险事故发生后，被保险人为防止或减少保险标的的损失所支付的必要的、合理的费用

，保险人按照本保险合同的约定也负责赔偿。

2.2.2.2财产一切险免赔额及限额

（1）财产一切险免赔：每次事故绝对免赔2万元或损失金额的10%，两者以高者为准。

（2）财产险附加地震扩展条款免赔：每次事故绝对免赔40万元或损失金额的5%，两者以高者

为准。

（3）赔偿限额：无。

2.2.3机器损坏险（保额以投保资产清单为准）

2.2.3.1机器损坏险责任（以最终中标的主承保人在银保监备案的保险责任为准）：

在保险期间内，因下列原因引起或构成突然的、不可预料的意外事故造成的物质损坏或灭失(以下

简称“损失”)，保险人按照本保险合同的约定负责赔偿：

(1)设计、制造或安装错误、铸造和原材料缺陷；

(2)工人、技术人员操作错误、缺乏经验、技术不善、疏忽、过失、恶意行为；

(3)离心力引起的断裂；

(4)超负荷、超电压、碰线、电弧、漏电、短路、大气放电、感应电及其他电气原因；

（5）保险事故发生后，被保险人为防止或减少保险标的的损失所支付的必要的、合理的费用

，保险人按照本保险合同的约定也负责赔偿。

2.2.3.2机器损坏险免赔额及限额

（1）机器损坏险免赔：每次事故绝对免赔2万元或损失金额的10%，两者以高者为准。

（2）赔偿限额：无。

2.3项目概况

2.3.1已投产光伏项目

（1）石头寨光伏发电项目（一期）：该项目场址位于99°24′19"～99°28′13"、24°39′

40"～24°45′20"之间，位于昌宁县鸡飞乡南部的英韬村和八甲村之间的缓坡地带，场址中心距

离县城直线距离25km。海拔高程在1900～2200m之间。项目采用580Wp单晶硅组件，共布置13个/4

个3.2/2.88MW方阵，额定容量53.12MW，安装容量64.97624MWp。

（2）石头寨光伏发电项目（二期）：该项目场址坐标介于东经99°28′～99°30′、北纬24

°39′～24°45′之间，位于昌宁县鸡飞乡南部的英韬村和八甲村之间的缓坡地带，场址中心距

离县城直线距离25km。海拔高程在1900～2200m之间。项目为石头寨光伏电站项目二期，一期项目

装机容量53MW，本期（二期）项目装机容量20MW，一期项目已建设一座110KV升压站，二期项目不

新建升压站。项目采用580Wp单晶硅组件，共布置5/1/1个3.2/1.6/2.6MW方阵，额定容量20.16MW

，安装容量24.71728MWp。

（3）曼恩茶光互补发电项目：该项目场址位于云南省勐海县曼贺龙村，利用现有茶园，果园

进行建设，光伏场区总占地面积约3772.4亩，场址中心地理坐标为北纬21.963°，东经100.352°

，场区东临景洪市，南部、西部与缅甸接壤，北依普洱市。本工程设计安装328300块575Wp型单晶

硅光伏组件，额定容量为150MW，安装容量为188.7725MWp。电站采用分块发电、集中并网方案，

将系统分成45个3.2MW光伏发电单元、2个1.6MW光伏发电单元和3个1MW光伏发电单元。

（4）八角亭茶光互补发电项目：该项目场址位于云南省勐海县曼恩村，利用现有茶园，果园

进行建设，总占地面积约2512亩，中心地理坐标位于北纬21.938°、东经100.364°。场区东临景

洪市，南部、西部与缅甸接壤，北依普洱市。本工程设计安装219100块575Wp型单晶硅光伏组件，

额定容量为100MW，安装容量为125.9825MWp。电站采用分块发电、集中并网方案，将系统分成28

个3.2MW光伏发电单元、3个1.6MW光伏发电单元和6个1MW光伏发电单元。

（5）嘎洒光伏发电项目：该项目场址位于云南省西双版纳傣族自治州景洪市，场址海拔约为

900米，场址中心点位置坐标为E100°40′24″，N21°56′32″。本项目安装容量35.8848MWp，

额定容量为30MW。本工程采用分块发电、集中并网方案。光伏组件选用N型600Wp单晶硅光伏组件

，共计59808块；逆变器选用320kW组串式逆变器；光伏组件串由28块光伏组件串联组成，在固定

式支架上采用2行14列竖向排布方式。光伏阵列的运行方式采用固定式支架安装，固定倾角为20°

，共12个子阵，其中1.6MW组串式子阵4个，2.5MW组串式子阵3个，3.2MW组串式子阵5个。

（6）班别光伏发电项目：该项目场址位于云南省楚雄州永仁县维的乡的鲁村附近的山坡上，

额定容量60MW，安装容量71.736MWp，拟安装117600块610Wp单晶硅双面光伏组件，由4200个组串2

1个光伏阵列组成，配置逆变器200台，箱式变压器21台，以2回集电线路汇集电力，接入潘古里22

0kV升压站35kV侧母线。考虑在潘古里光伏发电项目场址西南方新建1座220kV升压站，主变容量为

190MVA，汇集鸡田村、潘古里、班别项目全部电力后，以1回220kV线路接入致信储能变电站。

（7）鸡田村光伏发电项目：该项目场址位于云南省楚雄州永仁县维的乡大保关村附近的山坡

上，额定容量50MW，安装容量59.8996MWp，拟安装98196块610Wp单晶硅双面光伏组件，由3507个

组串18个光伏阵列组成，配置逆变器167台，箱式变压器18台，以2回集电线路汇集电力，接入潘

古里220kV升压站35kV侧母线。考虑在潘古里光伏发电项目场址西南方新建1座220kV升压站，主变

容量为190MVA，汇集鸡田村、潘古里、班别项目全部电力后，以1回220kV线路接入致信储能变电

站。

（8）潘古里光伏发电项目：该项目场址位于云南省楚雄州永仁县维的乡大保关村附近的山坡

上，额定容量30MW，安装容量35.868MWp，拟安装58800块610Wp单晶硅双面光伏组件，由2100个组

串10个光伏阵列组成，配置逆变器100台，箱式变压器10台，以1回集电线路汇集电力，接入潘古

里220kV升压站35kV侧母线。考虑在潘古里光伏发电项目西南方新建1座220kV升压站，主变容量为

190MVA，潘古里光伏项目（30MW）以1回集电线路接入220kV潘古里升压站35kV侧母线，鸡田村光

伏项目（50MW）以2回集电线路接入220kV潘古里升压站35kV侧母线，班别光伏项目（60MW）以2回

集电线路接入220kV潘古里升压站35kV侧母线，潘古里220kV升压站汇集全部140MW电力后以1回220

kV线路接入致信储能升压站，线路长度约15km，导线截面按400mm2考虑。

（9）雪山镇光伏发电项目：该项目场址位于凤庆县雪山镇和雪山镇与三岔河镇交界附近，场

址地理坐标介于东经99°50'42"～100°0'32"，北纬24°16'16"～24°22'56"之间，海拔高程在1

430m～2090m之间，地形坡度大部分在25°～45°之间，场址中心距离凤庆县直线距离约32km。本

工程额定容量100MW，安装容量124.76MWp。光伏发电系统由5个3.60MWac、5个3.30MWac、7个3.00

MWac、5个2.70MWac、7个2.40MWac和8个1.8MWac的光伏子方阵构成光伏发电系统。

2.3.2预计1年内投产光伏项目

（1）砌修塘光伏发电项目（二期）：该项目场址位于云南省迪庆藏族自治州香格里拉市格咱

乡，利用现有其他草地、裸土地、裸岩石砾地以及覆盖度小于0.5的灌木林进行建设，光伏场区总

占地面积约7223亩，场址中心地理坐标为北纬28.1268°，东经99.9049°。本工程额定容量为300

MW，设计安装504504块660Wp型单晶硅光伏组件，安装容量为332.97264MWp。电站采用分块发电、

集中并网方案，将系统分成91个3.3MW光伏发电单元。

（2）南背帮光伏发电项目：该项目场址位于100°22'31"~100°27'18"、21°49'42"~21°54

'23"之间，位于勐海县勐混镇曼扫村、曼赛村一带山坡，场址地形开阔，适宜光伏建设。项目采

用575Wp单晶硅组件，共布置80（5/18/18/39）个1.5/1.8/2.4/3MW方阵，额定容量200MW，安装容

量246.9901MWp。

（3）石头寨茶光互补发电项目：该项目场址位于云南省勐海县勐宋乡，利用现有茶园，果园

进行建设，光伏场区总占地面积约4983亩，场址中心地理坐标为北纬22.0663°，东经100.5507°

，本工程设计安装437500块575Wp型单晶硅光伏组件，额定容量为200MW，安装容量为251.5625MWp

。电站采用分块发电、集中并网方案，将系统分成60个3.2MW光伏发电单元和5个1.6MW光伏发电单

元。

（4）勐达光光伏发电项目：该项目场址位于云南省勐海县勐混镇，利用现有茶园，果园进行

建设，光伏场区总占地面积约3100亩，场址中心地理坐标为北纬21.8642°，东经100.4145°，预

计本光伏电站安装容量为149.1MWp，本工程设计安装210000块710Wp型单晶硅光伏组件，额定容量

为120MW，安装容量为149.1MWp。电站采用分块发电、集中并网方案，将系统分成32个3.2MW光伏

发电单元、8个1.6MW光伏发电单元和5个1MW光伏发电单元。

（5）旧寨村光伏发电项目：该项目场址位于东经99°03′21"～99°04′50"、北纬25°25′

15"～25°26′32"之间，位于隆阳区瓦房彝族乡北部喜坪村和旧寨村附近的山脊缓坡地带，场址

中心距离隆阳区直线距离35km。海拔高程在2600～2900m之间。场址地形开阔，以南向坡和偏西南

向坡为主，整体上北高南低，东高西低，适宜光伏建设。项目采用620Wp单晶硅组件，共布置11个

3.2MW方阵，额定容量35.2MW，安装容量43.9208MWp。

（6）河头王家光伏发电项目：该项目位于云南省楚雄州牟定县，场址共划分为三个片区，片

区一位于安乐乡小力石村西北部的坡地上，场址中心坐标为东经101°43'15"、北纬25°31'15"，

场址海拔高度介于1860～2160m之间；片区二位于安乐乡羊旧村周边的坡地上，场址中心坐标为东

经101°49'22"、北纬25°30'02"，场址海拔高度介于1266~1770m之间；片区三位于安乐乡田坝心

村东部的坡地上，场址中心坐标为东经101°47'16"、北纬25°29'14"，场址海拔高度介于1461～

1660m之间。额定容量60MW，安装容量73.01MWp。拟安装124800块585Wp单晶硅双面光伏组件，由4

800个组串19个光伏阵列组成，配置逆变器200台，箱式变压器19台，以3回集电线路汇集电力。新

建一座220kV升压站，考虑后期王小村光伏发电项目的接入，主变容量选择为120MVA，电站以1回2

20kV线路接入220kV力石开关站，线路长度约8km，导线截面按照185mm2考虑。

（7）王小村光伏发电项目：该项目位于云南省楚雄州牟定县，项目场址分为两个片区，片区

一位于安乐乡大平地村周边的坡地上，场址中心坐标为东经101°49'10"、北纬25°31'24"，片区

二位于安乐乡羊旧村北部坡地上，场址中心坐标为东经101°49'23"、北纬25°30'47"，场址海拔

高度介于1299m～1670m之间王小村光伏发电项目位于云南省楚雄州牟定县，场址在和大平地村和

羊旧村周边的坡地上，额定容量60MW，安装容量73.01MWp，拟安装124800块585Wp单晶硅双面光伏

组件，由4800个组串23个光伏阵列组成，配置逆变器200台，箱式变压器23台，本项目与同期河头

王家光伏发电项目共同建设一座220kV升压站。

（8）小河村光伏发电项目：该项目位于云南省楚雄州永仁县维的乡么吉利村附近的山坡上，

额定容量50MW，安装容量59.90936MWp，拟安装96628块620Wp单晶硅双面光伏组件，由3451个组串

18个光伏阵列组成，配置逆变器167台，箱式变压器18台，以2回集电线路汇集电力，接入潘古里2

20kV升压站35kV侧母线。本项目考虑自建储能系统，本工程标称额定容量为50MW，其余项目140MW

的储能在本期配备，自建储能比例为本期不低于装机容量的10%，额定功率下持续放电时间为2h，

即本期自建储能容量为19MW/38MW·h。考虑在潘古里光伏发电项目场址西南方新建1座220kV升压

站，主变容量为190MVA，汇集鸡田村、潘古里、班别、小河村项目全部电力后，以1回220kV线路

接入致信储能变电站。

招标发布后，完成报名的投标人在签订保密承诺后可获取以上项目可行性研究报告或项

目情况说明，用以判断以上所有项目风险情况，获取资料包含项目所在地及项目建设条件等具体

情况（地点、地质情况、气候、抗震设防烈度等）。

2.4集中采购合同有效期及保险服务合同签订：招标人与中标人中的主承保人按照中标费率签

订集中采购保险合同，剩余两位中标人签订共保协议。集中采购合同自保险集中采购合同签订之

日起12个月。在此服务期限内，招标人所属企业可在任意时间与主承保人按照集中采购协议签订

单个项目的保险合同，剩余两位中标人签订共保协议。单个具体项目保险合同签订期限最长为12

个月，具体签订期限按照集中采购合同到期之日计算。不足一年的具体项目保险期限按照月数计

算，保险费率按照集采合同约定的年度费率乘以短期费率表百分比计算。短期费率表详见下表：

短期费率表

保险期间一个月二个月三个月四个月五个月六个月七个月八个月九个月十个月十一个月十二个月

年费率的百分比1020304050607080859095100

例如：集中采购合同到期之日为2026年12月31日，则集采合同签订时已投产项目合同期限为2

026年1月1日00时起2026年12月31日24时止，集采合同期限内新投产的项目具体保险合同的起始日期由招标人所属企

业或项目公司根据自身现有保险到期情况确定。

2.5保险合同续签：招标人有权根据中标人中标服务年度的服务情况，确定中标人直接续签下

年度保险协议。续签时根据上年出险和赔付情况，按照主承保人在银保监会备案的保费调整方案

进行费率续签。若招标人确定不再续签，则集中采购合同及单个项目保险合同同时到期，招标人

重新进行采购。续签期限最长为1年。

2.6标段划分

本次招标不划分标段。

3.投标人资格要求

3.1一般要求：投标人须是经国家保险监督管理机构批准的在中华人民共和国境内设立和营业

的保险公司或其授权的省级分公司或省级分支机构，营业执照应具有相关经营范围且在有效期内

，并依法取得国家金融监督管理总局（原中国银行保险监督管理委员会）核发的《经营保险业务

许可证》或《保险许可证》的保险公司；以省级分公司或省级分支机构身份投标时，投标人应具

有总公司的合法授权，需要有总公司出具的授权书，同一上级公司的两个分支机构不得同时参加

本项目。

3.2投标人信誉等方面应具备下列条件：

（1）没有处于被责令停产、停业或进入破产程序，生产经营正常且具备合同履约能力（提供

书面承诺或相关证明材料，格式自拟，需加盖公章）；

（2）没有处于行政主管部门禁止投标的处罚期内（提供书面承诺或相关证明材料，格式自拟

，需加盖公章）；

（3）投标人未被“中国执行信息公开网（违法失信主体”。投标人须提供“中国执行信息公开网”、“信用中国”网站查询结果证明材料

（查询时间为本发布之日起至投标文件提交截止时间止，最终以招标代理机构开标当天查询

为准）；

（4）法定代表人（负责人）或单位负责人为同一人的两个及两个以上法人，母公司、全资子

公司及其控股公司，不得在本招标项目中同时投标（提供书面承诺或相关证明材料，格式自拟，

需加盖公章）。

3.3财务要求：提供2022年～2024年经第三方审计的审计报告及财务报表(包括资产负债表、

利润表、现金流量表)，成立不满3年的，提供自成立至今经第三方审计的审计报告及财务报表(包

括资产负债表、利润表、现金流量表），成立不满1年的，提供自成立至今的财务报表(包括资产

负债表、利润表、现金流量表)。

3.4业绩要求：投标人近3年（2022年1月1日至今）承保过3个电力能源行业财产险项目，电力

能源行业范围包含“风电场，光伏电站，火电站，水电站，抽水蓄能电站，储能电站，核电站，输变电

项目等”（业绩证明材料：提供清晰的保险合同或保单或中标通知书等关键页复印件证明资料）。

3.5综合偿付能力：投标人2024年总公司综合偿付能力充足率不低于150%。

3.6其他要求：

本项目不接受联合体投标。

注：上述涉及网站内容由招标代理机构网上查询交由评标委员会审核。

4.确定中标人的方式

本项目选取3名中标人，其中排名第一的为主承保人，排名第二及第三的为共保体成员，本次

招标的执行费率以中标主承保人报价费率为准，其余承保人须按照中标主承保人的报价费率、承

保条件进行承保。共保体成员需完全同意、知晓、接受、履行第一中标候选人投标的费率和承保

条件。共保体成员需完全同意、知晓、接受、履行主承保人（首席承保人）的费率和承保条件。

评审委员会对通过的响应文件按综合评分由高到低的顺序推荐成交标候选人。当投标人得分相同

员会记名投票确定。

承保人，排名第二及第三的为共保体成员（排名前三的候选人中有放弃中标资格的，则依得分次

序排序确定后续投标人为中标候选人）。如果第一成交候选人不具备主承保人资格（即其不能承

担40%的承保份额或因银保监或其他监管要求不能作为主承保人的），但明确可以作为共保体成员

的，由排名第二的中标候选人作为主承保人，则排名第一和第三的中标候选人作为共保体成员，

以此类推。若共保体成员不同意、知晓、接受、履行主承保人（首席承保人）的费率和承保条件

，则视为放弃中标，按照评分高低次序依次确定后续排名投标人为中标人，成为共保体成员。

5.承保份额

主承保人和两名共保体的承保份额比例为4:3:3。共保体成员之间须签订《共保协议书》，并

向采购人提供进行报备，共保体成员与主承保人共同向采购人承担连带责任。

6.资格审查方式

本项目采用资格后审的方式。

7.招标文件的获取

7.1凡有意参加投标者，可采用下列任意一种方式获取招标文件：

7.1.1现场获取：请于2025年12月16日至2025年12月22日（法定公休日、节假日除外），每日

上午8时30分至12时00分，下午13时30分至17时30分（北京时间，下同），持以下资料获取

招标文件：①投标人需下载本项目的附件“文件获取登记表”填写并带至现场获取文件；②营业执照副

本（复印件加盖公章）；③若为法定代表人（单位负责人）获取招标文件，须提供法定代表人（

单位负责人）身份证明书及身份证原件；若为委托代理人获取招标文件，须提供授权委托书、法

定代表人（单位负责人）身份证明书及委托代理人身份证原件；④联系人的电话、E

mail等联系方式资料；⑤开户许可证或基本存款账户信息（复印件加盖单位公章）。

7.1.2网上获取：请于2025年12月16日至2025年12月22日17时30分前在网上获取电子招标文件及其它采购资料，网上获取招标文件截止

时间2025年12月22日17时30分。

7.2招标文件售价￥800元，招标文件售后不退。

8.投标文件的递交

8.1投标文件递交时间：2026年01月05日09时30分2026年01月05日10时00分。

8.2投标文件递交截止时间(投标截止时间)：2026年01月05日10时00分。

8.3投标文件递交地点：详见招标文件。

8.4逾期送达的、未送达指定地点的或者不按照招标文件要求密封的投标文件，招标人、招标

代理机构将予以拒收。

备注：发送（公司名称+项目名称+联系人及联系方式）到邮箱获取《登记表》

联系人：苏工

手机：13011866500

邮箱：zbcg2888@163.com

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