keyboard_arrow_up

Consiliul Local Timisoara

Hotararea 201/26.05.2009 privind aprobarea Master Plan (MP) pentru Instalaţii Mari de Ardere (LCP-uri) şi sistem de Termoficare (ST) în Municipiul TIMIŞOARA

26.05.2009

Hotararea Consiliului Local 201/26.05.2009
privind aprobarea Master Plan (MP) pentru Instalaţii Mari de Ardere (LCP-uri) şi sistem de Termoficare (ST) în Municipiul TIMIŞOARA


Consiliul Local al Municipiului Timisoara

Având în vedere Referatul nr. SC2009-6553 / 06.05.2009 - al Primarului Municipiului Timisoara, domnul GHEORGHE CIUHANDU;
Având în vedere avizele Comisiei pentru studii, prognoze, economie, buget, finanţe, impozite şi taxe, Comisiei pentru dezvoltare urbanistică, amenajarea teritoriului şi patrimoniu, Comisiei pentru administrarea domeniului public şi privat, servicii publice şi comerţ, regii autonome şi societăţi comerciale, Comisiei pentru administraţie locală, juridică, ordine publică, drepturile omului şi probleme ale minorităţilor, Comisiei pentru cultură, ştiinţă, învăţământ, sănătate, protecţie socială, turism, ecologie, sport şi culte din cadrul Consiliului Local al Municipiului Timişoara;
Având în vedere Ghidul Solicitantului -Axa Prioritară 3 -POS Mediu "Reducerea poluării şi minimizarea efectelor schimbărilor climatice prin reabilitarea sistemelor de încălzire urbană, vizând atingerea ţintelor de eficienţă energetică în zonele prioritare identificate";
În conformitatea cu prevederile art. 36 alin. (2) lit. b) şi alin. (4) lit. f) din Legea nr. 215/2001 privind administraţia publică locală, republicată şi modificată;
În temeiul art. 45 din Legea nr. 215/2001 privind administraţia publică locală, republicată şi modificată;


HOTARASTE

Art.1: Se aprobă Master Planul (MP) pentru Instalaţii Mari de Ardere (LCP-uri) şi Sistem de Termoficare (ST) în Municipiul TIMIŞOARA, conform Anexei ce face parte integrantă din prezenta hotărâre.

Art.2 : Cu aducerea la îndeplinire a prezentei hotarâri se încredinteaza Unitatea de Management a Proiectului din cadrul Primăriei Municipiului Timişoara constituită prin Dispoziţia nr. 1045 / 14.04.2009 a Primarului Municipiului Timişoara şi S.C. Colterm S.A.

Art. 3: Prezenta hotărâre se comunică:
- Instituţiei Prefectului - Judeţul Timiş;
- Primarului Municipiului Timişoara;
- Consiliului Judeţean Timiş;
- Serviciului Juridic;
- Direcţiei Economice;
- Direcţiei Edilitare;
- Membrilor Unităţii de Implementare a Proiectului;
- Directiei Urbanism;
- Directiei Patrimoniu;
- Directiei de Mediu;
- Directiei Comunicare;
- Directiei Dezvoltare;
- Directiei Drumuri si Transporturi;
- Biroului Control Intern şi Managementul Calităţii;
- S.C. Colterm S.A.;
- Mass - media locale.



Presedinte de sedinta
RADU ADRIAN PAU
Contrasemneaza
SECRETAR IOAN COJOCARI

Atasament: 25_Annex_2.10.1-1_CET_Center_Actual_RO.pdf

Annex 2.10.1-1: CET Center, actual situation

LCP1 LCP2 LCP3 LCP4 LCP5

Grup

Turbina 3 MW Schimbator IC 21,5 MW

Pompe IC

intrare IC

IESIRE IC

Grup1

CAF1 58MW

Grup2

CAF2 58MW

Grup3

CAF3 116MW

Grup4

CAF4 116MW

Grup5

CAF5 116MW

Cazan cu abur 1 35 t/h

Cazan cu abur 7 12 t/h

cazan cu abur 8 12 t/h

Atasament: 24_Annex_2.7.1-1_SankyDiagrams_Timisoara_RO.pdf

2005 2006 2007

Pierderi Pierderi retea retea distributie transport Locuinte

392943 598104 3548048 409683 538729 3313628 Energie termica 431451 527151 2952003 3158447

2939278 Total 2619093 pierderi Servicii

991047 4106133 217180 948412 3828770 177929 958602 3442134 171999

Abur catre consumatori Institutii 1,2 bar publice

91422 340905 Apa calda si sistemele insula 12667 337213 robinet

5188602 720 318132 947686 4789849 889492 4401456 823041

Industrie 0 0 0

CET Centru + CET Sud

Total bilanta energetica sistemul de incalzire centralizata

Energie apa calda vanduta consumatorilor

Total iesire energie

Atasament: 23_Annex_2.7.1-1_SankyDiagrams_Timisoara_RO.pdf

2005 2006 2007

Total energie Total energie produsa in produsa in cazanele cazanele CET Centru Apa calda livrata Caldura cogenerare CET Sud Apa calda livrata Caldura cogenerare

2977118 2782871 553691 1567929 1617336 0 2828171 2782146 522149 1675554 1700050 0 2642129 2641066 488427 1594471 1611405 418416

Abur industrial livrat Abur industrial livrat 91422 0 12667 0

0 720

Utilizare interna abur Utilizare interna abur 102825 0 33358 0 1063 0

CET Centru CET Sud

Bilant energetic total CET Centru si CET Sud

Atasament: 22_Annex_2.7.1-1_SankyDiagrams_Timisoara_RO.pdf

2005 2006 2007

LCP1-CAF1 LCP2-CAF2 Intrare gaz Intrare gaz

0 295314 0 229474 0 326998

Intrare HFO Iesire energie termica Iesire HFO Iesire energie termica

NA 0 NA 256710 NA 0 NA 204339 NA 0 NA 294983

NA 86,92 NA 89,04 NA 90,2

LCP3-CAF3 LCP4-CAF4 Intrare gaz Intrare gaz

0 1452820 0 1128928

986099 695684

Intrare HFO Iesire energie termica Iesire HFO Iesire energie termica

0 0 0 1262912 0 0 0 1005276 0 890784 0 628775

NA 86,92 NA 89,04

90,33 90,38

LCP5-CAF5 CA1 Intrare gaz Intrare gaz

1221452 365661 956805 476482 116278 538008

Intrare HFO Iesire energie termica Intrare HFO Iesire energie termica

0 1068288 181511 479870 0 852005 0 439317 0 105039 0 496044

87,46 87,7 89,04 92,2 90,33 92,2

CA2 CA3 Intrare gaz Intrare gaz

0 193052 0 193801

2241 181481

Intrare HFO Iesire energie termica Intrare HFO Iesire energie termica

NA 0 NA 169307 NA 0 NA 178685 NA 2067 NA 167236

0 87,7 0 92,2

92,2 92,2

CA6 CA7 Intrare gaz Intrare gaz

14287 0 24235 15013

0 30759

Intrare HFO Iesire energie termica Intrare HFO Iesire energie termica

181511 171914 NA 0 21362 42041 NA 51093

0 0 NA 28360

87,7 NA 92,2 92,2

NA 92,2

CA8 Intrare gaz

0 56343 31281

Intrare HFO Iesire energie termica

NA 0 NA 55415 NA 28841

NA 92,2 92,2

Eficienta Eficienta

Eficienta

Bilant detaliat cazane CET Centru

Eficienta Eficienta

Eficienta Eficienta

Eficienta Eficienta

Eficienta Eficienta

Atasament: 21_Annex_2.7.1-1_SankyDiagrams_Timisoara_RO.pdf

2005 2006 2007 LCP6 LCP7

Intrare carbuni CA1 Intrare carbuni CAF1

0 205320 0 904577

98285 486234

Intrare gaz CA1 Iesire energie termica CA1 Intrare gaz CAF1 Iesire energie termica CAF1

0 0 64097 247756 0 0 261585 941728

50647 131900 185462 518080

NA 91,96 NA 80,57

89,77% 77,13

Intrare carbuni CA2 Intrare carbuni CAF2

97041 934853 9443 426909

293854 263784

Intrare gaz CA2 Iesire energie termica CA2 Intrare gaz CAF2 Iesire energie termica CAF2

111141 189374 343372 1102133 5701 12637 117128 417993

147904 363068 156675 293509

90.96 86,22 83.44 78,47

82,81 69,8 Intrare carbuni CA3

21311 206164 245112

Intrare gaz CA3 Iesire energie termica CA3

13796 28666 156613 303196 110565 287913

81,65 83,57 80,94

Intrare carbuni LCP6 Intrare carbuni LCP7

118352 1140173 215607 1331486 635251 750018

Intrare gaz LCP6 Iesire energie termica LCP6 Intrare gaz LCP7 Iesire energie termica LCP7

124937 218241 407469 1349889 162314 315833 378713 1359721 309116 782881 342137 811590

89,7 87,22 83,57 79,5 82,9 74,31

Eficienta LCP6 Eficienta LCP7

Bilant detaliat cazane CET Sud

Recapitulari LCP6 Recapitulari LCP7

Eficienta CA1

Eficienta CA2

Eficienta CA3

Eficienta CAF1

Eficienta CAF2

Atasament: 20_Annex_2.6.2-4_LandfillsCessationDeadlines_RO.pdf

Anexa 2.6.2-4

Depozite oentru deşeuri industriale nepericuloase cu încetarea activităţii de depozitare a deşeurilor lichide după termenele limită specificate

Judeţ Operator Depozit Termen limită

încetare activitate Arad SC CET Arad Arad 31.12.2013 BACĂU CET Bacău Furnicari - Bacău 31.12.2012 BIHOR SC ELECTROCENTRALE

ORADEA SA Şantăul Mic 31.12.2013

BIHOR SC ELECTROCENTRALE ORADEA SA

Şantăul Mic 31.12.2013

BIHOR SC ELECTROCENTRALE ORADEA SA

Şantăul Mic 31.12.2013

DÂMBOVIŢA SC TERMOELECTRICA SA - SE Doiceşti

Doiceşti 31.12.2008

DOLJ COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA – SE Craiova

Valea Mânăstirii 31.12.2009

DOLJ COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA – SE Işalniţa

Işalniţa II 31.12.2009

DOLJ COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA – SE Işalniţa

Işalniţa I 31.12.2009

GIURGIU SC Uzina Termoelectrică Giurgiu SA

Giurgiu 31.12.2011

GORJ SC COMPLEXUL ENERGETIC ROVINARI SA

Cicani - Betereaga 31.12.2008

GORJ SC COMPLEXUL ENERGETIC TURCENI

Valea Ceplea 31.12.2012

GORJ SC COMPLEXUL ENERGETIC TURCENI

Valea Ceplea 31.12.2012

HUNEDOARA SC ELECTROCENTRALE DEVA SA

Bejan 31.12.2010

HUNEDOARA SC ELECTROCENTRALE DEVA SA – SE Paroşeni

Căprişoara 31.12.2009

IAŞI CET II Iaşi Holboca 31.12.2013 MEHEDINŢI RAAN Dr. Tr. Severin -

Sucursala ROMAG - TERMO Dr. Tr. Severin

31.12.2008

SĂLAJ SC Uzina Electrică Zalău Hereclean - Panic 31.12.2013 SUCEAVA SC TERMICA SA Suceava Suceava 31.12.2009 VÂLCEA SC CET Govora SA Govora 31.12.2012 ALBA SC BEGA UPSOM Ocna Mureş

Ocna Mureş 31.12.2007

TULCEA SC ALUM Tulcea Tulcea 31.12.2010 VÂLCEA SC UZINELE SODICE Govora Govora 31.12.2012

Atasament: 19_Annex_2.6.2-3_LimitValuesMO592_RO.pdf

1

Anexa 2.6.2-3

Valori limită, marge, toleranţe şi termene limită pentru SO2, NOx şi praf în aer Ordinul de ministru 592/2002 privind aprobarea Regulamentului stabileşte valorile limită, valorile prag şi criteriile şi metodele de evaluare pentru bioxidul de sulf, bioxidul de azot şi oxizii de azot, materie particule (PM10 and PM2.5), plumb, benzen, monixid de carbon şi ozon în aer. Valorile limită, marjele, toleranţele şi termenele limită. Valorile limită trebuie exprimate în µg/m3. Volumul trebuie exprimat în condiţii standard (temperatură de 293 K şi presiune de 101.3 kPa).

1. Bioxid de sulf

Perioadă de mediere a valorilor

Valoare limită value [µg/m3]

Marjă de toleranţă [µg/m3] Termen limită

1. Valoare limită din oră în oră pentru protecţia sănătăţii populaţiei

1 oră 350 – a nu fi depăşită de mai mult de 24 de ori într-un an calendaristic

150 (43%) în urma intrării în vigoare a acestui Ordin, redusă la 1 ianuarie 2004 şi apoi la fiecare 12 luni prin procente anuale egale pentru a atinge 0% până la 1 ianuarie 2007

01.01.2007

2. Valoare limită zilnică pentru protecţia sănătăţii populaţiei

24 ore 125 – a nu fi depăşită de mai mult de 3 ori într- un an calendaristic

Niciuna 01.01.2007

3. Valoare limită pentru protecţia ecosistemului

An calendaristic şi ianră (1 octombrie – 31 martie)

20 Niciuna 01.01.2007

2. Bioxid de azot şi oxizi de azot

Perioadă de mediere a valorilor

Valoare limită [µg/m3]

Marjă de toleranţă [µg/m3] Termen limită

1. Valoare limită din oră în oră pentru protecţia sănătăţii populaţiei

1 oră 200 – a nu fi depăşită de mai mult de 18 ori într- un an calendaristic

100 (50%) în urma intrării în vigoare a acestui Ordin, redusă la 1 ianuarie 2005, şi apoi la fiecare 12 luni prin procente anuale egale pentru a atinge 0% până la 1 ianuarie 2010

01.01.2010

2. Valoare limită anuală pentru protecţia sănătăţii

An calendaristic

40 20 µg/m3 (50%) în urma intrării în vigoare a acestui Ordin, redusă la 1 ianuarie

01.01.2010

2

Perioadă de mediere a valorilor

Valoare limită [µg/m3]

Marjă de toleranţă [µg/m3] Termen limită

populaţiei ianuarie 2005, şi apoi la fiecare 12 luni prin procente anuale egale pentru a atinge 0% până la 1 ianuarie 2010

3. Valoare limită anuală pentru protecţia vegetaţiei

An calendaristic

30 Niciuna 01.01.2007

3. Materie particule (PM10)

Perioadă de mediere a valorilor

Valoare limită [µg/m3]

Marjă de toleranţă [µg/m3] Termen limită

Etapa 1

1. Valoare limită zilnică pentru protecţia sănătăţii populaţiei

24 ore 50 – a nu fi depăşită de mai mult de 35 de ori de-a lungul unui an calendaristic

25 (50%) în urma intrării în vigoare a acestui Ordin, redusă la 1 ianuarie 2005 şi apoi la fiecare 12 luni prin procente anuale egale pentru a atinge 0% până la 1 ianuarie 2007

01.01.2007

2. Valoare limită anuală pentru protecţia sănătăţii populaţiei

An calendaristic

40 25 (50%) în urma intrării în vigoare a acestui Ordin, redusă la 1 ianuarie 2005 şi apoi la fiecare 12 luni prin procente anuale egale pentru a atinge 0% până la 1 ianuarie 2007

01.01.2007

Etapa 2

1. Valoare limită zilnică pentru protecţia sănătăţii populaţiei

24 ore 50 – a nu fi depăţită de mai mult de 7 ori de-a lungul unui an calendristic

A fi dedusă din date şi să fie echivelantă cu valoarea limită din Etapa 1

01.01.2010

2. Valoare limită anuală pentru protecţia sănătăţii populaţiei

An calendaristic

20 10 (50%) la 1 ianuarie 2007, şi apoi redusă la fiecare 12 luni prin procente anuale egale pentru a atinge 0% până la 1 ianuarie 2010

01.01.2010

Atasament: 18_Annex_2.6.2-2_AccessionTreatyNegotiations_RO.pdf

1

Anexa 2.6.6-2 Negocierea Tratatului de Aderare NEGOCIERI PENTRU ADERAREA LA UNIUNEA EUROPEANĂ A ROMÂNIEI ŞI A BULGARIEI Bruxelles, 31 Martie 2005 3. 32001 L 0080: Directiva 2001/80/EC a Parlamentului European şi a Consiliului European din data de 23 octombrie 2001 cu privire la limitarea anumitor emisii poluante de către marile uzine cu ardere de combustibil ( OJ L 309, 27.11.2001, p. 1), rectificată prin: -12003 T : Act ce priveşte condiţiile aderării şi corectarea Tratatului- Aderarea Cehiei, Estoniei, Ciprului, Letoniei, Lituaniei, Ungariei, Maltei, Poloniei, Sloveniei şi Slovaciei (OJ L 236, 23.9.2003, p. 33). (a) Prin derogare de la articolul 4(3) şi a părţii A din Anexa III şi IV a Directivei 2001/80/EC, valorile limită ale emisiilor de dioxid de sulf nu se vor aplica în România până la data indicată pentru fiecare uzină în parte, după cum urmează: Până la 31 decembrie 2008: S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 1, 4 cazane electrice x 264 MWth Până la 31 decembrie 2008: S.C. TERMOELECTRICA SE DOICEŞTI Nr. 1, cazane cu abur x 470 MWth Până la 31 decembrie 2010 S.C. COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA S.E. CRAIOVA II – Nr. 1, 2 cazane x 396,5 MWth S.C. COMPLEXUL ENERGETIC TURCENI SA Nr. 2, 2 cazane electrice x 789 MWth S.C. COMPLEXUL ENERGETIC TURCENI SA Nr. 3, 2 cazane electrice x 789 MWth S.C. TERMOELECTRICA SE PAROŞENI Nr. 2, 1 cazane cu abur Benson x 467 MWth + 1 cazane cu apa caldă x 120 MWth RAAN, FILIALA ROMAG TERMO NR. 2, 3 cazane x 330 MWth S.C. COLTERM SA Nr. 7, 1 cazane cu apă caldă x 116 MWth Până la 31 decembrie 2011: CET ARAD Nr. 2, 2 cazane industriale cu abur x 80 MWth S.C. COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA S.E. CRAIOVA II – Nr. 2, 2 CAF x 116 MWth + 2 x CR 68 MWth S.C. COMPLEXUL ENERGETIC ROVINARI SA No. 2, 2 cazane cu abur x 879 MWth S.C. TERMOELECTRICA GIURGIU Nr. 1, 3 cazane energetice cu aburi x 285 MWth S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 2, 4 cazane electrice x 264 MWth S.C. PETROTEL-LUKOIL SA Nr. 1, 2 DAV3 + HPM 1 x 45 MWth + 14,7 MWth + 11,4 MWth S.C. PETROTEL-LUKOIL SA No. 2, 3 cazane cu abur tehnologic x 105,5 MWth S.C. C.E.T. GOVORA No. 3, 1 cazan x 285 MWth Până la 31 decembrie 2012: CET BACĂU Nr. 1, 1 cazan cu abur x 343 MWth SC ELCEN BUCUREŞTI VEST Nr. 1, 2 cazane cu abur x 458 MWth SC COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA S.E. IŞALNIŢA, 4 cazane x 473 MWth Până la 31 decembrie 2013: CET ARAD Nr. 1, 1 cazan cu abur x 403 MWth S.C. ELECTROCENTRALE ORADEA SA Nr. 2, 2 cazane cu abur în grup x 300 MWth + 269 MWth S.C. TERMOELECTRICA SA, SUCURSALA ELECTROCENTRALE BRĂILA, 6 cazane cu abur x 264 MWth S.C. CET BRAŞOV SA No. 1, 2 cazane x 337 MWth S.C. ELCEN BUCUREŞTI SUD Nr. 1, 4 cazane cu abur x 287 MWth S.C. ELCEN BUCUREŞTI SUD Nr. 2, 2 cazane cu abur x 458 MWth S.C. ELCEN BUCUREŞTI PROGRESUL Nr. 1, 4 cazane cu abur x 287 MWth S.C. COMPLEXUL ENERGETIC ROVINARI SA Nr. 1, 2 cazane cu abur x 878 MWth S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 3, 4 cazane electrice x 264 MWth S.C. C.E.T. IAŞI II, 2 cazane cu abur x 305 MWth S.C. UZINA ELECTRICĂ ZALĂU Nr. 1, 4 cazane industriale cu abur x 85,4 MWth

2

S.C.TERMICA S.A SUCEAVA Nr. 1, 2 cazane x 296 MWth S.C. COLTERM SA Nr. 5, 1 cazan cu apă caldă x 116,3 MWth S.C. COLTERM SA Nr. 6, 3 cazane cu abur x 81,4 MWth S.C. C.E.T. GOVORA Nr. 2, 2 cazane x 285 MWth În timpul acestei perioade de tranziţie, emisiile de dioxid de sulf provenite din uzinele cu ardere de combustibil, în conformitate cu Directiva 2001/80/EC, trebuie să se înscrie în următoarele limite: -până în 2007: 540 000 tone SO2/an; -până în 2008: 530 000 tone SO2/an; -până în 2010: 336 000 tone SO2/an; -până în 2013: 148 000 tone SO2/an. (b) Prin derogare de la Articolul 4(3) şi a părţii A din Anexa VI a Directivei 2001/80/EC, valorile limită ale emisiilor de oxid de azot nu se vor aplica în România până la data indicată pentru fiecare uzină în parte, după cum urmează: Până la 31 decembrie 2008: S.C. ARPECHIM PITEŞTI Nr. 2, 1 cazan BW x 81 MWth S.C. ARPECHIM PITEŞTI Nr. 3, 4 cazane x 81 MWth PRODITERM BISTRIŢA, 2 cazane cu apă caldă x 116 MWth + 2 cazane cu abur x 69 MWth S.C. C.E.T. BRAŞOV SA Nr.1, 2 cazane x 337 MWth REGIA AUTONOMĂ DE TERMOFICARE CLUJ, 2 cazane cu apă caldă x 116 MWth S.C. TERMOELECTRICA GIURGIU Nr. 1, 3 cazane energetice cu abur x 285 MWth S.C. TERMOELECTRICA GIURGIU Nr. 2, 2 cazane industriale cu abur x 72 MWth S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 1, 4 cazane electrice x 264 MWth S.C. COLTERM SA No. 2, 1 cazane cu apă caldă x 58,1 MWth Până la 31 decembrie 2009: CET ARAD Nr. 1, 1 CR cazane cu abur x 403 MWth CET ENERGOTERM SA REŞIŢA Nr. 2, 1 cazane cu apă caldă x 58 MWth S.C. TERMICA TÂRGOVIŞTE, 1 cazane cu apă caldă x 58,15 MWth S.C. COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA S.E. CRAIOVA II – No. 1, 2 cazane x 396,5 MWth S.C. CET IAŞI I No. 2, 2 cazane cu abur x 283 MWth S.C. UZINA ELECTRICĂ ZALĂU No. 3, 1 cazane cu abur x 72,3 MWth Până la 31 decembrie 2010: S.C. ELECTROCENTRALE ORADEA SA Nr 1, 2 cazane cu abur în grup x 127 MWth + 269 MWth S.C. C.E.T SA Nr. 2 Brăila, 2 cazane x 110 MWth CET ENERGOTERM SA REŞIŢA Nr. 1, 2 cazane x 45,94 MWth S.C. UZINA TERMOELECTRICĂ MIDIA Nr. 2, 1 cazan x 73 MWth S.C. UZINA TERMOELECTRICĂ MIDIA Nr. 3, 1 cazan x 73 MWth S.C. UZINA TERMOELECTRICĂ MIDIA Nr. 4, 1 cazan x 73 MWth S.C. TERMOELECTRICA SE DOICEŞTI Nr. 1, 1 cazan cu abur Benson x 470 MWth S.C. ELECTROCENTRALE GALAŢI Nr. 3, 3 cazane electrice x 293 MWth S.C. TERMOELECTRICA SE PAROŞENI Nr. 2, 1 cazan cu abur x 467 MWth + 1 cazan cu apă caldă x 120 MWth S.C. CET IAŞI I Nr. 1, 3 cazane cu abur x 94 MWth S.C. TERMICA SA SUCEAVA Nr. 1, 2 cazane x 296 MWth S.C. TURNU SA TURNU MĂGURELE No. 1, 1 cazan cu apă caldă x 58 MWth S.C. TURNU SA TURNU MĂGURELE No. 2, 1 cazan cu apă caldă x 58 MWth S.C. ENET SA No. 1, 3 cazane x 18,5 MWth S.C. ENET SA No. 2, 1 cazan cu apă caldă x 58 MWth Până la 31 decembrie 2011: CET ARAD Nr. 2, 2 cazane industriale cu abur + 1 cazan x 80 MWth S.C. TERMON SA ONEŞTI, 3 cazane x 380 MWth S.C. CET SA Nr. 1 BRĂILA, 2 cazane x 110 MWth S.C. TERMICA SA Nr. 1 BOTOŞANI, 3 cazan cu apă caldă x 116 MWth

3

S.C. ELCEN BUCUREŞTI SUD Nr. 12, 2 cazan cu apă caldă x 116 MWth S.C. ELCEN BUCUREŞTI SUD Nr. 16, 1 cazan cu apă caldă x 116 MWth CET ENERGOTERM SA REŞIŢA Nr. 4, 1 cazan cu apă caldă x 58 MWth S.C. ELCEN BUCUREŞTI SE PALAS Nr. 1, cazan cu apă caldă x 116 MWth S.C. COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA SE IŞALNIŢA, 4 cazane x 473 MWth S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 2, 4 cazane electrice x 264 MWth S.C.CET IAŞI I Nr. 3, 4 cazan cu apă caldă x 116 MWth RAAN, BRANCH ROMAG TERMO Nr. 1, 3 cazane x 330 MWth RAAN, BRANCH ROMAG TERMO Nr. 2, 3 cazane x 330 MWth S.C. ROMPETROL SA BUCUREŞTI VEGA PLOIEŞTI, 3 cazane cu abur tehnologic x 24,75 MWth S.C. PETROTEL-LUKOIL SA Nr. 1, 2 DAV3 + HPM, 1 x 45 MWth + 14,7 MWth + 11,4 MWth S.C. PETROTEL-LUKOIL SA Nr. 2, 3 cazane cu abur tehnologic x 105,5 MWth S.C. UZINA ELECTRICĂ ZALĂU Nr. 1, 4 cazan industrial cu abur x 85,4 MWth S.C. COLTERM SA Nr. 4, 1 cazan cu apă caldă x 116,1 MWth S.C. C.E.T. GOVORA Nr. 3, 1 cazan x 285 MWth Până la 31 decembrie 2012: CET ENERGOTERM SA REŞIŢA Nr. 3, 1 cazan cu apă caldă x 116 MWth S.C. ELCEN BUCUREŞTI SE PALAS Nr. 2, 1 cazan cu apă caldă x 116 MWth S.C. ELCEN BUCUREŞTI SE MUREŞ Nr. 5, 4 cazane cu abur x 277 MWth S.C. COLTERM SA Nr. 6, 3 cazane cu abur x 81,4 MWth Până la 31 decembrie 2013: S.C. TERMOELECTRICA SA, SUCURSALA ELECTROCENTRALE BRĂILA, 6 cazane cu abur x 264 MWth S.C. ELCEN BUCUREŞTI SUD Nr. 14, 1 cazan cu apă caldă x 116 MWth S.C. ELCEN BUCUREŞTI SE PALAS Nr. 3, 1 cazan cu apă caldă x 116 MWth S.C. ELECTROCENTRALE GALAŢI Nr. 2, 2 cazane electrice x 293 MWth S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 3, 4 cazane electrice x 264 MWth S.C. ELCEN BUCUREŞTI SE MUREŞ Nr. 1, 1 cazan cu abur x 277 MWth S.C. ELCEN BUCUREŞTI SE MUREŞ Nr. 4, 1 cazan cu abur x 277 MWth S.C. COLTERM SA Nr. 5, 1 cazan cu apă caldă x 116,3 MWth S.C. COLTERM SA Nr. 7, 2 cazane cu apă caldă x 116,3 MWth S.C. C.E.T. GOVORA Nr. 2, 2 cazane x 285 MWth S.C. ENET SA VRANCEA Nr. 3, 1 cazan cu apă caldă x 116,3 MWth În timpul acestei perioade de tranziţie, emisiile de oxid de azot provenite din uzinele cu ardere de combustibil, în conformitate cu Directiva 2001/80/EC, trebuie să se înscrie în următoarele limite: -până în 2007: 128 000 tone /an; -până în 2008: 125 000 tone /an; -până în 2010: 114 000 tone /an; -până în 2013: 112 000 tone /an. (c) Prin derogare de la Articolul 4(3) şi a părţii A din Anexa VI a Directivei 2001/80/EC, valorile limită ale emisiilor de praf nu se vor aplica în România până la data indicată pentru fiecare uzină în parte, după cum urmează: Până la 31 decembrie 2008: S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 1, 4 cazane electrice x 264 MWth S.C. C.E.T. IAŞI II, 2 cazane cu abur x 305 MWth Până la 31 decembrie 2009: CET BACĂU Nr. 1, 1 cazane cu abur x 345 MWth S.C. TERMOELECTRICA GIURGIU Nr. 1, 3 cazane cu abur x 285 MWth S.C. COLTERM SA Nr. 6, 3 cazane cu abur x 81,4 MWth Până la 31 decembrie 2010: CET ARAD Nr. 1, 1 cazan cu aburi x 403 MWth S.C. CET BRAŞOV SA No. 1, 2 cazane x 337 MWth

4

S.C. TERMOELECTRICA DOICEŞTI No. 1, 1 cazane cu abur Benson x 470 MWth S.C. COMPLEX ENERGETIC TURCENI SA No. 2, 2 cazane electrice x 789 MWth S.C. TERMICA SA SUCEAVA No. 1, 2 cazane x 296 MWth S.C. CET GOVORA SA No. 3, 1 cazan x 285 MWth Până la 31 decembrie 2011: S.C. COMPLEX ENERGETIC CRAIOVA SE CRAIOVA II-Nr. 2, 2 CAF x 116 MWth + 2 CR x 68 MWth S.C. COMPLEX ENERGETIC ROVINARI SA Nr. 2, 2 cazane cu abur x 879 MWth S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 2, 4 cazane electrice x 264 MWth S.C. PETROTEL LUKOIL SA Nr. 1, DAV3 + HPM, 1 x 45 MWth + 14,7 MWth + 11,4 MWth S.C. PETROTEL LUKOIL SA Nr. 2, 3 cazane tehnologice cu abur x 105,5 MWth S.C. ALUM SA TULCEA No.1, 3 cazane x 84,8 MWth +1 x 72,6 MWth S.C. CET GOVORA SA No. 2, 2 cazane x 285 MWth CENTRALE ORADEA SA No. 2, 2 steam group steam boilers x 300 MWth + 1 x 269 MWth Până la 31 decembrie 2013: S.C. COMPLEX ENERGETIC Rovinari SA Nr. 1, 2 cazane cu abur x 878 MWth S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 3, 4 cazane electrice x 264 MWth S.C. UZINA ELECTRICĂ ZALĂU Nr. 1, 4 cazane cu abur x 85,4 MWth S.C. ELECTROCENTRALE ORADEA SA Nr. 2, 2 cazane cu abur în grup x 300 MWth + 1 x 269 MWth În această perioadă de tranziţie, emisiile de praf de la toate uzinele cu ardere de combustibil trebuie să se conformeze Directivei 2001/80/EC şi trebuie să se înscrie în următoarele limite: –până în 2007: 38 600 tone /an; – până în 2008: 33 800 tone /an; – până în 2010: 23 200 tone /an; – până în 2013: 15 500 tone / an. (d) Prin derogare de la Articolul 4(3) şi a părţii A din Anexa VI a Directivei 2001/80/EC, valorile limită ale emisiilor de oxid de azot aplicabile de la 1 ianuarie 2016 pentru uzine cu o putere calorică consumată nominală mai mare de 500 MWth nu se va aplica în România mai devreme de 31 decembrie 2017 în cazul următoarelor instalaţii: S.C. ELECTROCENTRALE ORADEA SA Nr. 2, 2 cazane cu abur în grup x 300 MWth + 1 cazan cu abur x 269 MWth; S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 2, 4 cazan electric x 264 MWth; S.C. COMPLEXUL ENERGETIC ROVINARI SA Nr. 2, 2 cazan cu abur x 879 MWth; S.C. COMPLEXUL ENERGETIC TURCENI SA Nr. 3, 2 cazan electric x 789 MWth; S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 1, 4 cazan electric x 264 MWth; S.C. TERMICA SA SUCEAVA, No. 1, 2 cazane x 296 MWth. În timpul acestei perioade de tranziţie, emisiile de oxid de azot pentru toate uzinele cu ardere de combustibil, în conformitate cu Directiva 2001/80/EC, se vor înscrie în următoarele limite: -până la 2016: 80 000 tone/an; -până în 2017: 74 000 tone/an.

Atasament: 17_Annex_2.6.2-1_LimitValues_RO.pdf

1

Anexa 2.6.2-1

Valori limită privind SO2, NOx şi emisiile de praf rezultate din operarea LPC în funcţie de diferite tipuri de combustibili

Valori limită privind emisiile de bioxid de sulf – combustibil solid (mg/Nm3), conţinut de O2 de 6% în gazele de ardere, pentru a fi aplicate pentru LCP-urile tip I si II

Input termic (P) [MW]

Valori limită privind emisiile

[mg SO2/Nm3]

50 ≤ P < 100 2000

100 ≤ P < 500 2400-4P*)

P ≥ 500 400

În cazurile în care valorile limită privind emisiile nu pot fi respectate din cauza caracteristicilor combustibilului, trebuie atinsă o rată de desulfurizare de cel puţin 60 % în cazul centralelor cu un input termic stabilit de cel puţin sau egal cu 100 MWth, 75 % pentru centralele mai mari de 100 MWth şi mai puţin sau egal cu 300 MWth şi 90 % pentru centralele mai mari de 300 MWth. Pentru centrale mai mari de 500 MWth, trebuie aplicată o rată de desulfurizare de cel puţin 94 % sau cel puţin 92 % unde a intrat un contract pentru instalarea de echipamente de desulfurizare a gazelor de ardere sau de injecţie de oxid de calciu iar lucrarea la instalaţie a început înainte de 1 ianuarie 2001. Valori limită privind emisiile de bioxid de sulf – combustibili solizi (mg/Nm3), conţinut de O2 de 6% în gazele de ardere, pentru a fi aplicate pentru LCP-urile de tip III, cu excepţia turbinelor pe gaz

Tip combustibil Input termic (P)

[MW]

Valori limită privind emisiile

[mg SO2/Nm3]

50 ≤ P < 100 200

100 < P ≤ 300 200

Biomasă

P >300 200

50 ≤ P < 100 850

100 < P ≤ 300 200

Situaţia generală a combustibilului solid

P >300 200

În cazurile în care valorile limită de mai sus privind emisiile nu pot fi respectate din cauza caracteristicilor combustibilului, instalaţiile trebuie să respecte o valoare limită de 300 mg/Nm3 SO2 sau o rată de desulfurizare de cel puţin 92 % în cazul centralelor cu un input termic stabilit de cel puţin sau egal cu 300 MWth. În cazul centralelor cu un input termic mai mare de 300 MWth trebuie atinsă o rată de desulfurizare de cel puţin 95 %, în acelaşi timp trebuind să se aplice o valoare limită maximă admisibilă privind emisiile de 400 mg/Nm3.

2

Valori limită privind emisiile de bioxid de sulf – combustibili lichizi (mg/Nm3), conţinut de O2 de 3% în gazele de ardere, pentru a fi aplicate pentru LCP-urile de tip I, II şi III

Input termic (P)

[MW]

Valori limită privind emisiile [mg SO2/Nm3]

Tipurile I şi II Tip III

50 ≤ P < 100 1700 850

100 ≤ P < 500 3650-6,5P*) 400-200

P >= 500 400 200

Valori limită privind emisiile de bioxid de sulf – combustibili gazoşi (mg/Nm3) conţinut de O2 de 3% în gazele de ardere, pentru a fi aplicate pentru LCP-urile de tip I, II şi III

Tip combustibil gazos Valori limită privind emisiile [mg SO2/Nm3]

Tipuri I şi II Tip III

Combustibil în general gazos 35 35

Gaz lichefiat 5 5

Gaz cu putere calorifică mică din cuptorul de cocs

400

Gaz din furnal cu putere calorifică mică

800

200

Valori limită privind emisiile de oxizi de azot (NOx) – măsurat ca NO2 – pentru combustibili solizi (conţinut de O2 de 6% în gaze de ardere) şi combustibili lichizi şi gazoşi (conţinut de O2 de 3% în gazele de ardere), pentru a fi aplicate pentru LCP-uri de tipul I şi II

Tip combustibil Input termic (P) [MW]

Valoare limită privind emisiile

[mg NOx/Nm3]

50 - 500 600 Solid

>500 500 1) 2)

50 - 500 600 Solid (valori limită privind emisiile aplicabile după 1 ianuarie 2016)

>500 200

50 - 500 450 Lichid

>500 400

Gazos 50 - 500 300

3

Tip combustibil Input termic (P) [MW]

Valoare limită privind emisiile

[mg NOx/Nm3]

>500 200

1) Până la 31 decembrie 2015, VLE este de 600 mg/Nm3 pentru LCP-urile de tip I şi II, cu un input termic mai mare de 500 MW, care nu funcţionează mai mult de 2.000 ore pe an (pe baza unui calcul mediu pe 5 ani), începând cu anul 2008. VLE este de 450 mg/Nm3 pentru LCP-urile de tip I şi II, cu un input termic mai mare de 500 MW, care nu funcţionează mai mult de 1.500 ore pe an (pe baza unui calcul mediu pe 5 ani), începând cu 1 ianuarie 2016. 2) Până la 1 ianuarie 2018, LCP-urile de tip I şi II, care au funcţionat 12 luni înainte de 1 ianuarie 2001 şi care după această dată vor continua să funcţioneze utilizând combustibili solizi cu mai puţin de VOC, trebuie să se conformeze cu o VLE de 1.200 mg/Nm3. Valori limită privind emisiile de oxizi de azot (NOx) pentru a fi aplicate pentru LCP-uri de tip III (cu excepţia turbinelor pe gaz) Combustibili solizi (conţinut de O2 de 6% în gazele de ardere)

Tip combustibil Input termic (P)

[MW]

Valorile limite privind emisiile

[mg NOx/Nm3]

50 ≤ P < 100 400

100 < P ≤ 300 300

Biomasă

P >300 200

50 ≤ P < 100 400

100 < P ≤ 300 200

Situaţia generală privind combustibilii gazoşi

P >300 200

Combustibili gazoşi (conţinut de O2 de 3% în gazele de ardere)

Tip combustibil Input termic (P)

[MW]

Valori limită privind emisiile

[mg NOx/Nm3]

50 ≤ P < 100 400

100 < P ≤ 300 200

Combustibili în general lichizi

P >300 200

4

Combustibili gazoşi (conţinut de O2 de 3% în gazele de ardere)

Tip combustibil Input termic (P)

[MW]

Valori limită privind emisiile

[mg NOx/Nm3]

50 ≤ P ≤ 300 150 Gaz natural

P >300 100

50 ≤ P ≤ 300 200 Alţi combustibili gazoşi

P >300 200

Valori limită privind emisiile de oxizi de azot (NOx) pentru a fi aplicate pentru turbinele pe gaz de tip III, doar pentru o funcţionare la o capacitate mai mare de 70% din capacitate (conţinut de O2 de 15 % în gazele de ardere)

Tip combustibil Input termic (P)

[MW]

Valori limită privind emisiile

[mg NOx/Nm3]

Gaz natural*) P >50 50 **)

Combustibil lichid P >50 120

Combustibili lichizi, alţii decât gazul natural

P >50 120

*) Compoziţia gazului natural constă în principal în metan şi maxim 20% volum inert gaze şi alţi constituenţi. **) Dacă eficienţa turbinei pe gaz este determinată pe baza unor condiţii de sarcină ISO, VLE pentru NOx este de 75 mg/Nm3, în următoarele situaţii: - turbine pe gaz utilizate în sisteme de cogenerare (sisteme combinate de energie termică şi energie electrică) cu o eficienţă per ansamblu mai mare de 75 %; - turbine pe gaz utilizate în sisteme de cogenerare cu o eficienţă anuală medie mai mare de 55 %; - turbine pe gaz pentru acţionare mecanică. Pentru turbinele cu gaz, neîncadrarea în niciuna dintre categoriile de mai sus, însă având o eficienţă mai mare de 35 % - determinată pe baza unor condiţii ISO – valoarea limită privind emisiile va fi de 50*η/35 unde η este eficienţa turbinei pe gaz exprimată sub formă de procent (şi pe baza unor condiţii de sarcină ISO). Turbine pe gaz pentru uz în caz de urgenţe care funcţionează mai puţin de 500 ore pe an sunt excluse din aceste valori limită. Operatorul unor astfel de centrale trebuie să depună la uaoritatea competenetă pentru protecţia mediului un raport anual privind orele de funcţionare. Valori limită privind emisiile de praf pentru a fi aplicate pentru LCP-uri de tip I şi II, pentru combustibili solizi (conţinut de O2 de 6% în gazele de ardere) şi combustibili lichizi şi gazoşi (conţinut de O2 de 3% în gazele de ardere)

Tip combustibil Input termic (P)

[MW]

Valori limită privind emisiile [mg NOx/Nm3]

Solid P ≥ 500 50 **)

5

Tip combustibil Input termic (P)

[MW]

Valori limită privind emisiile [mg NOx/Nm3]

P < 500 100

Lichid*) Toate instalaţiile 50

Gazos Toate instalaţiile 5 – ca regulă generală

10 – pentru gazele de ardere

50 – pentru gazele rezultate din industria metalurgică care ar putea fi utilizate în alte locaţii

*) Pentru instalaţiile cu un input termic mai mic de 500 MW, care utilizează combustibil lichid cu un conţinut de cenuşă mai mare de 0,06% se poate aplica o VLE de 100 mg/Nm3. **) Pentru instalaţiile menţionate în HG 541/1003, cu un input termic egal cu sau mai mare de 500 MW, care utilizează combustibil solid cu o valoare calorifică mai mică de 5.800 KJ/kg, umiditate mai mare de 45% din greutate, conţinut de umiditate şi cenuşă mai mare de 60% din greutate şi un conţinut de oxizi de calciu mai mare de 10% se poate aplica o VLE de 100 mg/. Valori limită privind emisiile de praf (mg/Nm3) pentru a fi aplicate pentru LCP-uri de tip III, cu excepţia turbinelor de gaz

Tip combustibil Input termic (P)

[MW]

Valori limită privind emisiile [mg NOx/Nm3]

50 ≤ P < 100 50 Combustibil solid, conţinut de O2 de 6% P >100 30

50 ≤ P < 100 50 Combustibil lichid, conţinut de O2 de 3% P >100 30

Gaze de ardere P >50 10

Gaze din indutria metalurgică utilizate în alte LCP-uri

P >50 30

Atasament: 16_cover_ANEXE.pdf

ANEXE ANEXA 2 Anexa 2.6.2-1 – Limit Values (ro) Anexa 2.6.2-2 – Accession Treaty Negociacions (ro) Anexa 2.6.2-3 – Limit ValuesMO592 (ro) Anexa 2.6.2-4 – Landfills Caessation Deadlines (ro) Anexa 2.7.1-1 – Sanky Diagrams Timisoara (ro) Anexa 2.10.1-1 – CET Center Actual (ro) Anexa 2.10.1-2 – CET South Actual (ro) ANEXA 4 Anexa 4.2-1 – National Allocation Plan (ro) ANEXA 5 Anexa 5.3.2-2 – Boiler Gas Engine Comparison (ro) Anexa 5.3.2-3 – Technology Catalogue (ro) Anexa 5.3.2-4 – Unit Costs (ro) Anexa 5.3.2-5 – Breakdown costs Intervention (ro) ANEXA 7 Anexa 7.6-1 – O&M Costs (ro) ANEXA 8 Anexa 8.1 – NPV Timisoara (ro)

Atasament: 15_Chapter_11_ActionPlan_Timisoara_RO.pdf

207

11. Plan de Acţiune pentru implementarea proiectului Tabelul următor prezintă un Plan de Acţiune pentru implementarea proiectelor propuse a fi finanţate prin fonduri UE. Planul este realizat pe baza cerinţelor administrative, de mediu şi instituţionale în concordanţă cu reglementările CE şi naţionale. De asemenea, acesta respectă termenele limită privind conformarea cu cerinţele de mediu potrivit POS Mediu. Tabelul prezintă acţiuni, durata acestora, termenele limită pentru realizarea acestora precum şi organismul responsabil pentru aceasta.

Acţiune Perioada Termen limită Organism

responsabil Elaborare SF Oct.2008.-Ian. 2009 20 Dec. 2008 Consultant AT Elaborare Studiu de Impact Sept.2008-Ian.2009 20 Dec. 2008 Consultant AT Elaborarea analizei instituţionale Sept.2008-Ian. 2009 1 Dec. 2008 Consultant AT Elaborarea analizei cost-beneficiu Sept.2008-Ian. 2009 20 Dec. 2008 Consultant AT Elaborarea Aplicaţiei Dec.-Ian. 2009 15 Ian. 2009 Consultant AT Evaluarea Aplicaţiei Feb.-Mai 2009 30 Mai 2009 Comisia Europeană Elaborarea dosarului de licitaţie pentru AT (inclusiv a TdR)

Feb.-Mar. 2009 28 Feb. 2009 Consultant AT

Elaborarea dosarului de licitaţie pentru contractul de achiziţii (inclusiv specificaţiile tehnice)

Feb.-Mai 2009 30 Mai 2009 Consultant AT

Înfiinţarea UIP şi a UMP Martie-Mai 2009 30 Mai 2009 Municipalitatea Contractarea contractelor de AT (de la publicarea anunţului până la semnarea contractului)

Iulie-Dec. 2009 Dec. 2009 Municipalitatea

Contractarea de contracte de echipamente (de la publicarea anunţului până la semnarea contractului)

Iulie-Dec.2009 Dec. 2009 Municipalitatea

Implementarea contractelor de AT 2010-2011 20 Dec. 2011 Consultanţii aleşi Implementarea contractelor de echipamente

2010-2011 20 Dec. 2011 Furnizorii aleşi

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

Atasament: 14_Chapter_10_PriorityInvProgramme_Timisoara_RO.pdf

197

10. Program prioritar de investiţii în infrastructură 10.1. Rezumat În capitolele următoare este realizată o prioritizare a acţiunilor propuse. Prioritizarea măsurilor este realizată pe baza a trei nivele prioritare:

• prioritatea 1: măsuri obligatorii pentru a asigura conformarea cu cerinţele privind mediul; • prioritatea 2: măsuri care nu sunt obligatorii însă care duc la economisiri de energie şi o calitate

bună a alimentării cu energie termică (cost-beneficiu înalt); • prioritatea 3: măsuri obligatorii necesare pentru a îndeplini ţintele strategiei naţionale (cost-

beneficiu mediu). Măsurile propuse sunt descrise în detaliu în Capitolul 10.2. Lista măsurilor prioritizate prezintă costurile investiţionale, sursa propusă de finanţare precum şi perioada de implementare propusă. În final, cerinţele fundamentale pentru faza prioritară (Faza 1) şi fazele ulterioare sunt prezentate în Capitolul 10.4, inclusiv o primă recomandare privind investiţiile capitale şi sursele de finanţare. 10.2. Prioritizarea măsurilor propuse Intervenţiile propuse constau în: i) toate măsurile obligatorii necesare pentru conformarea cu directivele UE transpuse în legislaţia naţională şi ii) toate măsurile neobligatorii (toate măsurile care duc la o eficienţă mai ridicată a costurilor şi a nivelului de servicii). În ceea ce priveşte măsurile obligatorii, posibilele intervenţii care ar duce la o conformare totală cu directivele UE, sublininiate în POS Mediu, au făcut obiectul unui studiu de pre-fezabilitate pentru a alege soluţiile cele mai potrivite şi eficiente din punctul de vedere al costurilor. S-a realizat o comparaţie între susţinerea cazanelor existente prin adăugarea de dispozitive pentru purificarea gazelor de ardere (arzătoare cu nivel redus de NOx şi instalaţie DESOx) şi introducerea unui nou cazan FBC care ar asigura o eficienţă energetică mai mare şi flexibilitate în ceea ce priveşte alegerea combustibilului. S-a analizat în continuare dacă cazanul FBC ar trebui să fie i) un cazan cu abur care să livreze atât abur pentru turbina cu abur cât şi energie termică sau ii) doar un cazan pentru energie termică care să nu contribuie la generarea de energie electrică. Analiza de pre-fezabilitate a arătat faptul că aceste măsuri sunt foarte asemănătoare, astfel că ar trebui realizată o analiză mai detaliată la nivel de studiu de fezabilitate şi analiză cost-beneficiu. Reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie sunt de asemenea măsuri obligatorii necesare pentru atingerea ţintelor strategiei naţionale cu privire la pierderile de căldură din reţea. Singurele măsuri neobligatorii prezentate de acest proiect sunt instalarea de dispozitive variatoare de viteză pentru principalele pompe şi reabilitarea substaţiilor. Ambele măsuri contribuie în mod semnificativ la îmbunătăţirea calităţii şi la reabilitarea alimentării cu energie termică. Acestea sunt necesare pentru a introduce regulatoare de temperatură în substaţiile de energie termică şi la nivelul clădirii, care să ducă la o trecere de la regimul anterior de debit constant la unul de debit variabil. În cadrul acestui MP nu au fost luate în considerare alte măsuri neobligatorii. Cu toate acestea, se recomandă, ca o activitate generală şi continuă de dezvoltare, actualizarea nivelului de automatizare pentru a permite controlul şi monitorizarea de la distanţă, a funcţiilor vitale, din camera centrală de control. 10.2.1. Criterii

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

198

Printre măsurile obligatorii, cele necesare pentru atingerea conformări cu directivele UE transpuse în legislaţia naţională sunt considerate ca cele cu prioritatea cea mai mare, în timp ce cele necesare pentru atingerea ţintelor strategiei naţionale sunt considerate ca fiind o a treia prioritate datorită impactului lor limitat asupra mediului în comparaţie cu mărimea investiţiei. Măsurile neobligatorii sunt date ca o a doua prioritate, datorită faptului că au un impact relativ ridicat asupra mediului în comparaţie cu mărimea investiţiei, precum şi un impact pozitiv asupra calităţii şi reabilitării alimentării cu energie termică. Prioritatea fiecărei măsuri propuse este dată în Tabelul 10.2-1 de mai jos.

Măsură (intervenţie) Nivel prioritar Instalarea CAF 58 MW în CET Centru (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare 1 Instalarea CAF 100 MW în CET Centru (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare 1 Cazan apă caldă cu pat fluidizat în CET Sud, 87 MWt, inclusiv dozator biomasă şi monitorizare la LCP7 – Opţiunea 11 1 Cazan cu abur cu pat fluidizat în CET Sud, 125 MWt, inclusiv dozator biomasă şi monitorizare la LCP7 – Opţiunea 10 1 Instalarea de cazane cu abur în LCP6 cu arzătoare cu nivel redus de NOx – Opţiunea O8 1 Instalaţie de desulfurizare în CET Sud – Opţiunea O8 1 Reabilitarea reţelei de transport 3 Pompe cu turatie variabila pentru CET Centru şi CET Sud 2 Reabilitarea reţelelor de distribuţie 3 Reabilitarea substaţiilor/instalaţiilor locale de cazane 2 Instalarea de cazane cu ardere pe gaz în substaţii – Opţiunea O12 1

Table 10.2-1: Masuri prioritare propuse 10.2.2. Descrierea măsurilor propuse Instalarea de CAF-uri în CET Centru cu arzătoare cu nivel redus de NOx, inclusiv monitorizare

Cazanele apă caldă CAF de 58 MWt şi CAF de 116 MWt sunt cu ardere pe gaz. Datorită compoziţiei chimice a combustibilului, nu există probleme privind SO2 şi emisiile de praf. Trebuie reduse doar emisiile de NOx prin instalarea de arzătoare cu nivel redus de Nox pentru ambele cazane. În plus, vor trebui instalate instalaţii pentru monitorizarea permanentă a emisiilor de gaze de ardere pentru conformarea cu cerinţele legale.

Reechiparea cu arzătoare cu nivel redus de NOx a fost deja realizată în CET Centru la CAF3 (116 MW) şi va fi realizată în 2008 la CAF1 (58 MW).

Lucrările de reechipare constă în: - instalarea de arzătoare cu nivel redus de Nox; - instalarea de echipamente de automatizare; - adaptări şi reparaţii ale piesei de presiune a cazanului; - instalarea echipamentului pentru monitorizarea gazului de ardere.

Cazan apă caldă cu pat fludizat în CET Sud, 87 MWt, inclusiv dozator de biomasă şi monitorizare

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

199

Există trei soluţii posibile care pot fi comparate în analiza de fezabilitate în ceea ce priveşte cazanele cu ardere pe cărbuni pentru a alege cea mai fezabilă soluţie. 1) Instalarea unui cazan apă caldă nou de 87 MW utilizând tehnologia de combustie pe pat fluidizat (FBC) S-ar putea pune spaţiu la dispoziţie pentru montarea cazanului prin demontarea a unul sau două cazane apă caldă. În această perioadă poate fi demontat şi cel de-al doilea cazan apă caldă existent care nu va mai îndeplini cerinţele privind mediul. În timpul instalării, CET Sud poate funcţiona cu cazanele cu abur, turbina cu abur şi schimbătoarele de presiune energie termică sau direct cu cazanele cu abur şi schimbătoarele de energie termică pentru încălzirea centralizată. Noul cazan apă caldă FBC trebuie să funcţioneze pe lignit, gaz natural sau biomasă. Procentul de lignit, gaz şi respectiv biomasă trebuie să fie flexibil, între 0 to 100 %. Pentru toate combinaţiile de combustibili, combustia trebuie să respecte viitoarele limitele privind NOx. Sulful va fi captat în patul fluidizat prin adăugarea de carbonat de calciu sau oxid de calciu şi nu va mai fi nevoie de o intalaţie separată pentru desulfurizat. Instalaţia pentru monitorizarea gazelor de ardere va fi instalată la grup. În acest fel, cazanul FBC va respecta viitoarele limite privind SO2. 2) Instalarea unui nou cazan cu abur de 125 MW utilizând tehnologia de combustie pe pat fluidizat (FBC) S-ar putea pune spaţiu la dispoziţie pentru montarea cazanului prin demontarea celor trei cazane cu abur existente. În timpul instalării, CET Sud poate funcţiona cu cazanele apă caldă. Noul cazan cu abur FBC trebuie să funcţioneze pe lignit, gaz natural sau biomasă. Procentul de lignit, gaz şi respectiv biomasă trebuie să fie flexibil, între 0 to 100 %. Pentru toate combinaţiile de combustibili, combustia trebuie să respecte viitoarele limitele privind NOx. Sulful va fi captat în patul fluidizat prin adăugarea de carbonat de calciu sau oxid de calciu şi nu va mai fi nevoie de o intalaţie separată pentru desulfurizat. Instalaţia pentru monitorizarea gazelor de ardere va fi instalată la grup. În acest fel, cazanul FBC va respecta viitoarele limite privind SO2. 3)Reechiparea cazanelor cu abur CAE1, CAE2 şi CAE3 în CET Sud prin instalarea de sisteme de combustie cu nivel redus de NOx şi o instalaţie separată de desulfurizare.

Vechea tehnologie pentru ardere pe cărbuni la CET Sud trebuie menţinută dacă este posibil.

Reechiparea unui cazan cu abur existent pentru emisii reduse de NOx necesită următoarele lucrări: - instalarea de arzătoare cu nivel redus de Nox; - instalarea unui sistem pentru ajustarea admisiei aer şi pentru un control precis al debitului, cu

amortizoare suplimentare (un aşa-numit sistem „aer în loc de foc (AÎF)”). - instalarea unei automatizări adiţionale (sistem DCS); - adaptări şi reparaţii a piesei de presiune a cazanului;

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

200

- instalarea unui sistem de monitorizare a gazelor de ardere. Vechile cazane nu pot îndeplini cerinţele privind desulfurizarea fără instalarea unei instalaţii separate de desulfurizare. Există spaţiu suficient pentru o instalaţie DESOx in CET Sud. Două tipuri de instalaţii DESOx îndeplinesc cerinţele: i) tehnologie umedă (FGD) şi ii), tehnologia jumătate-umedă (DFGD). Pe baza acestor debite de gaz de ardere şi conţinutul de combustibil de lignit, analiza de pre-fezabilitate a arătat faptul că tehnologia jumătate-umedă este cea mai bună opţiune, combinând avantajele unui preţ scăzut al investiţiei cu o operaţie mult mai simplă. În timpul fazei de fezabilitate, opţiunea de tehnologie va fi analizată mai în detaliu. În prezent nu există o piaţă pentru deşeuri rezultate din desulfurizare din procesul jumătate-uscat. Atât în ceea ce priveşte şi cenuşa, evacuarea şi depozitarea poate fi realizată prin deja existentele instalaţii pentru şlam. Cazanele cu abur instalate vor funcţiona cu turbina existentă de 19,7 MWe iar energia termică va fi produsă prin cogenerare. Combustibilii vor fi cărbuni şi gaz. Până la 10 % din biomasă ar putea fi co-arsă cu tehnologia de combustie existentă. Variatoare de viteză pentru pompele din CET Centru şi CET Sud CET Timişoara este în plin proces de schimbare a modalităţii de operare de la modul iniţial cu debit fix la modul cu debit variabil, controlat de necesarul real de energie prin instalarea unor regulatoare de temperatură în substaţiile de energie termică. Debitul va deveni din ce în ce mai variabil, pe parcurs ce vor fi instalate mai multe supape termostat în clădirile încălzite. Pentru a adapta staţiile de pompare la debitul variabil, în timp ce în acelaşi timp se economisesc cantităţi semnificative de electricitate, trebuie instalate variatoare de viteză pentru un număr de pompe din circuitul principal în CET Centru şi CET Sud. Variatoarele de viteză sunt standard pentru toate sistemele de încălzire centralizată din Europa de Vest. Cea mai utilizată tehnologie sunt schimbătoarele de frecvenţă. Cu toate că Timişoara a luat în considerare introducerea unor variatoare de viteză pentru pompele din circuitul principal, posibilităţile limitate de finanţare au împiedicat până acum introducerea acestei tehnologii. Atât CET Centru cât şi CET Sud sunt bine echipate cu pompe de circulaţie. În CET Centru pomparea se realizează într-o etapă (în conducta de evacuare a sistemului de încălzire centralizată) în timp ce în CET Sud pomparea se desfăşoară în două etape (un set de pompe în conducta de alimentare cu încălzire centralizată şi un set în conducta de evacuare către centrală). CET Centru:

- 6 pompe de 1300 m3/h, 630 kW, 6 kV; - 1 pompă de 360 m3/h, 250 kW, 6 kV.

CET Sud – prima etapă de pompare:

- 2 pompe de 3150 m3/h, 800 kW, 6 kV; - 3 pompe de 1300 m3/h, 250 kW, 6 kV.

CET Sud – a doua etapă de pompare:

- 3 pompe de 1300 m3/h, 630 kW, 6 kV; - 2 pompe de 3150 m3/h, 1600 kW, 6 kV.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

201

Prin adaptarea numărului de pompe în operare la necesităţile reale în ceea ce priveşte debitul, până acum a fost posibilă obţinerea unei eficienţe relativ ridicată cu ajutorul pompelor cu viteză fixă. Din cauza creşterii variaţiilor din debit, va fi destul de dificil să se se asigure eficienţă de pompare fără variatoare de viteză pentru pompe.

Instalarea de echipamente cu variatoare de viteză (schimbătoare de viteze) ar trebui realizată cel puţin pentru următoarele pompe:

CET Centru: - 1 pompa de 1300 mc/h, 630 kW - 1 pompă de 360 mc/h, 250 kW

CET Sud: -1 pompă prima etapă de 3150 mc/h, 800 kW; -1 pompă prima etapă de 1300 mc/h, 250 kW; -1 pompă a doua etapă de 1300 mc/h, 630 kW; -1 pompă a doua etapă de 3150 mc/h, 1600 kW. Când sunt instalate variatoarele de viteză la principalele pompe, în acelaşi timp ar trebui instalate pompe pentru a asigura un debit minim de siguranţă în cazanele apă caldă. Aceasta poate fi soluţionată prin instalarea de pompe de recirculare în conducta de recirculare pentru fiecare cazan apă caldă sau pentru un grup de cazane apă caldă împreună cu echipamente pentru controlul debitului recirculat. În Timişoara ar fi nevoie de un sistem de recirculare pentru CET Sud şi două sisteme de recirculare pentru CET Centru. În plus, pentru a controla debitul disponibil pentru fiecare substaţie ar fi necesară instalarea unui schimbător de presiune diferenţiată în fiecare substaţie. Acesta ar trebui să fie un schimbător direct, pus în funcţiune de un jet. 10.3. Indicatori cheie de performanţă

Indicatorii cheie de performanţă, ţintele şi estimarea atingerii acestora din punctul de vedere al mediului, politica din sectorul energetic şi serviciul de alimentare cu căldură vor fi cunoscuţi după finalizarea studiului de fezabilitate şi analiză cost-beneficiu, după ce se va cunoaşte opţiunea recomandată spre a fi implementată.

10.4. Lista măsurilor investiţionale prioritizate

Tabelul următor prezintă investiţiile propuse în ordinea priorităţii acestora, costurile investiţionale, perioada de implementare şi sursele de finanţare propuse pentru fiecare dintre cele 5 opţiuni. Descrierea detaliată a fiecărei investiţii este prezentată în Capitolul 10.2 şi Capitolul 5.

Opţiunea O1:

Numele investiţiei LCP/locaţie Prioritate Cost investiţional

Sursa de finanţare

Perioada de implementare

Reechiparea CAF2 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

LCP2, CET Centru

1 5,4 Municipalitatea 2008-2009

Reechiparea CAF4 şi LCP4,, LCP5 1 9,6 Comunitatea + 2010-2011

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

202

CAF5 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

CET Centru Finanţare publică naţională + Municipalitatea

Variatoare de viteză pentru pompe

CET Centru, CET Sud

2 5,0 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2010-2011

Rehabilitarea substaţiilor/instalaţiilor de cazane

2 3,4 Municipalitatea 2009-2010

Reabilitarea reţelei de transport

CET Centru, CET Sud

3 69,3 Municipalitatea 2009-2015

Reabilitarea reţelelor de distribuţie

3 42,0 Municipalitatatea 2009-2015

Total 134,7

Opţiunea O8:

Numele investiţiei LCP/locaţie Prioritate Cost investiţional

Sursa de finanţare

Perioada de implementare

Reechiparea CAF2 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

LCP2, CET Centru

1 5,4 Municipalitatea 2008-2009

Reechiparea CAF4 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

LCP4, CET Centru

1 4,8 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2010-2011

Reechiparea cazanelor cu abur existente în LCP6 şi instalaţia DESOX

LCP6, CET Sud

1 42,5 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2009-2012

Variatoare de viteză pentru pompe

CET Centru, CET Sud

2 5,0 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2010-2011

Reabilitarea substaţiilor/instalaţiilor de cazane

2 3,4 Municipalitatea 2009-2010

Reabilitarea reţelei de transport

CET Centru, CET Sud

3 69,3 Municipalitatea 2009-2015

Reabilitarea reţelelor de distribuţie

3 42,0 Municipalitatea 2009-2015

Total 172,4

Opţiunea O10:

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

203

Numele investiţiei

LCP/locaţie Prioritate Cost investiţional

Sursa de finanţare

Perioada de implementare

Reechiparea CAF2 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

LCP2, CET Center 1 5,4 Municipalitatea 2008-2009

Reechiparea CAF4 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

LCP4, CET Centru 1 4,8 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2010-2011

Cazan apă cu abur fluidizat, 125 MWt, inclusiv dozator biomasă şi monitorizare

LCP6, CET Sud 1 64,1 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2009-2012

Variatoare de viteză pentru pompe

CET Centru, CET Sud

2 5,0 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2010-2011

Reabilitarea substaţiilor/a instalaţiilor de cazane

2 3,4 Municipalitatea 2009-2010

Reabilitarea reţelei de transport

CET Centru, CET Sud

3 69,3 Municipalitatea 2009-2015

Reabilitarea reţelelor de distribuţie

3 42,0 Municipalitatea 2009-2015

Total 194

Opţiunea O11

Numele investiţiei LCP/locaţie Prioritate Cost investiţional

Sursa finanţării

Iperioada de implementare

Reechiparea CAF2 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

LCP2, CET Centru

1 5,4 Municipalitatea 2008-2009

Reechiparea CAF4 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

LCP4, CET Centru

1 4,8 Comunitatea + Finaţare publică naţională + Municipalitatea

2010-2011

Cazan apă caldă pat fluidizat, 87 MWt, inclusiv dozator biomasă şi monitorizare

LCP7, CET Sud

1 43,1 Comunitatea + Finaţare publică naţională + Municipalitatea

2009-2012

Pompe cu variatoare CET Centru, 2 5,0 Comunitatea 2010-2011

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

204

Numele investiţiei LCP/locaţie Prioritate Cost investiţional

Sursa finanţării

Iperioada de implementare

de viteză CET Sud + Finaţare publică naţională + Municipalitatea

Reabilitarea substaţiilor/a instalaţiilor de cazane

2 3,4 Municipality 2009-2010

Reabilitarea reţele de transport

CET Centru, CET Sud

3 69,3 Municipalitatea 2009-2015

Reabilitarea reţelelor de transport

3 42,0 Municipalitatea 2009-2015

173

Opţunea O12

Numele investiţiei LCP/locaţia Prioritate Cost investiţional

Sursa de finanţare

Perioada de implementare

Reabilitarea reţelei de distribuţie (parţial)

2 42 Municipalitatea 2009-2015

Reabilitarea şi reconstrucţia de substaţii/centrale termice, inclusiv reţeua de gaz

1 149,2 Comunitatea + Finaţare publică naţională + Municipalitatea

2009-2011

Total 191,2 Tabel 10.4-1: Lista a măsurilor investiţionale prioritizate – Opţiunile O1, O8, O10, O11 şi O12

Planul de Investiţii Prioritare propus pentru fiecare din opţiuni pentru finanţarea prin POS Mediu Axa Prioritară 3 este prezentat în tabelele de mai jos: Opţiunea O1:

Numele investiţiei LCP/locaţie Prioritate Cost investiţional

Sursa de finanţare

Perioada de implementare

Reechiparea CAF2 (arzătoare cu nivel redus de Nox) inclusiv monitorizare

LCP2, CET Centru

1 5,4 Municipalitatea 2008-2009

Reechiparea CAF4 şi CAF5 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

LCP4, LCP5 CET Centru

1 9,6 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2010-2011

Pompe cu variatoare de viteză

CET Centru, CET Sud

2 5,0 Communitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2010-2011

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

205

Numele investiţiei LCP/locaţie Prioritate Cost investiţional

Sursa de finanţare

Perioada de implementare

Total 20

Opţiunea O8:

Numele investiţiei LCP/locaţia Prioritate Cost investiţional

Sursa de finanţare

Perioada de implementare

Reechiparea CAF2 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

LCP2, CET Centru

1 5,4 Municipalitatea 2008-2009

Reechiparea CAF4 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

LCP4, CET Centru

1 4,8 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2010-2011

Reechiparea cazanelor existente în LCP6 şi a instalaţiei DESOX

LCP6, CET Sud

1 42,5 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2009-2012

Pompe cu variatoare de viteză

CET Centru, CET Sud

2 5,0 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2010-2011

Total 57,7

Opţiunea O10:

Numele investiţiei LCP/locaţia Prioritate Cost investiţional

Sursa de finanţare

Perioada de implementare

Reechiparea CAF2 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

LCP2, CET Centru

1 5,4 Municipalitatea 2008-2009

Reechiparea CAF4 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

LCP4, CET Centru

1 4,8 Communitatea + Finaţare publică naţională + Municipalitatea

2010-2011

Cazan apă caldă cu abur fluidizat, 125 MWt, inclusiv dozator biomasă şi monitorizare

LCP6, CET South

1 64,1 Communitatea + Finaţare publică naţională + Municipalitatea

2009-2012

Pompe cu variatoare de viteză

CET Centru, CET Sud

2 5,0 Communitatea + Finaţare publică naţională +

2010-2011

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

206

Municipalitatea

Total 79,3

Opţiunea O11:

Numele investiţiei

LCP/locaţia Prioritate Cost investiţional

(MEUR)

Sursa de finanţare

Perioada de implementare

Reechiparea CAF2 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

LCP2, CET Centru

1 4,5 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2008-2009

Reechiparea CAF4 (arzătoare cu nivel redus de NOx) inclusiv monitorizare

LCP4, CET Centru

1 4,0 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2010-2011

Cazan apă caldă cu pat fluidizat, 87 MWt, inclusiv dozator biomasă şi monitorizare

LCP7, CET Sud 1 36,0 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2009-2010

Pompe cu variatoare de viteză

CET Centru, CET Sud

2 5,0 Comunitatea + Finanţare publică naţională + Municipalitatea

2010-2011

TOTAL 49,5

Opţiune O12:

Numele investiţiei LCP/locaţia Prioritate Cost investiţional

Sursa de finanţare

Perioada de implementare

Reabilitarea şi reconstrucţia de substaţii/centrale termice, inclusiv reţeaua de gaz

1 149,2 Comunitatea + Finanţare publică naţională

2009-2011

Total 149,2

Trebuie specificat faptul că tabelul privind costurile prezentat mai sus nu include următoarele costuri adiţionale, care vor fi cuantificate în etapa de studiu de fezabilitate:

• management şi supervizare proiect; • campania de conştientizare; • cheltuieli neprevăzute, rate a dobânzii etc; • TVA.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

Atasament: 13_Chapter_9_Affordability_Timisoara_RO.pdf

190

9. Suportabilitatea 9.1. Rezumat Suportabilitatea serviciilor de încălzire centralizată în Timişoara este evaluată pe baza unei comparaţii a veniturilor gospodăriei şi a consumului de cantităţi de energie termică. Comparaţia este realizată pentru un level mediu de venit şi pentru un venit mic pe gospodărie cu un consum similar de energie termică. Aşadar, în această prezentare, suportabilitatea depinde în întregime de costul energiei termice în comparaţie cu venitul pe gospodărie. Rezultatul evaluării este că viitorul sistem de încălzire centralizată este suportabil pentru gospodării cu venit mediu sau mai mare, în timp ce gospodăriile cu venit mic trebuie să economisească energie. Economisirile de enrgie vor fi posibile dacă la toate gospodăriile vor fi instalate contoare şi regulatoare de consum. 9.2. Metodologie şi abordare 9.2.1 Capacitatea de contribuţie maximă posibilă a comunităţii beneficiare Până în 2009 consumatorii, în special gospodariile, plătesc aproximativ 60% din factură, în timp ce municipalitatea şi statul plătesc restul prin subvenţii acordate pentru energie termică sau combustibil. Începând cu 2009, subvenţiile existente pentru încălzirea centralizată vor fi eliminate. Cu toate acestea, compania de încălzire centralizată poate aplica pentru un bonus de eficienţă ridicată de cogenerare temporar, în funcţie de vânzările de electricitate către grilă. Astfel, începând cu 2009, compania de încălzire centralizată trebuie să recupereze în totalitate costul încălzirii centralizate de la consumatori, în special de la gospodării. Bonusul temporar va avea ca rezultat o reducere a preţului, care va ajunge la nivelul cel mai înalt la început, descrescând în următorii 10 ani, după care va dispărea. Aşadar, suportabilitatea pentru consumatori devine un parametru decisiv pentru furnizorul de servicii de încălzire centralizată. 9.2.2 Suportabilitatea de către consumator Suportabilitatea este legată de abilitatea unor consumatori sau a unor grupuri de consumatori de a plăti pentru un anumit nivel de serviciu. Pe scurt, suportabilitatea (sau rata de suportabilitate) este definită ca procentul de venit lunar pe gospodărie care este cheltuit pe servicii utilitare, cum ar fi de exemplu electricitatea, încălzirea centralizată sau alimentarea cu apă. Cheltuielile cu utilităţile vor fi definite ca şi cantităţi facturate, dar pot fi evaluate şi plăţile reale. În contextul sistemului de încălzire centralizată din România, gospodăriile cu venit mic beneficiază de subvenţii semnificative în ceea ce priveşte încălzirea centralizată (după este prezentat în secţiunea 2.6.5). Suportabilitatea este determinată de venitul gospodăriilor, nivelul de consum pe gospodărie, politica tarifară şi schemele de subvenţii. Suportabilitatea este diferită de bunăvoinţa de a plăti care este definită drept suma din venit pe care o persoană este dispusă să o cheltuiască pentru a obţine un anumit serviciu. Bunăvoinţa de a plăti se reflectă în colectarea plăţilor şi în faptul că, consumatorul se deconectează de la servicii. În contextul încălzirii centralizate din România, bunăvoinţa de a plăti este caracterizată de următoarele două aspecte: – Grupurile cu venituri mici care doresc să plătească mai puţin din cauza bugetului, şi – Grupurile cu venituri mari care sunt capabile să treacă la alte surse de energie termică individuale şi

de o calitate mai bună.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

191

9.2.3 Compariţie între capacitatea de contribuţie a comunităţii şi costurile investiţionale nete ale granturilor Estimarea suportabilităţii prezentată în Master Plan are scopul de a stabili capacitatea maximă de contribuţie a comunităţii beneficiare în situaţia în care se realizeaza investiţii noi în centrala termică şi în infrastructura de alimentare cu energie termică. Se pune accent pe segmentele de consumatori cu venituri mici pentru a furniza o opinie privind suportabilitatea tarifelor propuse şi a sistemelor existente de subvenţie, precum şi a necesarului de finanţare prin granturi a investiţiilor. Abordarea noastră este următoarea:

• Calculul costurilor medii incrementale (CMI) din scenariul de referinţă şi din fiecare scenariu considerat. Rezultatul este prezentat sub formă de cost unitar;

• Estimarea numărului de unităţi consumate de fiecare gospodărie pe lună (medie de-a lungul unui an);

• Compararea CMI din fiecare scenariu cu venitul pe gospodărie. Pentru a stabili dacă toate gospodăriile vor fi capabile să plătească consumul de energie termică, se presupune că toate gospodăriile au consum identic de energie termică în comparaţie cu mărimea locuinţei. Comparaţiile între costurile cu energia termică şi venitul pe gospodărie sunt realizate pentru veniturile cele mai mici. De fapt, decila de venit, adică a zecea parte din veniturile pe gospodărie este folosită drept bază.

• Au fost luate în considerare trei cazuri de dezvoltare a venitului: un parcurs pesimist, un parcurs optimist şi un parcurs echilibrat.

9.3. Estimare Ipoteze:

• Rată de schimb valutar RON/EUR, decembrie 2007: 3.54. • Consum mediu pe gospodărie: 0,7 MWh pe lună sau 2,6 GJ pe lună.

Tabel 9.3-1: Valori istorice, Timişoara 2007.

An 2007

Rată de scimb valutar RON/EUR

3.54

Timişoara, venit mediu pe

gospodărie, RON pe lună

Timişoara, decila # 1 venit pe

gospodărie, RON pe

lună

Cost unitar producţie de

energie termică

Tarif istoric

Cost încălzire

centralizată, % din

venitul pe gospodărie

Tarif istoric, % din venitul

pe gospodărie

Surse Tabel 2.17 Tabel 2.8

Unităţi MWh MWh

Medie Average Average

Monedă: RON 2,406 189.73 106.83 8% 4%

Monedă: EUR 680 53.60 30.18 8% 4%

Decila # 1 Decila # 1 Decila # 1

Monedă: RON 1,155 189.73 106.83 16% 9%

Monedă: EUR 326 53.60 30.18 16% 9%

Unităţi GJ GJ

Monedă: RON 52.70 29.68

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

192

An 2007

Rată de scimb valutar RON/EUR

3.54

Timişoara, venit mediu pe

gospodărie, RON pe lună

Timişoara, decila # 1 venit pe

gospodărie, RON pe

lună

Cost unitar producţie de

energie termică

Tarif istoric

Cost încălzire

centralizată, % din

venitul pe gospodărie

Tarif istoric, % din venitul

pe gospodărie

Monedă: EUR 14.89 8.38

Tabelul 9.3-1 compară costurile de producţie de energie termică cu veniturile pe gospodărie pentru nivelul mediu de venit şi decila de venit # 1, adică 10% din venitul populaţiei cu venitul cel mai mic. Nu s-a avut în vedere niciun fel de subvenţii sociale. Tabelul ilustrează că în medie în 2007, gospodăriile din Timişoara care au primit energie termică din sistemul de încălzire centralizată au plătit 4% din venitul lor pe încălzire centralizată, în timp ce costul întreg al acestor servicii s-a ridicat la 8% din venitul pe gospodărie. Tariful istoric a fost de 8.38 EUR pe GJ, în timp ce costul întreg a fost de 14.89 EUR pe GJ. Populaţia care se încadrează la decila de venit # 1 ar fi plătit 9% din venitul pe gospodărie pe încălzire centralizată în 2007 – înainte de a lua în considerare subvenţiile sociale. Pentru această categorie de consumatori, costul întreg a fost echivalent cu 16% din venitul pe gospodărie. În decila # 1, în 2007, venitul mediu pe gospodărie a fost de 1,155 RON pe lună. Această decilă conţine toate veniturile din aproape nimic până în momemntul în care apare decila # 2. În 2007 pentru Timişoara, acest venit limită este estimat ca fiind egal cu media plus 5 procente, adică aproximativ 1,200 RON pe lună. După cum a fost prezentat în secţiunea 2.6.5, în prima parte a sezonului de încălzire, adică lunile noiembrie – decembrie 2007, sistemul de subvenţii sociale a început de la venitul pe gospodărie de 1,450 RON pe lună. Toate gospodăriile cu venituri între 1,277 şi 1,450 RON pe lună au primit o reducere de 10% pentru plata facturii de energie termică. Pentru veniturile pe gospodărie între 1,132 şi 1,277 RON pe lună, subvenţia a fost de 20% etc. iar gospodăriile cu venituri sub 450 RON pe lună au primit o subvenţie de 90% pentru plata facturii de energie termică. Având în vedere că subvenţia a început la venitul mediu din decila # 1, unde factura de energie termică era echivalentă cu 9% din venitul pe gospodărie iar sistemul este proiectat să reducă factura de energie termică cu 10% pentru fiecare pas de descreştere cu aproape 10% pe scara de venit, rezultatul acestui sistem a fost echivalentul unei reduceri pentru plata energiei termice de 9% din venitul pe gospodărie. Tabel 9.3-2: Suportabilitate, preţ mic pentru gaze naturale (283 Euro/1000 m3)

Cost energie termică, EUR pe GJ

Cost energie termică, EUR pe MWh

Cost energie termică, % din venitul mediu pe gospodărie

Cost energie termică, % din decila #1 de venit pe gospodărie

2007 14.89 52.70 8% 16%

2009-2028 CMI CMI Pesi- mist

Opti- mist

Echilibr at

Pesi- mist

Opti- mist

Echilibr at

Venit pe gospodărie,

RON/lună Venit pe gospodărie,

RON/lună

1,945 3,353 2,538 934 1,610 1,218

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

193

Cost energie termică, EUR pe GJ

Cost energie termică, EUR pe MWh

Cost energie termică, % din venitul mediu pe gospodărie

Cost energie termică, % din decila #1 de venit pe gospodărie

2007 14.89 52.70 8% 16%

2009-2028 CMI CMI Pesi- mist

Opti- mist

Echilibr at

Pesi- mist

Opti- mist

Echilibr at

Venit pe gospodărie,

RON/lună Venit pe gospodărie,

RON/lună Scenarii (S), Opţiuni (O) EUR/GJ

RON/ MWh

Cost energie termică / venit pe gospodărie

Cost energie termică / venit pe gospodărie

S1 O1 16,34 208,28 8% 4% 6% 16% 9% 12% S1 O2 19,13 243,82 9% 5% 7% 19% 11% 14% S1 O3 16,55 210,94 8% 5% 6% 16% 9% 13% S1 O5 16,67 212,50 8% 5% 6% 16% 10% 13% S1 O6 16,96 216,08 8% 5% 6% 17% 10% 13% S1 O7 16,87 215,05 8% 5% 6% 17% 10% 13% S1 O8 16,55 210,95 8% 5% 6% 16% 9% 13% S1 O9 17,11 218,07 8% 5% 6% 17% 10% 13% S1 O10 16,76 213,54 8% 5% 6% 17% 10% 13% S1 O11 16,51 210,41 8% 5% 6% 16% 9% 12% S2 O12 16,80 214,05 8% 5% 6% 17% 10% 13% S3 O13 18,40 234,53 9% 5% 7% 18% 11% 14% S1 O4 16,69 212,72 8% 5% 6% 16% 10% 13%

Tabelul 9.3-2 calculează costul mediu al energie termice din punctul de vedere al costurilor medii incrementale comparate cu venitul mediu pe gospodărie. Atât CMI cât şi cifrele de venit pe gospodărie sunt valori scontate. Venitul pe gospodărie este specificat atât pentru un nivel mediu de venit cât şi pentru decila cu cel mai mic venit. Sunt prezentate trei cazuri: cazul pesimist, cazul optimist şi cazul echilibrat. 9.4. Suportabilitatea Pe baza acestor ipoteze de bază, Tabelul 9.3-2 sugerează că nivelul costului în toate scenariile se regăseşte în intervalul 8-9%, 4-5% sau 6-7% din venitul mediu pe gospodărie în funcţie de prognoza aplicată, adică pesimistă, optimistă sau echilibrată. Pentru decila 1 pe gospodărie intervalele sunt 16- 19%, 9-11% şi respectiv 12-14%. După cum a fost prezentat mai sus, sistemul actual de subvenţii este echivalentul unui cap de de 9% din factura de energie termică pentru gospodăriile cu venit mic. Având în vedere că unele gospodării din decila 1 vor avea în viitor dreptul la subvenţii, se recomandă să se păstreze schema de subvenţii. 9.5. Analiza sensibilităţii Analiza sensibilităţii este realizată pentru preţul gazului natural. În calculul următor este estimat un preţ unitar de 400 Euro pe 1000 m3 pentru a demonstra diferenţa dintre indicatori datorată unui preţ mult mai mare al gazului natural.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

194

Tabel 9.5-1: Suportabilitate, preţ ridicat al gazului natural (400 Euro/1000 m3)

Cost energie termică,

EUR pe GJ

Cost energie termică, EUR pe MWh

Cost energie termică, % din venitul mediu pe

gospodărie

Cost energie termică, % din decila #1 de venit pe gospodărie

2007 14.89 52.70 8% 16%

2009-2028 CMI CMI Pesi- mist

Opti- mist

Echilib rat

Pesi- mist

Opti- mist

Echilib rat

Venit pe gospodărie,

RON/lună Venit pe gospodărie,

RON/lună

1,945 3,353 2,538 934 1,610 1,218 Scenarii (S), Opţiuni (O) EUR/GJ

RON/ MWh

Cost energie termică / venit pe gospodărie

Cost energie termică / venit pe gospodărie

S1 O1 21,27 271,06 10% 6% 8% 21% 12% 16% S1 O2 22,34 284,67 11% 6% 8% 22% 13% 17% S1 O3 20,14 256,64 10% 6% 7% 20% 12% 15% S1 O5 20,38 259,67 10% 6% 7% 20% 12% 15% S1 O6 20,18 257,15 10% 6% 7% 20% 12% 15% S1 O7 20,03 255,32 9% 5% 7% 20% 11% 15% S1 O8 20,00 254,90 9% 5% 7% 20% 11% 15% S1 O9 20,52 261,47 10% 6% 7% 20% 12% 15% S1 O10 20,34 259,21 10% 6% 7% 20% 12% 15% S1 O11 20,02 255,11 9% 5% 7% 20% 11% 15% S2 O12 19,53 248,85 9% 5% 7% 19% 11% 15% S3 O13 18,36 233,97 9% 5% 7% 18% 10% 14% S1 O4 20,44 260,51 10% 6% 7% 20% 12% 15%

Pe baza ipotezelor de bază, Tabelul 9.5-1 sugerează că nivelul costului în toate scenariile creşte în intervalul 9-11%, 5-6% sau 7-8% din venitul mediu pe gospodărie în funcţie de prognoza aplicată, adică pesimistă, optimistă sau echilibrată. Pentru decila 1 pe gospodărie intervalele sunt 19-22%, 11-13% şi respectiv 14-17%. Astfel, în cazul preţului ridicat al gazului natural, gospodăria medie va observa că factura va arata un consum suplimentar aferent unui procent de 1-2% din venit, în timp ce gospodăriile cu decilă de venit 1 vor constata o creştere a facturii cu 3-5% din venit. Aceasta indică cu tărie faptul că subvenţiile sociale trebuie menţinute. În plus faţă de cele prezentate mai sus, s-ar putea realiza o estimare a sensibilităţii pe baza următorului argument: se estimează că în calculele de mai sus rata de decuplare care a fost de 3% p.a. în ultimii ani va fi înlocuită de o tendinţă crescătoare a suprafeţei încălzite de 1% p.a. Acest fapt se bazează pe estimarea că în viitor preţurile gazului vor abate consumatorii de la deconectare, precum şi estimarea generală cu privire la creşterea unui stoc viitor combinată cu iniţiative la nivel local, politice privind sprijinirea dezvoltării unei pieţe de energie termică, după cum este prezentat în detaliu în Capitolul 3.4.2. Cu toate acestea, având în vedere că proiecţia privind preţurile gazului sau din acest punct de vedere şi al altor surse de energie pentru sistemele individuale de încălzire în următorii 20 de ani este destul de incertă, presupunerea unei creşteri a suprafeţei încălzite ar trebui să facă obiectul unei analize a sensibilităţii. Din punctul de vedere al sistemului de încălzire centralizată, riscul se află în continuarea tendinţei din trecut de deconectări, poate fi cauzată de o scădere a preţurilor gazului.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

195

Acest fapt poate fi ilustrat prin combinarea scenariului cu preţul scăzut al gazului cu o tendinţă continuă de deconectare, în care suprafaţa încălzită (clădiri noi şi reconectări din care se scad decontectările) va rămâne constantă de-a lungul perioadei de planificare de 20 de ani. Tabel 9.5-2: Suportabilitate, preţ scăzut al gazului, tendinţă continuă de deconectare

Cost energie termică,

EUR pe GJ

Cost energie termică, EUR pe MWh

Cost energie termică, % din venitul mediu pe

gospodărie

Cost energie termică, % din decila #1 de venit pe

gospodărie

2007 14.89 52.70 8% 16%

2009-2028 CMI CMI Pesi- mist

Opti- mist

Echilibr at

Pesi- mist

Opti- mist

Echilibr at

Venit pe gospodărie,

RON/lună Venit pe gospodărie,

RON/lună

1,945 3,353 2,538 934 1,610 1,218 Scenarii (S), Opţiuni (O) EUR/GJ

RON/ MWh

Cost energie termică / venit pe gospodărie

Cost energie termică / venit pe gospodărie

S1 O1 17,68 225,27 8% 5% 6% 17% 10% 13%

S1 O2 20,69 263,70 10% 6% 8% 20% 12% 16%

S1 O3 17,90 228,15 8% 5% 6% 18% 10% 14%

S1 O5 18,03 229,83 9% 5% 7% 18% 10% 14%

S1 O6 18,34 233,71 9% 5% 7% 18% 10% 14%

S1 O7 18,25 232,59 9% 5% 7% 18% 10% 14%

S1 O8 17,90 228,16 8% 5% 6% 18% 10% 14%

S1 O9 18,51 235,85 9% 5% 7% 18% 11% 14%

S1 O10 18,12 230,96 9% 5% 7% 18% 10% 14%

S1 O11 17,86 227,57 8% 5% 6% 18% 10% 13%

S2 O12 16,80 214,05 8% 5% 6% 17% 10% 13%

S3 O13 18,40 234,53 9% 5% 7% 18% 11% 14%

S1 O4 18,05 230,07 9% 5% 7% 18% 10% 14% Pe baza ipotezelor în care se combină un nivel relativ scăzut al gazului şi deconectările continue, Tabelul 9.5-2 sugerează că nivelul costului în toate scenariile va fi în intervalul 8-10%, 5-6% sau 6-8% din venitul mediu pe gospodărie, în funcţie de prognoza aplicată, adică pesimistă, optimistă sau echilibrată. Pentru decila 1 pe gospodărie intervalele sunt 17-20%, 10-12% şi respectiv 13-16%. Acesta este aproape identic cu situaţia cu preţul scăzut al gazului fără deconectări, subliniind faptul că în timp cheltuielile de operare micşorează costurile investiţionale realizate o singură dată. Drept rezultat al deconectărilor, Costurile Medii Incrementale ar creşte cu 8.6% în toate opţiunile, cu excepţia O12 şi O13 în care costurile unitare ramân neschimbate. De exemplu, CMI din opţiunea preferată ar creşte de la 16,51 €/GJ la 17,86 €/GJ, în timp ce costul opţiunii descentralizate ar rămâne la 16,80€/GJ iar costul opţiunii individuale ar rămâne la 18,40€/GJ. 9.6. Concluzie Calculele de mai sus ilustrează faptul că investiţiile în reabilitarea sistemului de încălzire centralizată ar îmbunătăţii funcţionarea sistemului. Cu toate acestea, în acelaşi timp, se estimează că vor creşte

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

196

costurile cu combustibilul şi alte costuri. Subvenţiile sociale ar trebui menţinute pentru a proteja consumatorii cu venituri mici de creşteriile excesive ale energiei termice.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

Atasament: 12_Chapter_8_Financial_Economic_Analysis_Timisoara_RO.pdf

183

8. Analiza financiară

8.1. Rezumat Această secţiune stabileşte ipotezele pentru calculele financiare şi economice, costurile cu combustibili şi salariile cuprinzând principalele componente ale cheltuielilor de operare. Sunt prezentate ipotezele privind costul de investiţii, urmate de calculul indicatorilor financiari pentru opţiunile estimate, inclusiv Valoarea Netă Actualizată (VNA) şi Costul Mediu Incremental (CMI), care sunt apoi utilizate pentru ierarhizarea financiară a opţiunilor. Ierarhizarea este realizată pentru două ipoteze alternative privind preţul gazului natural. 8.2 Ipoteze privind mărimea pieţei Mărimea pieţei, adică necesarul total de energie termică, depinde de suprafaţa clădirii încălzite şi de intensitatea căldurii, unde suprafaţa încălzită este suprafata incalzita de sistemuld e termoficare iar intensitatea căldurii este consumul de energie termică pe metru pătrat de suprafaţă încălzită. Devoltarea suprafeţei încălzite depinde de construcţii noi care vor fi adăugate la suprafaţă şi de deconectările/reconectările care vor reduce/creşte suprafaţa. Consumul pe metru pătrat depinde de preţul energiei termice (presupunând că consumatorul plăteşte exact cât a cosumat) şi de eforturile de a economisi energie termică. Soluţia descentralizată potrivit căreia fiecare bloc este încălzit cu ajutorul unui boiler cu ardere pe gaz iar soluţia individuală potrivit căreia fiecare apartament are propriul sistem cu ardere pe gaz sunt unele dintre opţiunile prezentate în acest Master Plan. Alte alternative, cum ar fi de exemplu sistemele solare, au fost evaluate înainte de a se lua decizia privind setul de opţiuni care urmează a fi inclus în Master Plan. Opţiunile privind încălzirea pe bază de energie solară au fost eliminate din cauza costurilor investiţionale ridicate în comparaţie cu căldura produsă. În prezent, încălzirea pe bază de enrgie solară nu este competitivă şi introducerea acesteia va necesita ori i) introducerea de taxe pe combustibilii primari ori ii) subvenţii pentru încălzirea pe bază de energie solară. În prezent este considerat competitiv un singur tip de încălzire pe bază de energie solară respectiv instalaţiile solare mari (mai mult de 20.000 m2 de colectoare solare). Această soluţie va fi aplicabilă pentru oraşele mici unde încălzirea pe bază de energie solară nu va intra în competiţie cu operaţiile de cogenerare sau incinerare a deşeurilor pe timp de vară). Acest caz nu se aplică pentru Timişoara. Mărimea pieţiei este este influenţată în primul rând de preţul gazului prin intermediul elasticităţii cerere- preţ. Un preţ al gazului în creştere va duce la creşterea costurilor soluţiilor descentralizată şi individuală în raport cu costul sistemului de încălzirie centralizată. Aceasta înseamnă că elasticitatea estimată a suprafeţei de încălzit faţă de preţul gazului este pozitivă. În acelaşi timp, un preţ în creştere al gazului va duce la costuri mai ridicate în ceea ce priveşte încălzirea centralizată, îndemnând astfel consumatorii să reducă consumul. În acest caz elasticitatea cerere-preţ este negativă. Efectul unui preţ al gazului în creştere asupra mărimii pieţei depinde de care dintre efectele menţionate mai sus este cel dominant. Astfel, în anticiparea unui preţ mai ridicat al gazului, în stadiul de proiectare,la suprafaţa încălzită prin sistem centralizat ar fi adăugate locuinţe noi. Cu timpul, cererea din partea fiecărui apartament se poate modifica în concordanţă cu modificările actuale ale costului încălzirii centralizate. 8.3. Ipoteze privind costurile de operare şi întreţinere Luna decembrie 2007 este utilizată ca bază pentru costurile, inclusiv pentru rata de schimb valutar pentru RON/EUR. Cifrele exacte pentru costurile cu combustibilul şi tarife sunt incluse în Tabelul 8.3.1-1.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

184

8.3.1 Ipoteze privind preţul combustibilului Tabel 8.3.1-1: Preţurile combustibilului pentru comapniile de încălzire centralizată, Timişoara, decembrie 2007 şi orizontul de planificare, EUR pe unitate.

Unitate Decembrie,

2007 Medie

2009-2028 Medie

2009-2028 Rată de schimb valutar RON/EUR 3.54 EUR/unitate EUR/unitate EUR/unitate

Preţ mic

gaz Preţ mare

gaz Lignit tonă 30 30 30

Cărbuni tonă 60 60 60

Gaz natural 1000 m3 283 283 400

Deşeuri municipale tonă 0 0 0

Deşeuri din lemn (peleţi) tonă 28.25 40 40

Dioxid de carbon (CO2) tonă 25.00 25 25

După cum se vede în Tabelul 8.3.1-1, se presupune că preţul gazului natural rămâne la 283 Euro pe 1000 m3 (cazul cu preţ mic) sau va creşte la 400 Euro pe 1000 m3 (cazul cu preţul mare). Potrivit planurilor Guvernului, decalajul dintre preţul gazului în ţară şi cel din Europa va fi redus gradual, astfel încăt va fi eliminat la sfârşitul anului 2010. În Tabelele 8.5.2-2 şi 8.5.2-3 de mai jos, calculele sunt făcute pe următoarele preţuri: 283 Euro/1000 m3 respectiv 400 Euro/1000 m3. Pe lângă adaptarea preţului gazului în România la nivelul celui din Europa, pe termen mai lung, se presupune că preţul gazului natural va rămâne constant. Aceasta reflectă utilizarea noilor zăcăminte de gaz ca răspuns la cererea în creştere, dar şi trecerea de la gaz la alte surse de energie, o producţie mai eficientă de energie etc. O mare întrebare este dacă preţul de piaţă al gazului natural în Europa va găsi sau nu un echilibru pe termen lung aproape de nivelul de 283 Euro pe 1000 m3, preţul de referinţă din Europa pentru decembrie 2007 sau dacă va rămâne destul de ridicat. Pentru a estima sensibilitatea la un preţ mai ridicat al gazului, sunt furnizate calcule cu preţul de „bază” de 283 Euro pe 1000 m3 şi cu un preţ de 400 Euro pe 1000 m3, care a fost nivelul preţului de referinţă în Europa în iunie 2008. Pe termen scurt, preţurile lignitului şi a cărbunelor ar putea creşte, însă pe termen lung se estimează că vor reveni la nivelul actual, in cauza abundenţei acestor două surse de energie. Se estimează că preţul peleţilor de lemn va creşte puţin, reflectând creşterea cererii şi o alimentare lipsită de elasticitate. Preţul CO2 este menţinut neschimbat la nivelul lui decembrie 2007. Se presupune că partea nesustenabilă a conţinutului de CO2 din deşeurile solide este 20% din cel al antracitului.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

185

8.3.2 Ipoteze privind preţul energiei electrice Energia electrică este tranzacţionată pe piaţa en-gros şi en-detail.

Piaţa en-gros include:

Contracte pe termen lung sau mediu pe PCCB (piaţa centralizată a contractelor bilaterale), şi

DAM (Day-Ahead Market).

Piaţa en-detail include:

Tranzacţii la preţuri stabilite în funcţie de voltaj şi tranzacţia zi/nopate;

Tranzacţii competitive la preţuri negociabile.

Companiile de încălzire centralizată de obicei încheie contracte anuale dar pot participa şi pe Piaţa „Day- Ahead Market”. Producătorii cu o capacitate instalată de 50 MW sau mai mult au acces la grila de tensiune înaltă de 100 kV, pe când unităţile mai mici, inclusiv Timişoara, vor tranzacţiona pe grila de tensiune medie.

Începând cu 2009, potrivit noii scheme bonus de eficienţă ridicată, companiile de cogenerare care se califică pentru schemă vor avea dreptul să vândă energie electrică către cei din grila de tensiune înaltă la un preţ de 90% din preţul pieţei de pe grila de energie electrică. Mai exact, pentru anii 2009-2011 este garantat un preţ minim de 40 EUR pe MWh fără TVA.

Tabelul 8.3.2.-1 prezintă preţurile pe piaţa de energie electrică în decembrie 2007 şi ipoteze pentru orizontul de planificare.

Tabel 8.3.2-1: Preţurile energiei electrice pe piaţa en-detail pentru producătorii de energie termică, Timişoara, decembrie 2007 şi orizontul de planificare, EUR pe unitate (fără TVA).

Unitate Decembrie

2007 Medie

2009-2028 Rată de schimb valutar RON/EUR 3.54

Energie electrică vândută către grilă

Către grila de tensiune înaltă MWh n/a n/a

Către grila de tensiune medie MWh 55.5 55.5+bonus *)

Către grila de tensiune joasă MWh n/a n/a

Energie elecrtică cumpărată de la grilă

De la grila de tensiune înaltă MWh 71.50 71.50

De la grila de tensiune medie MWh 83.04 83.04

De la grila de tensiune joasă MWh 96.10 96.10

*) Vezi Capitolul 2.6.5. Calculele costului pentru centrala „Timişoara Centru” se bazează pe o schemă de bonus simplificată, începând de la 22 Euro/MWh în 2009, încheându-se la 11 Euro/MWh în 2019. Pentru centrala „Timişoara Sud” a fost aplicat un bonus de jumătate din această sumă, adică începând de la 11 Euro/MWh în 2008, descrescând la 5.5 Euro/MWh în 2019. 8.3.3 Alte ipoteze privind costurile de operare şi întreţinere Se presupune că orice creşteri salariale în termeni reali sunt cel puţin compensate de o reducere în ceea ce priveşte forţa de muncă. Astfel, se estimează că salariul va ramâne constant în termeni reali. Acest

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

186

fapt se reflectă din Tabelul 8.3.3-1 unde nivelul salarial este menţinut constant de-a lungul întregii perioade de planificare. În realitate, salariile ar creşte cu 3% p.a. în termeni reali (scenariul echilibrat), după cum a fost discutat în Capitolul 3.3. Tabel 8.3.3-1: Bugete salariale, Timişoara, decembrie 2007 şi orizontul de planificare, EUR pe unitate. Unitate 2007 2009-2011 2012-2028

Rată de schimb valutar RON/EUR 3.54 Mii EUR/an Mii EUR/an Mii EUR/an

Centru Total salar personal

2,391 2,391 1,794

Sud Total salar personal

3,528 3,528 2,443

Substaţii Total salar personal

3,581 3,581 2,685

Observaţii: 1. Nivele de salar mediu ca în decembrie 2007: Centru: 695 Euro/lună, Sud: 947 Euro/lună, Substaţii: 1,040

Euro/lună. 2. Modificarea în 2012 se datorează echipării încheiate în 2011. Se presupune că reducerea privind totalul de

costuri salariale este de 25% la CET Centru şi Substaţii, pe când reducerea la CET Sud se estimează a fi de 30%.

8.4. Ipoteze privind costurile investiţionale Tabelele privind costurile investiţionale sunt prezentate separat în Capitolul 7. Ipotezele pe care se bazează tabelele:

• Investiţiile sunt defalcate pe an pentru orizontul de planificare al MP. Sunt prezentate cantităţile specifice investite pe ani, adică nu sunt utilizate cantităţi generale anuale;

• Investiţiile sunt investiţii nete (cheltuieli neprevăzute, tehnice şi de proiectare); • Costuri cu cheltuielile neprevăzute, asistenţa tehnică pentru construcţie, supervizare şi

proiectare finală nu sunt incluse în sumele de investiţii – vor fi însă incluse în studiul de fezabilitate, la fel ca şi calculul valorii nete actualizate (Capitolul 8.5);

• Toate cifrele sunt exprimate în Euro în preţuri fixe pentru 2007; • Anul de bază este 2009; • Deprecierea nu este inclusă; • Durata de viaţă a invstiţiilor este mai mare de 20 de ani. Astfel, la sârşitul perioadei de 20 de

ani, investiţiile au o valoare reziduală care se stipulează a fi 25% din cantitatea investită.

8.5. Valoarea netă actualizată 8.5.1. Metodologie Opţiunile de investiţie sunt evaluate utilizând următorii indicatori: Valoarea Netă Actualizată (VNA), Rata Internă de Recuperare (RIR) şi Costul Mediu Incremental (CMI). Elementele de bază a analizei sunt:

• Moneda: Euro;

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

187

• Preţurile: Fixe (decembrie 2007); • Numărul de ani: 20; • An de începere: 2009; • An de încheiere: 2028; • Duratele de viaţă ale investiţiilor reflectate în valoarea rămasă la sfârşitul perioadei de 20 de ani,

egală cu 25% din investiţii. • Rată a scontului: 5.0%.

Sunt identificate câteva scenarii independente de investiţie care sunt apoi comparate cu scenariul de referinţă. Scenariul de referinţă este infrastructura existentă (inclusiv o îmbunătăţire cu un pachet obligatorii de intervenţii, vezi Capitolul 5) dezvoltat pe o perioadă de 20 ani. Scenariile sunt estimate prin calcului VNA şi RIR şi prin compararea acestora cu scenariul de referinţă. Scenariile includ venituri din vânzarea de energie electrică şi de credite de CO2, iar costurile includ investiţiile, reinvestiţiile şi costurile fixe şi variabile de operare. În acest calcul nu sunt incluse veniturile din vânzarea de energie termică. Astfel, VNA ilustrează costul net al fiecărui scenariu care trebuie recuperat prin vânzarea de energie termică. Calculul VNA porneşte de la costurile investiţionale inclusiv cheltuielile neprevăzute, tehnice şi de proiectare. Anexa 8.1 arată calculul tuturor costurilor investiţionale şi de întreţinere, inclusiv costul combustibilului, venitul cu energia electrciă şi CO2, fluxul de numerar net şi vânzările de energie electrică pentru toate opţiunile. Sunt incluse şi preţurile echilibrate de energie termică pentru 20 de ani. Anexa include VNA şi RIR pentru fiecare opţiune. Costurile fixe de operare nu includ deprecierea. De fapt, VNA calculează valoarea (în Euro) a fluxului de numerar net, unde fluxul de numerar pentru fiecare an este scontat la anul 1 (adică 2009), aplicându-se o taxă de scont de 5.5%. RIR calculează rata dobânzii care stabilizează fluxul de numerar al câştigurilor şi fluxul de numerar al costurilor. În unele cazuri, RIR nu este definită din cauza profilului investiţiilor. CMI este calculat pentru fiecare scenariu ca şi câştigul net scontat împărţit la canitatea scontată de energie termică produsă. 8.5.2. Scenarii După cum este prezentat în detaliul în acest raport, au fost estimate următoarele scenarii şi opţiuni (vezi Tabelul 8.5.2-1): Tabel 8.5.2-1: Listă a scenariilor şi opţiunilor pentru Timişoara.

Titlu Descriere

S1 O1 Trecere totală pe gaz, Sud abandonată

S1 O2 Centru pe gaz, 3 boilere pe biomasă în Sud S1 O3 Structura actuală, boilere cu abur funcţionale în Sud, Centru pe gaz S1 O5 Structura actuală, boilere pe apă caldă funcţionale în Sud, Centru pe gaz S1 O6 Structura actuală, boilere cu coardere cu abur în Sud, Centru pe gaz S1 O7 Structură actuală, boilere apă caldă cu coardere în Sud, Centru pe gaz S1 O8 Structura actuală, boilere cu coardere cu abur în Sud la o sarcină mai mică, Centru pe gaz S1 O9 Structură actuală, boilere apă caldă cu coardere în Sud la o sarcină mai mică, Centru pe gaz S1 O10 FBC cu abur în Sud, Centru pe gaz S1 O11 FBC apă caldă, coardere, Centru pe gaz

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

188

S2 O12 Descentralizat, boilere în substaţii

S3 O13 Descentralizat, biolere în clădiri şi locuinţe

S1 O4 Opţiune de referinţă

Pentru fiecare scenariu au fost calculaţi următorii indicatori:

• VNA a investiţiei; • VNA a costului net; • VNA a producţiei de energie termică; • CMI.

Scenariile au fost ierarhizate în funcţie de Costul Mediu Incremental (CMI) al fiecăruia. Au fost realizate două seturi de calcule: unul cu preţul gazului natural la nivelul celui din decembrie 2007 şi unul cu preţul gazului natural la nivelul celui din iunie 2008. Rezultatul estimării este prezentat în Tabelele 8.5.2-2 şi 8.5.2-3. Tabel 8.5.2-2: Indicatori, scenarii alternative, Timişoara. (preţ GN = 283 Euro/1000 nmc)

Investi- ţie

Cost net fiecare

scenariu

Pro- ducţie

energie termică

CMI Ierar- hiza-

re (CMI)

A D E F=D/E VNA

(5.0%) VNA (5.0%) VNA

(5.0%)

Mil EUR Mil EUR

TJ EUR/GJ

S1 O1 Trecere totală pe gaz, Sud abandonată 109,92 658,13 40.269

16,34 1 S1 O2 Centru pe gaz, 3 boilere pe biomasă în Sud 217,34 770,42 40.269

19,13 13

S1 O3 Structura actuală, boilere cu abur funcţionale în Sud, Centru pe gaz

142,76 666,54 40.269

16,55 3 S1 O5 Structura actuală, boilere pe apă caldă

funcţionale în Sud, Centru pe gaz 136,18 671,45 40.269

16,67 5

S1 O6 Structura actuală, boilere cu coardere cu abur în Sud, Centru pe gaz

143,25 682,78 40.269

16,96 10 S1 O7 Structură actuală, boilere apă caldă cu

coardere în Sud, Centru pe gaz 136,75 679,51 40.269

16,87 9

S1 O8 Structura actuală, boilere cu coardere cu abur în Sud la o sarcină mai mică, Centru pe gaz

142,76 666,56 40.269

16,55 4

S1 O9 Structură actuală, boilere apă caldă cu coardere în Sud la o sarcină mai mică, Centru pe gaz

143,33 689,05 40.269

17,11 11

S1 O10 FBC cu abur în Sud, Centru pe gaz 167,39 674,74 40.269

16,76 7 S1 O11 FBC apă caldă, coardere, Centru pe gaz 152,09 664,85 40.269

16,51 2

S2 O12 Descentralizat, termic 167,52 676,34 40.269

16,80 8 S3 O13 Descentralizat, locuinţe 257,09 741,06 40.269

18,40 12

S1 O4 Referinţă (O3 mic) 142,76 672,15 40.269

16,69 6

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

189

Tabel 8.5.2-3: Indicatori, scenarii alternative, Timişoara. (preţ GN = 400 Euro/1000 nmc) Investi-

ţie Cost net fiecare

scenariu

Pro- ducţie

energie termică

CMI Ierar- hiza-re (CMI)

A D E F=D/E VNA

(5.0%) VNA

(5.0%) VNA

(5.0%)

Mil EUR

Mil EUR

TJ EUR/GJ

S1 O1 Trecere totală pe gaz, Sud abandonată 109,92 856,51 40.269 21,27 12

S1 O2 Centru pe gaz, 3 boilere pe biomasă în Sud 217,34 899,50 40.269 22,34 13

S1 O3 Structura actuală, boilere cu abur funcţionale în Sud, Centru pe gaz

142,76 810,94 40.269 20,14 6

S1 O5 Structura actuală, boilere pe apă caldă funcţionale în Sud, Centru pe gaz

136,18 820,50 40.269 20,38 9

S1 O6 Structura actuală, boilere cu coardere cu abur în Sud, Centru pe gaz

143,25 812,53 40.269 20,18 7

S1 O7 Structură actuală, boilere apă caldă cu coardere în Sud, Centru pe gaz

136,75 806,77 40.269 20,03 5

S1 O8 Structura actuală, boilere cu coardere cu abur în Sud la o sarcină mai mică, Centru pe gaz

142,76 805,42 40.269 20,00 3

S1 O9 Structură actuală, boilere apă caldă cu coardere în Sud la o sarcină mai mică, Centru pe gaz

143,33 826,19 40.269 20,52 11

S1 O10 FBC cu abur în Sud, Centru pe gaz 167,39 819,06 40.269 20,34 8

S1 O11 FBC apă caldă, coardere, Centru pe gaz 148,34 806,09 40.269 20,02 4

S2 O12 Descentralizat, termic 167,52 786,33 40.269 19,53 2

S3 O13 Descentralizat, locuinţe 170,00 739,30 40.269 18,36 1

S1 O4 Referinţă (O3 mic) 142,76 823,17 40.269 20,44 10

Tabelele 8.5.2-2 şi 8.5.2-3 ilustrează faptul că O12, soluţia descentralizată cu boilere montate în fiecare apartament de bloc are al doilea CMI cel mai mic în cazul scenariului cu preţul ridicat al gazului şi este printre cazurile cu cele mai mari 5 CMI în scenariul cu preţul scăzut al gazului. Mai mult, calculele indică că O13, descentralizare totală cu boilere pe gaz în fiecare apartament este printre opţiunile care implică costurile cele mai ridicate în scenariul cu preţul scăzut al gazului, însă cea cu costurile cele mai mici în scenariul cu preţul ridicat al gazului. De asemenea, tabelele ilustrează că în cazul în care preţul gazului natural este mic, 5 (cinci) opţiuni sunt mai competitive decât opţiunea referinţă. În cazul în care preţul gazului natural este ridicat, 9 (nouă) opţiuni depăşesc opţiunea referinţă.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

Atasament: 11_Chapter_7_Long_Term_Inv_Plan_Timisoara_RO.pdf

170

7. Plan de investiţii pe termen lung

7.1. Rezumat Toate opţiunile analizate în Capitolul 5 pot duce la atingerea conformării cu directivele UE subliniate în POS Mediu. Este evaluată modalitatea cea mai eficientă din punctul de vedere al costurilor pentru continuarea funcţionării, luând în considerare suportabilitatea populaţiei şi în special studiile de pre- fezabilitate. Pe baza analizei opţiunilor din Capitolul 5, Opţiunile O1, O8, O10, O11 şi O12 au fost recomandate drept opţiunile care cel mai probabil ar putea duce la dezvoltarea sistemului de încălzire centralizată din Timişoara. Acesta îndeplineşte cerinţele Strategiei Municipale în modul cel mai eficient din punctul de vedere al costului în timp ce, în acelaşi timp, îndeplineşte cerinţele directivelor UE relevante şi a obiectivelor naţionale descrise în Capitolul 4. 7.2. Măsuri investiţionale pe termen lung

Capitolul 5 a identificat toate investiţiile necesare pentru reabilitarea întregului sistem de încălzire

centralizată pentru a se atingere totala conformare cu directivele UE relevante şi priorităţile municipale,

luând în considerare suportabilitatea investiţiilor de către populaţie şi capacitatea locală de implementare.

Tabelul 7.2-1 de mai jos prezintă măsurile investiţionale pe termen lung recomandate care sunt necesare

pentru reabilitarea întregului sistem de încălzire centralizată din Timişoara (Opţiunea 11). Perioada de

implementare pentru măsurile propuse este 2009-2015 datorită:

• termenelor limită pentru conformarea cu cerinţele privind mediul • politica naţională privind economisirile de energie în sistemul de încălzire centralizată, transpusă

în Strategia pentru reabilitarea încălzirii centralizate

Costurile cu cheltuielile neprevăzute, asistenţa tehnică pentru management de proiect şi construcţie, supervizare şi proiectare finală nu sunt incluse în cantităţile investiţionale – totuşi, acestea vor fi incluse în studiul de fezabilitate precum şi în calculul valorii nete actualizate (vezi Capitolul 8.5). Durata de viaţă a investiţiilor este mai mare decât perioada de 20 de ani.

Investiţiile propuse asigură conformarea cu cerinţele legislative privind mediul şi cu politica naţională în

sectorul de energie. Investiţii propuse pentru Opţiunea O1:

Investiţii Valoare

MEUR 1 Instalarea CAF2 în CET Centru (arzătoare cu nivel redus de NOx) 5,3 2 Echipament de monitorizare pentru LCP2 0,1 3 Instalarea CAF4 în CET Centru (arzătoare cu nivel redus de NOx) 4,7 4 Echipament de monitorizare pentru LCP4 0,1 5 Instalarea CAF5 în CET Centru (arzătoare cu nivel redus de NOx) 4,7 6 Echipament de monitorizare pentru LCP5 0,1 7 Reabilitarea reţelei de transport 69,3 8 Variatoare de viteză pentru pompele din CET Centru şi CET Sud 5,0 9 Reabilitarea reţelelor de distribuţie 42

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

171

10 Reabilitarea substaţiilor/centralelor boiler locale 3,4 Total 134,7

Investiţii propuse pentru Opţiunea O8:

Investiţii Valoare

MEUR 1 Instalarea CAF2 în CET Centru (arzătoare cu nivel redus de NOx) 5,3 2 Echipament de monitorizare pentru LCP2 0,1 3 Instalarea CAF4 în CET Centru (arzătoare cu nivel redus de NOx) 4,7 4 Echipament de monitorizare pentru LCP4 0,1 5 Lucrări suplimentare în CET Sud 42,5 6 Reabilitarea reţelei de transport 69,3 7 Variatoare de viteză pentru pompele din CET Centru şi CET Sud 5,0 8 Reabilitarea reţelelor de distribuţie 42 9 Reabilitarea substaţiilor/centralelor boiler locale 3,4

Total 172,4 Investiţii propuse pentru Opţiunea O10:

Investiţii Valoare

MEUR 1 Instalarea CAF2 în CET Centru (arzătoare cu nivel redus de NOx) 5,3 2 Echipament de monitorizare pentru LCP2 0,1 3 Instalarea CAF4 în CET Centru (arzătoare cu nivel redus de NOx) 4,7 4 Echipament de monitorizare pentru LCP4 0,1 5 Lucrări suplimentare în CET Sud 64,1 6 Reabilitarea reţelei de transport 69,3 7 Variatoare de viteză pentru pompele din CET Centru şi CET Sud 5,0 8 Reabilitarea reţelelor de distribuţie 42 9 Reabilitarea substaţiilor/centralelor boiler locale 3,4

Total 194 Investiţii propuse pentru Opţiunea O11:

Investiţii Valoare

MEUR 1 Instalarea CAF2 în CET Centru (arzătoare cu nivel redus de NOx) 5,3 2 Echipament de monitorizare pentru LCP2 0,1

3 Instalarea de CAF4 în CET Centru (arzătoare cu nivel redus de NOx) 4,7

4 Echipament de monitorizare pentru LCP4 0,1 6 Lucrări suplimentare în CET Sud 43,1 6 Reabilitarea reţelei de transport 69,3 7 Variatoare de viteză pentru pompele din CET Centru şi CET Sud 5,0 8 Reabilitarea reţelelor de distribuţie 42 9 Reabilitarea substaţiilor/centralelor boiler locale 3,4

Total 173

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

172

Investiţii propuse pentru Opţiunea O12:

Investiţii Valoare

MEUR

1 Reabilitarea reţelei de distribuţie (parţial) 42

2

Reabilitarea şi recinstrucţia substaţiilor/centralelor termice, inclusiv a reţelei de gaz 149,2

Total 191,2 Tabel 7.2-1: Defalcarea măsurilor investiţionale pe termen lung pentru cele 5 opţiuni selectate Datorită investiţiei majore într-o perioadă relativ scurtă, există nevoia de a întări capacitatea de gestionare şi implementare la nivel local a unităţilor de implementare care vor fi înfiinţate potrivit recomandării din Capitolul 7.11. Astfel, va fi nevoie de asistenţă tehnică suplimentară pentru gestionarea şi supervizarea proiectului. Pentru a recapitula, măsurile investiţionale pe termen lung descrise în detaliu în Capitolul 5, vor asigura totala conformare cu cerinţele privind mediul şi vor duce la un serviciu public de alimentare cu energie termică sigur şi de încredere pentru populaţie la un preţ suportabil în cadrul fiecărei opţiuni din cele propuse. Rezultatele principalelor investiţii sunt prezentate în Tabelul 7.2-2.

Principalele investiţii Rezultate Instalarea CAF în CET Centru (arzătoare cu nivel redus de NOx)

Reducerea emisiilor de NOx pentru a îndeplini ţintele privind mediul

Instalaţie de desulfurizare Reducerea emisiilor de SO2 pentru a îndeplini cerinţele privind mediul

Boiler cu abur FBC, 125 MWt -Reducerea emisiilor de SO2 şi NOx pentru a îndeplini cerinţele de mediu -flexibilitatea combustibilului -Utilizarea de resurse regenerabile

Boiler apă caldă FBC, 87 MWt -Reducerea emisiilor de SO2 şi NOx pentru a îndeplini cerinţele de mediu -flexibilitatea combustibilului -Utilizarea de resurse regenerabile -Creşterea eficienţei energetice

Reabilitarea reţelei de transport Creşterea eficienţei energetice Variatoare de viteză pentru pompele din CET Centru şi CET Sud

-Creşterea eficienţei energetice -Reducerea consumului de energie electrică

Reabilitarea reţelelor de distribuţie -Creşterea eficienţei energetice Reabilitarea substaţiilor/centralelor boiler locale

-Creşterea eficienţei energetice -Reducerea consumului de energie electrică

Tabel 7.2-2: Rezultatele principalelor investiţii

Riscuri privind implementarea, operarea şi întreţinerea Nu au fost identificate riscuri majore în ceea ce priveşte implementarea, operarea şi întreţinerea. Municipalitatea Timişoara are deja o experienţă vastă în ceea ce priveşte implementarea de proiecte de

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

173

investiţii la scară largă finanţate de UE prin intermediul programelor de asistenţă pentru pre-aderare iar noi nu prevedem nicio problemă majoră în înfiinţarea şi funcţionarea UIP pentru acest proiect. De asemenea, Colterm are o experienţă vastă în implementarea de poiecte la scară largă, susţinută de proiectul BERD în curs de implementare şi recenta implementare a următoarelor proiecte:

-Arzătoare cu nivel redus de NOx la două boilere apă caldă în CET Centru -Instalarea de electrofiltere în CET Sud -Evacuarea cenuşei din nămol de canalizare în CET Sud -Reabilitarea reţelelor şi a substaţiilor

7.3. Parametrii de proiectare de bază şi pre-dimensionare Parametrii de proiectare de bază pentru orizontul de planificare al MP sunt prezentaţi mai jos, luând în considerare perioadele de tranziţie acceptate pentru conformarea cu directivele UE relevante şi mărimea populaţiei din localitatea în cauză. De asemenea, selecţia parametrilor de proiectare include aspecte precum:

• Necesarul viitor de energie termică; • Sarcina minimă, medie şi de vârf a producţie de încălzire centralizată (situaţia pe timp de vară şi

de iarnă); • Valori limită privind poluanţii de aer; • Eficienţa boilerului şi a cogenerării.

Detaliile privind stabilirea parametrilor de proiectare de bază sunt incluse în Capitolul 3.4. Mai jos este prezentat un rezumat privind parametrii de proiectare. Necesarul viitor de energie termică Pentru estimarea necesarului viitor de energie termică au fost folosiţi următorii parametrii:

• Tendinţe ale consumului de energie termică specifice pentru locuinţe, instituţii, industrie etc.; • Proiecţii privind dezvoltarea pieţei; • Pierderi de căldură din reţelele de încălzire centralizată.

Tabelul 7.3-1 de mai jos, prezintă proiecţia privind necesarul de energie termică pentru perioada 2008- 2028. De asemenea, tabelul prezintă şi parametrii de proiectare, inclusiv sarcina de vărf pe timp de vară şi iarnă pentru perioada de planificare de 20 de ani. Tabel 7.3-1 Proiecţie privind necesarul de energie termică şi parametrii de proiectare, 2008- 2028

An Necesar de energie termică

[TJ]

Pierderi din reţea [TJ]

Producţie de energie termică

[TJ]

Capacitate maximă de

energie termică

Necesar iarnă [MWt]

Capacitate medie de energie termică

Necsar vară [MWt]

2008 4.056 959 5.015 450 42

2009 3.941 929 4.870 439 41

2010 3.835 900 4.735 428 40

2011 3.726 870 4.596 417 38

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

174

An Necesar de energie termică

[TJ]

Pierderi din reţea [TJ]

Producţie de energie termică

[TJ]

Capacitate maximă de

energie termică

Necesar iarnă [MWt]

Capacitate medie de energie termică

Necsar vară [MWt]

2012 3.617 841 4.458 406 37

2013 3.511 811 4.322 395 35

2014 3.402 781 4.183 384 34

2015 3.293 752 4.045 373 33

2016 3.187 752 3.939 364 33

2017 3.078 752 3.830 355 32

2018 2.969 752 3.721 346 32

2019 2.863 752 3.615 337 31

2020 2.754 752 3.506 328 31

2021 2.645 752 3.397 319 30

2022 2.539 752 3.291 309 30

2023 2.430 752 3.182 300 30

2024 2.430 752 3.182 300 30

2025 2.430 752 3.182 300 30

2026 2.430 752 3.182 300 30

2027 2.430 752 3.182 300 30

2028 2.430 752 3.182 300 30

Valori limită privind poluanţii de aer Valorile limită privind emisiile de SO2, NOx, pulberi şi CO2 pentru fiecare LCP sunt specificate în Capitolul 2. Eficienţa cazanului şi a cogenerării Ordinul ANRE nr.13/2007 stabileşte valori de referinţă armonizate privind eficienţa producţiei separate de energie electrică şi termică. De asemenea, HG nr. 219/2007 defineşte cogenerarea de mare eficienţă. Eficienţă (%)

Agent termic Combustibil

Abur/apă caldă

Antracit/cocs 88 Lignit 86 Turbă 86 Lemn 86 Biomasă din agricultură 80

Deşeuri municipale organice 80 Deşeuri nereciclabile (municipale şi industriale) 80

Solid

Marnă 86 HFO, gaz lichefiat 89 Biocombustibil 89 Deşeuri organice 80

Lichid

Deşeuri nereciclabile 80 Gaz natural 90 Gazos Gaz de la rafinării / Hidrogen 89

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

175

Eficienţă (%)

Agent termic Combustibil

Abur/apă caldă

Biogaz 70 Gaz de cocserie, gaz de ardere, alte gaze rezultate din combustie, evacuate şi cu recuperare de căldură

80

Tabel 7.3-2: Valori de referinţă armonizate pentru producţia de energie termică

Eficienţă (%) An dare în folosinţă

Combustibil

≤’96 ‘97 ‘98 ‘99 ‘00 ‘01 ‘02 ‘03 ‘04 ‘05 ‘06- ‘11

Antracit/cocs 39.7 40.5 41.2 41.8 42.3 42.7 43.1 43.5 43.8 44.0 44.2 Lignit 37.3 38.1 38.8 39.4 39.9 40.3 40.7 41.1 41.4 41.6 41.8 Turbă 36.5 36.9 37.2 37.5 37.8 38.1 38.4 38.6 38.8 38.9 39.0 Lemn 25.0 26.3 27.5 28.5 29.6 30.4 31.1 31.7 32.2 32.6 33.0 Biomasă din agricultură

20.0 21.0 21.6 22.1 22.6 23.1 23.5 24.0 24.4 24.7 25.0

Deşeuri biodegradabile (municipale)

20.0 21.0 21.6 22.1 22.6 23.1 23.5 24.0 24.4 24.7 25.0

Deşeuri nereciclabile (municipale şi industriale)

20.0 21.0 21.6 22.1 22.6 23.1 23.5 24.0 24.4 24.7 25.0

S o lid

Marnă 38.9 38.9 38.9 38.9 38.9 38.9 38.9 38.9 38.9 38.9 39.0 HFO, gaz lichefiat 39.7 40.5 41.2 41.8 42.3 42.7 43.1 43.5 43.8 44.0 44.2 Biocombustibil 39.7 40.5 41.2 41.8 42.3 42.7 43.1 43.5 43.8 44.0 44.2 Deşeuri organice 20.0 21.0 21.6 22.1 22.6 23.1 23.5 24.0 24.4 24.7 25.0 Li

ch id

Deşeuri nereciclabile 20.0 21.0 21.6 22.1 22.6 23.1 23.5 24.0 24.4 24.7 25.0 Gaz natural 50.0 50.4 50.8 51.1 51.4 51.7 51.9 52.1 52.3 52.4 52.5 Gaz de la rafinării / Hidrogen

39.7 40.5 41.2 41.8 42.3 42.7 43.1 43.5 43.8 44.0 44.2

Biogaz 36.7 37.5 38.3 39.0 39.6 40.1 40.6 41.0 41.4 41.7 42.0

G az

o s

Gaz de cocserie, gaz de ardere, alte gaze rezultate din combustie, evacuate şi cu recuperare de căldură

35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35

Tabel 7.3-3: Valori de referinţă arminizate pentru producţia de energie electrică Cogenerarea de mare eficienţă este definită după cum urmează:trebuie atinsă o economisire mai mare de 10% din inputul de combustibil primar în comparaţie cu inputul pentru producţia separată de energie electrică şi termică, cu eficienţa definită în Ordniul ANRE nr. 22/2007. Eficienţa de cogenerare este calculată potrivit următoarei formule: E.C.=[(EECOG/cCOG)/EF.EESEP + (ETCOG/cCOG)/EF.ETSEP)-1] unde: E.C.=economisiri de combustibil împărţite la consumul de combustibil în instalaţia de cogenerare EECOG=energie electrică produsă în cogenerare (TJ) ETCOG=încălzire centralizată produsă în cogenerare (TJ)

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

176

EF.EESEP=eficienţa producţiei separate de energie electrică în centrale electrice în România în concordanţă cu tabelul de mai sus EF.ETSEP= eficienţa producţiei separate de energie termică în centrale termice în România în concordanţă cu tabelul de mai sus cCOG=combustibil utilizat pentru producţia de energie termică şi electrică în cogenerare (TJ)

Parametrii de proiectare de bază care rezultă din pre-dimensionarea surselor reinstalate de energie termică sunt următorii:

Cazane apă caldă de 58 MWt CET Centru

flux maxim căldură 58 MWt (50 Gcal/h)

combustibil gaz natural

eficienţă nominală 94%

temperatură apă intrare 40- 900 C

temperatură apă ieşire 70- 1500 C

presiune maximă 25 bar

concentraţie maximă NOx ieşire 200 mg /Nmc, 3% O2

Cazane ape caldă de 116 MWt CET Centru

flux maxim căldură 116 MWt (100 Gcal/h)

combustibil gaz natural

eficienţă nominală 94%

temperatură apă intrare 40- 900 C

temperatură apă ieşire 70- 1500 C

presiune maximă 25 bar

concentraţie maximă NOx ieşire 200 mg /Nmc, 3% O2

Cazan nou apă caldă (CAF) de 87 MWt – FBC CET Sud

flux maxim căldură 87 MWt (75 Gcal/h)

combustibil Lignit, biomasă, gaz natural

eficienţă nominală Lignit 87%, biomasă 89,7%, gaz 94%

temperatură apă intrare 40- 900 C

temperatură apă ieşire 70- 1500 C

presiune maximă 25 bar

concentraţie maximă NOx ieşire 250 mg /Nmc, 6% O2

concentraţie maximă SO2 ieşire 500 mg /Nmc, 6% O2

Cazan nou cu abur (CAE) de 125 MWt – FBC CET Sud

flux maxim căldură 125 MWt

parametrii abur 15 bar, 2500 C

temperatură apă intrare 1050 C

combustibil Lignit, biomasă, gaz natural

eficienţă nominală Lignit 87%, biomasă 89,7%, gaz 94%

presiune maximă 16 bar

concentraţie maximă NOx ieşire 250 mg /Nmc, 6% O2

concentraţie maximă SO2 ieşire 500 mg /Nmc, 6% O2

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

177

Instalaţie de desulfurizare CET Sud

flux maxim gaz de ardere intrare 600.000 Nmc/h

temperatura maximă a gazelor de ardere

1600 C

nivel de presiune al gazelor de ardere

30 mbar

concentraţie maximă SO2 intrare 9.500 mg/Nmc, 6% O2

concentraţie maximă SO2 ieşire 500 mg/Nmc, 6% O2

Reinstalare cazan cu abur (CAE) de 81 MWt – LCP6

flux maxim de căldură 81 MWt

parametrii abur 15 bar, 2500 C

temperatură apă intrare 1050 C

combustibil Lignit, haz natural

eficienţă nominală Lignit 86%, gaz 90%

presiune maximă 16 bar

concentraţie maximă NOx ieşire 250 mg /Nmc, 6% O2

7.4. Costuri unitare Pentru a face estimări competente privind costurile totale pentru stabilirea şi utilizarea soluţiilor tehnice prezentate în Capitolul 5, a fost realizat un set de costuri unitare. Costurile unitare se bazează pe bazele de date privind preţurile din proiecte pe energie electrică desfăşurate în ţări din Europa de Vest. Cu toate acetsea, aceste costuri sunt suplimentate prin costuri specifice colectate din România/noi state membre UE, acolo unde erau disponibile. Costurile unitare pentru toate tehnologiile relevante pentru producţia de energie termică sunt prezentate în Anexele 5.3.2-3 şi 5.3.2-4 specificate drept costuri investiţionale şi de operare şi întreţinere. În cazul cogenerării sunt prezentate atât eficienţele de producţie de energie electrică cât şi termică. Costurile unitare includ toate investiţiile relevante în infrastructura fizică, inclusiv clădiri, instalaţiile de producţie de energie termică şi echipamentele auxiliare necesare. 7.5. Costuri investiţionale

Pe baza tabelului privind costurile unitare şi nevoia de viitoare investiţii în toate scenariile prezentate în Capitolul 5, a fost realizat un tabel care prezintă defalcarea costurilor pentru toate intervenţiile – Anexa 5.3.2-5. Tabelul privind investiţiile include noi instalaţii de producţie, reabilitarea reţelelor, echipamente pentru prevenirea poluării (pentru a îndeplini standardele privind mediul). Investiţiile necesare pentru opţiunile selectate sunt însumate în Tabelul 7.2-1 de mai sus, defalcate pe intervenţii.

7.6. Costuri de operare, întreţinere şi administrative

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

178

Costurile de operare şi întreţinere sunt împărţite în costuri fixe şi variabile.

Costurile fixe sunt descise în detaliu în Anexa 7.6-1. Printre altele, evoluţia costului cu personalul care a scăzut după încheierea reinstalărilor precum şi costurile administrative ale COLTERM sunt prezentate în Anexa 7.6-1.

Punctul de plecare pentru calculul costurilor fixe sunt cheltuielile reale pentru operarea sistemului, inclusiv salariile, costurile de reparaţie si întreţinere, primite de la COLTERM pentru anii 2006 şi 2007.

Dintre costurile cele mai ridicate sunt cele combustibilul, energie electrică şi comercializarea CO2.

În cadrul costurilor variabile, vânzările de electricitate sunt luate în considerare ca fiind un venit.

În ceea ce priveşte CO2, în calculele noastre, după 2012, nu au fost incluse niciun fel de venituri/cheltuieli, atunci când se presupune că Opţiunile O1, O11 şi O12 vor îndeplini cu exactitate cerinţele prevăzute în legislaţia ce urmează să intre în vigoare. 7.7. Grafic de implementare şi etapizarea măsurilor

7.7.1. Criterii pentru etapizare Criteriile dominante în ceea ce priveşte etapizarea investiţiilor sunt termenele de tranziţie pentru LPC în ceea ce priveşte reducerea NOx şi SO2. Etapizarea investiţiilor în reţelele de transport şi distribuţie şi substaţiile de energie termică este realizată în concordanţă cu Strategia Municipală pentru sistemul de încălzire centralizată. Trebuie introduse variatoare de viteze pentru principalele pompe datorită reabilitării substaţiilor precum şi supape de reglare a temperaturii care va duce la o trecere de la un debit constant la un debit variabil. 7.7.2. Grafic de implementare şi plan de etapizare

Totalul de investiţii necesare pentru orizontul de planificare al Master Planului, precum şi etapizarea investiţiilor este prezentat în tabelel de mai jos pentru fiecare dintre cele cinci opţiuni selectate pentru o analiză mai în detaliu. Nu sunt prevăzute reinvestiţii în Faza 3 a opţiunilor centralizate datorită faptului că durata de viaţă a investiţiilor depăşeşte perioada de planificare de 20 de ani.

Plan de investiţii pentru Opţiunea O1 [MEUR]

Numele investiţiei 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016-2028

CET Centru -Arzătoare cu nivel redus de NOx -Monitorizare

5,4 4,7 4,7 0

Reabilitarea reţelei de transport 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 0

Reabilitarea reţelei de distribuţie 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 0

Reabilitarea substaţiilor/instalaţiilor locale de cazane

1,7 1,7 0

Variatoare de viteză pentru principalele pompe

5,0 0

Total 23 22,3 25,6 15,9 15,9 15,9 15,9 0

Total / Fază 70,9 MEUR/ Faza 1 63,6 MEUR / Faza 2 0 EUR /

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

179

Faza 3

Plan de investiţii pentru Opţiunea O8 [MEUR]

Numele investiţiei 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016-2028

CET Centru -Arzătoare cu nivel redus de NOx -Monitorizare

5,4 4,7 0

Lucrări suplimentare în CET Sud 14,1 14,2 14,2

Reabilitarea reţelei de transport 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 0 Reabilitarea reţelei de distribuţie 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 0

Reabilitarea substaţiilor/instalaţiilor locale de cazane

1,7 1,7 0

Variatoare de viteză pentru principalele pompe

5,0 0

Total 23 31,7 39,8 30,4 15,9 15,9 15,9 0

Total / Fază 94,3 MEUR/ Faza 1 78,1 MEUR / Faza 2 0 EUR / Faza 3

Plan de investiţii pentru Opţiunea O10 [MEUR] Numele investiţiei 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016-2028

CET Centru -Arzătoare cu nivel redus de NOx -Monitorizare

5,4 4,7 0

Lucrări suplimentare în CET Sud 21,3 21,4 21,4

Reabilitarea reţelei de transport 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 0 Reabilitarea reţelei de distribuţie 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 0

Reabilitarea substaţiilor/instalaţiilor locale de cazane

1,7 1,7 0

Variatoare de viteză pentru principalele pompe

5,0 0

Total 23 38,9 47 37,3 15,9 15,9 15,9 0

Total / Fază 108,9 MEUR/Faza 1

85 MEUR/Faza 2 0 EUR / Faza 3

Plan de investiţii pentru Opţiunea O11 [MEUR] Numele investiţiei 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016-2028

CET Centru -Arzătoare cu nivel redus de NOx -Monitorizare

5,4 4,7 0

Lucrări suplimentare în CET Sud 14,3 14,4 14,4

Reabilitarea reţelei de transport 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 9,9 0 Reabilitarea reţelei de distribuţie 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 0

Reabilitarea substaţiilor/instalaţiilor locale de cazane

1,7 1,7 0

Variatoare de viteză pentru principalele pompe

5,0 0

Total 23 31,2 40 30,3 15,9 15,9 15,9 0

Total / Fază 94,2 MEUR/ Faza 1 78 MEUR / Faza 2 0 EUR / Faza 3

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

180

Plan de investiţii pentru Opţiunea O12 [MEUR]

Numele investiţiei 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016-2028

Reabilitarea şi reconstrucţia substaţiilor/centralelor termice, inclusiv a reţelei de gaz

49,7 49,7 49,7

Reabilitarea reţelei de distribuţie 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 0

Total 55,7 55,7 55,7 6 6 6 6 0

Total / Fază 167,1 MEUR/ Faza 1

24 MEUR / Faza 2 0 EUR / Faza 3

7.8. Impactul măsurilor propuse Acest capitol evaluează impactul măsurilor propuse din punctul de vedere al mediului, sănătăţii populaţiei, aspectelor socio-economice şi al securităţii şi alimentării cu energie termică. Evaluarea se bazează pe ţintele şi obiectivele definite în Capitolul 4, precum şi pe principalele avantaje identificate în Capitolul 5. 7.8.1. Impactul asupra mediului Toate opţiunile selectate sunt în conformitate cu cerinţele de mediu. Master Planul conchide prin recomandarea a 5 opţiuni care să fie analizate mai în detaliu în etapa Studiului de Fezabilitate şi a Analizei Cost-Beneficiu. După o analiză detaliată va fi recomandată o opţiune spre a fi implementată. Evaluarea impactului din punctul de vedere al mediului, sănătăţii populaţiei, al aspectelor socio- economice şi al securităţii alimentării cu energie termică va fi cuantificată după finalizarea studiului de fezabilitate şi a analizei cost-beneficiu. 7.9. Atingerea ţintelor Atingerea ţintelor va fi evaluată după elaborarea studiului de fezabilitate şi a analizei cost-beneficiu, după ce se va cunoaşte opţiunea propusă spre a fi implementată. 7.10. Cerinţe instituţionale Cadrul instituţional trebuie să asigure capacitatea beneficiarului de a implementa proiectul de infrastructură propus şi de a gestiona operarea infrastructurilor modernizate. La nivel local, este necesar să fie definite clar rolurile şi responsabilităţile Autorităţii Locale şi a Operatorului privind pregătirea şi implementarea proiectului. Potrivit POS Mediu – Axa Prioritară 3, beneficiarul sprijinului UE este Autoritatea Locală ca proprietar al întregului sistem de încălzire centralizată (unităţi de producţie, reţele de transport şi distribuţie, substaţii). Cerinţele instituţionale ar trebui să facă referire la ambii „jucători” cheie la nivel local: Autoritatea Locală – Municipalitatea Timişoara si Operatorul – Colterm. 7.10.1. Cerinţe instituţionale – Autoritatea Locală

În calitate de beneficiar al finanţării, Consiliul Local ar trebui să înfiinţeze la nivelul ei o Unitate de Management a Proiectului (UMP) care să reprezinte Autoritatea Locală în relaţia acesteia cu

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

181

Autoritatea de Management din partea Ministerului Mediului şi Dezvoltării Durabile, Organismul Intermediar, Autoritatea de Plată şi viitori contractanţi. Va trebui întocmit un contract cadru între Autoritatea de Management şi Consiliul Local Timişoara pentru a defini toate responsabilităţile, fluxul financiar şi toate celelalte condiţii pentru o bună implementare a proiectului. UMP va fi responsabilă cu gestionarea contractului cadru. Consultantul va sprijini beneficiarul în viitorul apropiat pentru a defini structura UMP, personalul necesar precum şi logistica pentru a asigura capacitatea instituţională pentru gestionarea şi implementarea proiectului. UMP are rolul principal de a coordona implementarea proiectelor de investiţii. UMP va monitoriza: i) Conformarea cu procedurile şi regulile privind achiziţiile; ii) lucrările tehnice; iii) raportarea către Autoritatea Contractantă; iv) evaluarea internă; v) conturi şi poziţiile tehnice precum şi plăţile. În afară de acestea, UMP va superviza întreaga activitate investiţională şi cooperarea cu auditorul extern. De asemenea, UMP va avea rolul principal în gestionarea contribuţiilor financiare locale şi administrarea costurilor non-eligibile.

7.10.2. Cerinţe instituţionale – COLTERM SA Timişoara

SC COLTERM SA Timişoara, în calitate de operator, va fi responsabil de viitoarea administrare a infrastructurii care va fi finanţată prin sprijinul CE.

Cerinţe privind structura organizaţională

Pe baza constatărilor prezentate în Capitolul 2.6.4.4 recomandăm reproiectarea structurii organizaţionale care trebuie să se bazeze pe procesele indentificate în cadrul organizaţiei pentru a o face mai flexibilă şi capabilă să se adapteze la cerinţele pieţei. Aceasta ar trebui să implice:

• Regândirea alocării responsabilităţilor privind întreţinerea, reparaţiile şi transportul; reparaţii, unitatea de protecţie împotriva incendiilor, unitatea de transport. Ar trebui analizată posibilitatea exteriorizării unor activităţi ale companiei.

• Înfiinţarea în cadrul COLTERM a unui Departament de Marketing şi Relaţii cu Publicul; ar trebui menţionat faptul că în acest proiect s-ar putea să fie inclusă o campanie de informare a publicului pentru a încuraja măsuri de eficientizare energetică;

• Înfiinţarea în cadrul COLTERM a unei Unităţi de Implementare a Proiectului (UIP); UMP (Consiliul Local) şi UIP (COLTERM SA) vor sprijini principalele sarcini în vederea asigurării unei bune implementări a proiectului.

• Reorganizarea principalelor unităţi care reprezintă „miezul afacerii” – unităţile de producţie şi reţelele de alimentare/distribuţie în centrele profit; de asemenea se recomandă o separare clară a veniturilor şi cheltuielilor unităţii „miezul afacerii”.

Sub finanţare BERD, o AT va revizui principalele aspecte instituţionale şi va propune un plan de dezvoltare. Consultanţii noştri vor colabora strâns cu AT în vederea asigurării faptului că modificările instituţionale propuse se potrivesc cu cerinţele din POS Mediu şi Aplicaţia pentru finanţare.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

182

7.11. Concluzie Analiza multi-criteriu este primul filtru utilizat în vederea selectării opţiunilor care vor fi cel mai probabil analizate la nivel de studiu de fezabilitate şi analiză cost-beneficiu. În urma evaluării, opţiunile recomandate a fi analizate în continuare sunt: O1, O8, O10, O11 şi O12. Cuantificarea impactului măsurilor propuse va fi realizată după finalizarea studiului de fezabilitate şi a analizei cost-beneficiu când se va cunoaşte opţiunea propusă spre a fi implementată.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

Atasament: 10_Chapter_6_Municipal_Strategy_Timisoara_RO.pdf

169

6. Abordare Strategia Municipală Strategia municipală pentru încălzire centralizată în Timişoara a fost actualizată în anul 2007 şi a fost aprobată printr-o decizie a Consiliului Local. Aceasta include următoarele capitole:

• descrierea sistemului actual de încălzire centralizată din Timişoara; • analiza potenţialului de dezvoltarea economică în regiune (din punct de vedere demografic, forţa

de muncă, viitoare investiţii etc); • analiza evoluţiei pe termen mediu şi lung a resurselor de energie, inclusiv cele regenerabile; • cadrul legal şi instituţional; • rolul autorităţilor publice locale în asigurarea alimentării cu energie termică în Timişoara; • analiza pieţei de energie electrică şi termică pe termen mediu şi lung în Timişoara; • măsuri pentru îmbunătăţirea sistemului de încălzire centralizată; • identificarea de posibile soluţii pentru alimentarea cu energie termică; • evaluarea investiţiilor necesare; • identificarea de potenţiale surse de finanţare; • analiză tehnică şi economică a producţiei de energie termică, a sistemelor de transport şi

distribuţie; • analiza suportabilităţii.

Strategia idenitifcă un necesar total de aproximativ 801 MEUR pentru perioada 2007-2012 pentru următoarele investiţii:

• centrală ciclu combinat, 20 MWe, CET Centru; • turbină cu abur, 18 MWe, CET Sud; • reabilitarea reţelelor primare şi secundare şi a substaţiilor; • instalarea de contoare pentru locuinţe; • reabilitarea instalaţiilor interioare din clădiri; • instalarea de contoare individuale; • reabilitarea părţilor exterioare a clădirilor.

Strategia recomandă menţinerea sistemului centralizat de alimentare cu energie termică. Cu toate acestea, nu ia în considerare viitoarele cerinţe privind reducerea emisiilor de CO2 după 2012. Opţiunile analizate în Master Plan nu acoperă nicio investiţie la consumator, pentru că acestea nu sunt costuri eligibile spre a fi finanţate de Municipalitatea Timişoara. Opţiunile propuse sunt în concordanţă cu Strategia aprobată în cea ce priveşte:

• instalarea unei centrale ciclu combinat în CET Centru; • reabilitarea reţelelor primare şi secundare şi a substaţiilor; • Opţiunea O8 privind instalarea de DESOX şi DENOX în IMA6; • Instalarea de arzătoare cu nivel redus de Nox.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

Atasament: 09_Chapter_5_Option_Analysis_Timisoara_RO.pdf

129

5. Analiza opţiunilor

5.1. Rezumat Obiectivul general al acestei componente al Proiectului de Fonduri de Coeziune este de a contribui la îmbunătăţirea infrastructurii de mediu din România potrivit standardelor UE în domeniul termoficării pentru a creşte semnificativ calitatea mediului şi nivelul condiţiilor de trai.

Pentru a sprijini autorităţile de mediu şi beneficiarii finali în elaborarea Aplicaţiilor ce urmează a fi finanţate în cadrul POS Mediu, Axa Pioritară 3 – Îmbunătăţirea sistemelor municipale de termoficare în zonele prioritare selectate trebuie determinată soluţia cu costurile cele mai reduse pentru producţia de energie termică. Soluţia ar trebui în acelaşi timp să îndeplinească cerinţele pentru Aplicaţiile pentru Fondul de Coeziune legate de:

• eficienţa energetic şi BAT; • cerinţele de mediu.

5.2. Metodologie şi ipoteze

Analizele opţiunilor cuprind întregul sistem de termoficare şi compară diferite alternative pentru dezvoltarea acestuia din punct de vedere tehnic, inclusiv (dar nu doar) LCP-urile sau alte instalaţii producătoare de energie termică, sisteme de transport şi distribuţie şi transport/eliminare zgură şi cenuşă. Obiectivul analizelor este de a minimiza costurile generării de energie termică cu respectarea cerinţelor de mediu şi asigurarea unei calităţi şi siguranţe ridicate a sistemului de termoficare. Pachetul va face parte din strategia municipală pentru dezvoltarea viitoare a alimentării cu energie termică în Timişoara.

Toate scenariile şi opţiunile sunt evaluate din punctul de vedere al costurilor investiţionale şi operare şi întreţinere (perioadă de 20 de ani – 2009-2028) şi al impactului asupra mediului (inclusiv CO2, SO2, NOX, praf, depozitele de zgură şi cenuşă şi alte pericole pentru sănătate).

De asemenea, acestea sunt evaluate şi din punctul de vedere al riscurilor de implementare (tehnice, organizaţionale) şi al conformării cu standardele UE şi naţionale (inclusiv BAT). Costurile unitare ale noilor tehnologii derivă din diverse surse în funcţie de disponibilitatea informaţiei specifice. Datele se bazează pe experienţa din Europa de Est şi vest. Costurile unitare folosite în evaluarea diferitelor opţiuni precum şi sursele de informare sunt specificate în Anexa 5.3.2-4 Costuri unitare. Una din sursele de informare utilizate în Catalogul Tehnologiilor 2002 dat de Autoritatea Daneză de Energie, vezi Anexa 5.3.2-3. În Timişoara mai multe soluţii tehnice ar duce la respectarea standardelor de mediu într-un mod care implică costuri reduse, iar în acelaşi timp „cea mai bună soluţie” va include un număr de soluţii tehnice ţi modificări ale sistemului de termoficare. În plus, unele soluţii pe termen scurt cum ar fi de exemplu instalaţiile noi pentru producerea de energie termică şi dispozitivele pentru reducerea emisiilor vor fi combinate cu anumite soluţii pe termen lung ca de exemplu biomasa sau soluţiile de valorificare energetică a deşeurilor. Prin urmare, evaluarea va începe de la o listă de scenarii – combinaţia unui set de soluţii tehnice – opţiuni – disponibile pentru fiecare componentă a sistemului de termoficare (reţele, LCP etc).

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

130

În capitolele următoare sunt tratate următoarele aspecte: - caracterizarea tehnologiilor – ce tehnologii nu sunt incluse în studiu – argumente pro şi contra. - combinarea tehnologiilor – utilizarea tehnologiilor pe termen scurt, mediu şi lung – ce tehnologii sunt

combinate şi în special ce tehnologii trebuie implementate pentru menţinererea operării centralei la „nivel obişnuit”.

- descrierea opţiunilor – o descriere mai detaliată a opţiunilor analizate în raport – inclusiv: - obiectivul general al fiecărei opţiuni; - punctele tari şi slabe ale fiecărei opţiuni propuse – o evaluare preliminară; - BAT (cea mai bună tehnologie disponibilă) îndeplinind scopul opţiunii şi a celor mai bune

tehnologii existente potrivit documentelor BREF; - o scurtă descriere tehnică a fiecărei opţiuni; - o prezentare a estimărilor de costuri (investiţional şi de O&I) pentru îndeplinirea obiectivului; - este prezentat un scenariu de referinţă pentru a compara şi evalua alte opţiuni.

Defalcarea estimărilor de costuri pentru fiecare intervenţie din fiecare opţiune este detaliată în Anexa 5.3.2-5 Defalcarea Costurilor Intervenţiilor.

Aspecte privind BAT

Atunci când se proiectează cazane noi sau se reechipează unele existente trebuie utilizate sisteme de combustie care asigură o eficienţă ridicată a cazanului şi care includ măsuri primare pentru reducerea generării de emisii de NOX, cum ar fi de exemplu dozarea aerului şi a combustibilului, arzătoare avansate cu nivel redus de NOX sau/şi reardere în concordanţă cu cerinţele BAT. Trebuie utilizate sisteme avansate de control computerizat pentru atingerea unei eficienţe ridicate a cazanului cu o calitate de combustie îmbunătăţită care sprijină reducerea emisiilor pentru a îndeplini cerinţele BAT.

La această dată, CET Sud şi CET Centru nu îndeplinesc cerinţele BAT privind emisiile de NOX şi SOX. Pentru a îndeplini aceste cerinţe, în cadrul scenariului de referinţă pentru CET Sud vor trebui utilizate arzătoare cu nivel redus de NOX şi echipamente DESOX.

Pentru reducerea gazelor cu efect de seră, în special emisiile de CO2 din centralele cu ardere pe cărbuni şi lignit, cele mai bune opţiuni disponibile în prezent sunt tehnicile şi măsurile operaţionale pentru creşterea eficienţei termice.

În general, şi în ceea ce priveşte cazanele existente în CET Sud şi CET Centru, pentru creşterea eficienţei trebuie luate în considerare următoarele măsuri:

o minimizarea pierderilor de căldură în procesul de ardere din cauza gazelor nearse şi elemente din deşeurile solide şi resturile din ardere (aplicabil),

o asigurarea unei presiuni şi temperaturi cât mai înalte posibila a aburului de presiune medie. Supraîncălzirea repetată a a aburului pentru a creşte eficienţa netă de generare de energie electrică,

o asigurarea unei scăderi de presiune cât mai mare posibil în partea de presiune scăzută a turbinei cu abur prin temperatura cea mai mică posibil a apei de răcit (răcirea apei proaspete),

o minimizarea pierderii de căldură prin gazul de ardere (utilizarea de căldură reziduală pentru termoficare) (aplicabil),

o minimizarea pierderii de căldură cu ajutorul zgurii (aplicabil),

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

131

o minimizarea pierderii de căldură prin transmitere şi radiaţie cu izolaţie (aplicabil),

o minimizarea consumului intern de energie prin luarea unor măsuri adecvate, de exemplu: - scorificarea evaporatorului, eficienţă mai mare a pompei de alimentare-apă etc.; - preîncălzirea alimentării cu apă a cazanului cu abur; - îmbunătăţirea geometriei elicei turbinelor.

Îmbunătăţirea eficienţei depinde de fiecare instalaţie în parte, dar se poate indica o creştere de 3 puncte procentuale pentru a se putea asocia BAT cu instalaţiile existente pe bază de de lignit.

Cu configuraţia actuală (şi continuând cu aceasta) CET Sud poate fi operat ca BAT privind eficienţa energetică. În ceea ce priveşte centralele cu ardere pe gaz ca de exemplu în general CET Centru, documentul BREF precizează următoarele cu privire la BAT:

Pentru centrale cu ardere pe gaz, utilizarea de turbine pe gaz cu ciclu combinat şi cogenerarea energiei termice şi a energiei electrice este tehnic cea mai bună modalitate de creştere a eficienţei energetice (utilşizarea combustibilului) a unui sistem de alimentare cu energie. Operaţia cu ciclu combinat şi cogenerarea de energie termică şi electrică este trebuie astfel considerată drept prima opţiune BAT, adică oricând cererea de energie termică este suficient de mare pentru a pune la punct un astfel de sistem.

Documentul BREF privind instalaţiile mari de ardere nu stabileşte standarde privind eficienţele pentru cazanele numai pentru căldură. Cu toate acestea este descris un număr de măsuri pentru îmbunătăţirea eficienţei.

Aspecte privin CO2

Pentru perioada 2008-2012, au fost stabilite cotele de emisii privind CO2 în concordanţă cu Planul Naţional de Alocare. S-ar putea să trebuiască stabilit un mecanism intermediar de schimb între centrale (CET Centru şi CET Sud) pentru a avea posibilitatea de a aplica toate limitele maxime admise până în 2012.

Comisia Europeană a înaintat o propunere privind modificarea Directivei 2003/87/EC pentru a extinde după 2012 limita maximă admisă privind emisia de gaze cu efect de seră de către Sistemul de Comercializare al Comunităţii.

După 2012, toate cotele de emisii pentru CO2 privind producţia de energie electrică vor trebui achiziţionate prin licitaţie. Căldura produsă în cazane eficiente pentru căldură precum şi căldura produsă în cogenerare eficientă vor avea cote de emisii pentru CO2 în timp ce căldura produsă de cogenerare ineficientă sau cazane pentru apă caldă nu vor avea cote de emisii pentru CO2. Se estimează că limita maximă admisă va fi redusă printr-un factor liniar de 1,74% în fiecare an.

Doar centralele care respectă cerinţele BAT privind eficienţa termică sau cerinţele naţionale privind cogenerarea eficientă pot avea cote de emisii pentru CO2 după 2012.

Cogenerarea pe bază de abur din CET Sud nu îndeplineşte cerinţele naţionale privind cogenerarea eficientă neavând astfel limită minimă admisă pentru CO2 după 2012.

5.3. Evaluarea opţiunilor

5.3.1. Caracterizarea opţiunilor

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

132

Există un număr de soluţii tehnice care sunt relevante pentru îndeplinirea ţintelor stabilite de POS Mediu şi pentru creşterea eficienţei producerii de energie termică în sistem centralizat în Timişoara.

Un scenariu defineşte o strategie specifică pentru reabilitarea sistemului de termoficare. Un scenariu poate avea mai multe opţiuni de implementare. O opţiune reprezintă una din soluţiile tehnice pentru reabilitarea tuturor componentelor sistemului de termoficare propusă în scenariu. O opţiune este un set de intervenţii care va duce la atingerea ţintelor definite stabilite pentru opţiune. O intervenţie reprezintă o investiţie specifică, atribuită unei instalaţii/echipament/lucrare care urmează să fie achiziţionată/reabilitat/executată. Pentru reabilitarea sistemului de termoficare în Timişoara, au fost elaborate şi comparate trei scenarii, după cum urmează:

Scenariu Descriere

Scenariu 1 (S1) Sistem centralizat de termoficare, inclusiv surse de producere a căldurii, reţea de transport, substaţii, reţea de distribuţie, sisteme insulă

Scenariu 2 (S2) Sistem descentralizat de termoficare, inclusiv: (co) generare producţie de căldură în instalaţii de cazane cu ardere pe gaz instalate în fostele substaţii, reţele de distribuţie, sisteme insulă (surse centrale de producţie de căldură şi reţea de transport închise)

Scenariu 3 (S3) Sisteme individuale de încălzire (sistem de termoficare ănchis, fiecare consumator/clădire are propriul sistem individual de încălzire cu ardere pe gaz)

Tabel 5.3.1-1: Scenarii pentru reabilitarea sistemului de termoficare în Timişoara

Tabelul 5.3.1-2 prezintă posibile opţiuni şi intervenţii necesare pentru fiecare dintre cele trei scenarii relevante pentru reabilitarea sistemului de termoficare în Timişoara. Necesarul de lucrări suplimentare este prezentat atât pentru CET Centru cât şi pentru CET Sud. În capitolele următoare este dată o descriere mai detaliată a opţiunilor.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

133

Tabel 5.3.1-2: Scenarii, opţiuni şi intervenţii pentru reabilitarea sistemului de termoficare în Timişoara

Scenariu Opţiune Descrierea opţiunii (rezumat) Intervenţii

O1: Centru pe gaz, Sud abandonat CET Sud închis, CET Centru 100% pe gaz, reţelele de transport şi distribuţie reabilitate, închise depozitele de zgură şi cenuşă

-pachet obligatoriu de intervenţii 1)

-închiderea depozitelor de zgură şi cenuşă

O2: Centru pe gaz, 3 cazane cu abur pe biomasă în Sud

3 cazane cu abur pe cărbune în CET Sud înlocuite cu 3 cazane pe biomasă, CET Centru pe gaz, reţelele de transport şi distribuţie reabilitate, închise depozitele de zgură şi cenuşă

-cazane noi pe biomasă -manipularea biomasei -pachet obligatoriu de intervenţii 1)

-închiderea depozitelor de zgură şi cenuşă

O3: Structura existentă, cazane cu abur fucţionale în Sud, Centru pe gaz

CET Centru şi CET Sud continuă funcţionarea pe combustibilii existenţi. CET Sud operează cazanele cu abur 1, 2, 3 pe lignit. CET Centru operează cazanele apă caldă 1, 2, 3, 4 pe gaz. Sunt implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer.

-arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Sud -aer în loc de foc pentru combustibil solizi, ardere cu nivel redus de NOx -instalaţie de desulfurizare în CET Sud -pachet obligatoriu de intervenţii 1)

O4: Structura existentă, cazane cu abur fucţionale în Sud la o sarcină mai scăzută, Centru pe gaz

CET Centru şi CET Sud continuă funcţionarea pe combustibilii existenţi. CET Sud operează cazanele cu abur 1, 2, 3 pe o sarcină mai scăzută de lignit. CET Centru operează cazanele apă caldă 1, 2, 3, 4 pe gaz. Sunt implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer.

-arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Sud -aer în loc de foc pentru combustibil solizi, ardere cu nivel redus de NOx -instalaţie de desulfurizare în CET Sud -pachet obligatoriu de intervenţii 1)

Scenariul 1 (S1)

Sistem centralizat de termoficare

O5: Structura existentă, cazane apă caldă operate în Sud, Centru pe gaz

CET Centru şi CET Sud continuă funcţionarea pe combustibilii existenţi. CET Sud operează cazane apă caldă pe lignit. CET Centru operează cazanele apă caldă 1, 2, 3, 4 pe gaz. Sunt

-arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Sud -aer în loc de foc pentru combustibil soli, ardere cu nivel redus de NOx -instalaţie de desulfurizare în CET Sud -pachet obligatoriu de intervenţii 1)

FICHTNER
RAMBOLL
GROUP

134

Scenariu Opţiune Descrierea opţiunii (rezumat) Intervenţii

implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer.

O6: Structura existentă, cazane cu abur cu co-ardere pe biomasă în Sud, Centru pe gaz

CET Sud operează cazanele cu abur 1, 2, 3 pe lignit cu co-ardere de biomasă de până la 10%. CET Centru continuă operarea cazanelor apă caldă 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Sunt implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer.

-arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Sud -aer în loc de foc pentru combustibil soli, ardere cu nivel redus de NOx -instalaţie de desulfurizare în CET Sud -echipamente pentru manipularea biomasei (buldozer) -pachet obligatoriu de intervenţii 1)

O7: Structura existentă, cazane apă caldă cu co-ardere pe biomasă în Sud, Centru pe gaz

CET Sud operează cazanele apă caldă 1, 2 pe lignit cu co-ardere de biomasă de până la 10%. CET Centru continuă operarea cazanelor apă caldă 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Sunt implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer.

-arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Sud -aer în loc de foc pentru combustibil soli, ardere cu nivel redus de NOx -instalaţie de desulfurizare în CET Sud -echipamente pentru manipularea biomasei (buldozer) -pachet obligatoriu de intervenţii 1)

O8: Structură existentă, cazane pe abur cu co-ardere în Sud/biomasă la sarcină mai scăzută, Centru pe gaz

CET Sud operează cazanele cu abur 1, 2, 3 pe lignit cu co-ardere de biomasă de până la 10% la sarcină mai scăzută. CET Centru continuă operarea boilerelor apă caldă 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Sunt implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer.

-arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Sud -aer în loc de foc pentru combustibil soli, ardere cu nivel redus de NOx -instalaţie de desulfurizare în CET Sud -echipamente pentru manipularea biomasei (buldozer) -pachet obligatoriu de intervenţii 1)

O9: Structură existentă, co-ardere cazane apă caldă în Sud/biomasă la sarcină mai scăzută, Centru pe gaz

CET Sud operează cazanele apă caldă 1, 2 pe lignit co-ardere de biomasă de până la 10% la sarcină mai scăzută. CET Centru continuă operarea

-arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Sud -aer în loc de foc pentru combustibil soli, ardere cu nivel redus de NOx -instalaţie de desulfurizare în CET Sud -echipamente pentru manipularea biomasei

FICHTNER
RAMBOLL
GROUP

135

Scenariu Opţiune Descrierea opţiunii (rezumat) Intervenţii

cazanelor apă caldă 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Sunt implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer.

(buldozer) -pachet obligatoriu de intervenţii 1)

O10: FBC pe abur (combustie în pat fluidizat) în Sud, co-ardere cu biomasă, Centru pe gaz

Cazanele cu abur 1, 2, 3 la CET Sud închise, un cazan cu abur de 121 MWt pe lignit pentru FBC instalat la CET Sud. CET Centru continuă operarea cazanelor apă caldă 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi.

-cazan nou cu abur FBC de 121 MWt la CET Sud -echipamente pentru manipularea biomasei (buldozer) -pachet obligatoriu de intervenţii 1)

O11: FBC apă caldă în Sud, co- ardere cu biomasă, Centru pe gaz

Cazanele cu abur 1, 2, 3 la CET Sud păstrate ca rezervă, un cazan cu abur de 87 MWt pe lignit pentru FBC instalat la CET Sud. CET Centru continuă operarea cazanelor apă caldă 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi.

-cazan nou apă caldă FBC de 87 MWt la CET Sud -echipamente pentru manipularea biomasei (buldozer) -pachet obligatoriu de intervenţii 1)

Scenariul 2 (S2)

Sistem descentralizat de

termoficare

O12: Căldură produsă de cazanele cu ardere pe gaz instalate în fostele substaţii

Închiderea CET Centru şi CET Sud, cazane cu ardere pe gaz instalate în fostele substaţii

-instalarea de cazane cu ardere pe gaz în fostele substaţii -reabilitarea reţelei de distribuţie

Scenariul 3 (S3)

Sistem individual de încălzire

O13: Căldură produsă de staţiile locale de cazane la nivel de clădire şi apartament

Închiderea CET Centru şi CET Sud, închiderea reţelelor de transport şi distribuţie şi a substaţiilor. Instalarea de cazane individuale la nivel de clădire (100%)

-instalarea de cazane la nivel de clădire/apartament

1) Pachetul obligatoriu include următoarele intervenţii:

• Lucrări suplimentare în CET Centru (reechiparea cazanelor apă caldă pe gaz cu arzătoare cu nivl redus de NOx) • Reabilitarea reţelei de transport inclusiv a pompelor cu variatoare de viteză pentru CET Centru şi CET Sud • Reabilitarea reţelei de distribuţie

FICHTNER
RAMBOLL
GROUP

136

• Reabilitarea substaţiilor şi a instalaţiilor de cazane locale cu ardere pe gaz

FICHTNER
RAMBOLL
GROUP

137

Pe lângă creşterea eficienţei şi performanţelor de mediu a sistemului de termoficare şi a instalaţiilor ce produc încălzire centrală trebuie evaluate şi două soluţii de încălzire descentralizată la i) la nivel de substaţii şi ii) la nivel de clădire.

Trebuie evaluată o combinaţie de opţiuni pe termen lung şi scurt în vederea stabilirii celui mai bun scenariu pentru operarea viitoare a sistemului de termoficare, luând astfel în considerare consecinţele pe termen lung a investiţiilor pe termen scurt şi vice versa.

Soluţiile pe termen scurt pot fi clasificate drept intervenţii în vederea menţinerii structurii existente de combustibil sau trecerea la alte tipuri de combustibil (de exemplu biocombustibili) – în totalitate sau parţial. Intervenţiile pentru trecerea de la un combustibil la altul sunt relevante doar pentru CET Sud pentru că aspectele logistice şi de mediu constrâng la utilizarea de cărbuni, biomasă sau alţi combustibili solizi în CET Centru. Menţinerea structurii existente de combustibil este relevantă atât pentru CET Centru cât şi pentru CET Sud. Cu toate acestea, în CET Sud amestecul existent de combustibil poate fi suplimentat parţial cu biomasă prin coardere sau conversia unui cazan sau a unui grup de cazane. Dacă se menţin combustibilii existenţi va fi nevoie de lucrări de reechipare atât în CET Centru cât şi în CET Sud. În funcţie de tipul de combustibil ales, în centrale trebuie realizate câteva lucrări suplimentare. Dacă se continuă utilizarea de lignit în CET Sud, va fi nevoie de instalaţii pentru curăţarea gazelor de ardere (adică DENOX, DESOX) în vederea conformării cu standardele de mediu. De asemenea, în CET Centru este necesară instalarea de arzătoare cu nivel redus de NOX în vederea conformării cu standardele de mediu. În final, soluţia pentru producerea de căldură prin sistemul de termoficare este comparată cu două soluţii de încălzire descentralizată:

1. termoficare numai la nivel de substaţie (pa baza unor cazane pe gaz natural) (Scenariul 2) şi 2. încălzire individuală pe gaz natural (Scenariul 3).

5.3.2. Descrierea scenariilor şi a opţiunilor Scenariile sunt prezentate în detaliu mai jos, inclusiv o prezentare a conceptului şi scopului opţiunilor, o estimare a punctelor tari şi a slăbiciunilor fiecărei soluţii, o scurtă descriere ce include aspecte tehnice relevante şi estimări cu privire la utilizarea BAT (cea mai bună tehnologie disponibilă). În final, descrierile includ o fişă tehnologică ce cuprinde aspectele cele mai relevante. În plus, sunt incluse şi curbele de durată a sarcinii de căldură – diagrame de producţie pentru fiecare scenariu – pentru mai multe detalii vezi Anexa 5.3.2-1. În ultimii ani, operarea sistemului de termoficare a variat mult în ceea ce priveşte alocarea de producţie de căldură pe diferite unităţi, cantitatea de energie termică şi electrică produsă şi consumul de diferiţi combustibili. Dintre opţiunile examinate, Opţiunea O4 este asemănătoare cu operarea reală. Se consideră că reprezintă „desfăşurarea operării de toate zilele”.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

138

Sistem centralizat de termoficare (Scenariul 1) Ipoteze obişnuite privind toate opţiunile din cadrul Scenariului 1 (Sistem centralizat de termoficare) Începând cu 2010, al doilea an după perioada de planificare, în CET Centru va fi operaţională o instalaţie cu ciclu combinat cu un output termic de 29 MWt şi un output electric de 22 MWe (investiţie BEDR). Această unitate va acoperi necesarul de bază de căldură de până la 29 MWt.

Va continua reechiparea reţelelor şi a substaţiilor precum şi reabilitarea sistemului de pompare de transport prin instalarea de schimbătoare de frecvenţă.

Centralele termice locale asigură în continuare furnizarea a 16 % de căldură.

Se consideră că toate echipamentele îndeplinesc cerinţele BAT.

Opţiuni pentru gestionarea cenuşei Sistemul existent pentru manipularea cenuşei are putea avea câteva avantaje care depin de opţiunea viitoare care va fi aplicată.

În cazul arderii continue a lignitului – în special opţiunile O3-O11, (reechiparea cazanelor cu abur sau a cazanelor apă caldă din CET Sud sau înlocuirea a unuia sau a mai multor cazane existente cu cazane cu pat fluidizat), cenuşa ar putea deveni o materie primă valoroasă.

Utilizarea în viitor a cenuşei în construcţii, pe post de agregat granule pentru beton ar putea fi o soluţie ecologică care ar putea duce la suplimentarea veniturilor. În acest caz ar fi necesară o instalaţie pentru agregat.

Prin vânzarea cenuşei colectate din electrofiltre ar putea fi realizat un venit de aproximativ 30.000 €/an. Cu toate acestea, acest venit este unul scăzut în comparaţie cu alte costuri şi investiţii şi este prea mic pentru a influenţa balanţa dintre cele trei scenarii. Comercializarea rezidurilor de cenuşă este o activitate separată şi nu face parte din analiza variantelor.

Dacă lignitul este un răspuns competitiv pentru cerinţele actuale şi pe termen lung privind căldura, posibilităţile pentru utilizarea cenuşei pot fi analizate separat într-o etapă viitoare. Colectarea uscată care are deja loc în Timişoara poate fi baza pentru astfel de strategii.

Opţiunea O1 – Trecere totală pe gaz, închiderea CET Sud

Scop şi concept Instalaţiile existente producătoare de căldură în CET Centru au capacitate suficientă pentru a acoperi necesarul de căldură existent şi viitor în Timişoara. Conductele principale care furnizează căldura de la CET Centru au capacitatea de a acoperi şi necesarul de căldură din momentele de vârf din timpul iernii. Sistemul de transmisie însă nu are capacitatea de a alimenta nici măcar momentele de vârf din CET Sud.

Această opţiune ia în considerare realocarea a 100% din producţia de căldură de la CET Sud la CET Centru, inclusiv oprirea şi demontarea tuturor instalaţiilor din CET Sud.

Va fi închis şi depozitul de zgură şi cenuşă pentru că deserveşte doar facilităţile de producţie din CET Sud.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

139

Evaluare În prezent, necesarul de căldură din timpul verii este acoperit de CET Centru, în timp ce necesarul de căldură din timpul sezonului de încălzire este acoperit cu o mare participare din partea CET Sud. Dacă toată căldura este produsă în CET Centru, care are echipamentele necesare pentru acest scop, va fi eliminat necesarul de investiţii în CET Sud, precum şi alte costuri investiţionale şi de operare (inclusiv pierderi de căldură) în reţeaua de transmisie de la CET Sud la Timişoara.

Cu toate acestea, producţia de căldură din CET Centru va înlocui utilizarea lignitului necostisitor cu cea a gazului natural, mai costisitor, iar CET Sud trebuie demontat, iar amplasamentul curăţat.

Instalaţiile pentru transportul gazului natural au capacitate suficientă însă trebuie mărite contractele de gaz pentru a asigura şi garanta alimentarea mai ales în iernile reci.

Disponibilitatea gazului natural şi dependenţa de un singur combustibil trebuie luate în considerare având în vedere nevoia de a asigura siguranţa alimentării cu gaz. Această opţiune va fi într-o mare măsură sensibilă la creşterile de preţ ale unui combustibil mineral (gaz natural) pentru că nu există posibilitatea de a trece pe alt combustibil cu cazanele existente. În prezent, preţul gazului pe piaţa europeană este cu mult mai mare decât preţul actual din România. Armonizarea preţului gazului în UE ar duce la preţuri mai mari pentru gaz în viitor.

În ceea ce priveşte siguranţa alimentării, ar trebui luat în considerare avantajul de a avea două puncte de injecţie (CET Sud şi CET Centru) în loc de unul singur. CET Sud nu are capacitatea de a alimenta întregul sistem de termoficare din cauza gâturilor de sticlă din reţeaua de transport, în timp ce CET Centru poate deservi întreaga zonă. Dependenţa de un singur punct de alimentare poate fi critică.

Scurtă descriere tehnică (inclusiv referinţa BAT) Acest scenariu necesită o operare continuă a tuturor unităţilor din CET Centru (inclusiv a instalaţiei planificate cu ardere pe gaz cu ciclu combinat) în concordanţă cu cerinţele de mediu. Vor fi necesare investiţii în reducerea poluării la cazanele din CET Centru.

Astfel, în CET Centru, cazanele apă caldă CAF 2, 4, 5 trebuie echipate cu arzătoare cu nivel redus de NOx (CAF 3 încheiat, CAF 1 contractat). Nu vor fi necesare investiţii în CET Sud, cu excepţia celor pentru demontarea centralei. Se estimează că si costurile de demontare si costurile de curăţare a amplasamentului (a solului), vor fi acoperite din alte surse.

Având în vedere că la CET Sud va fi întreruptă producţia de energie termică şi energie electrică, cotele de emisii privind CO2 pentru CET Sud trebuie mutate la CET Center printr-o cerere adresată autorităţilor.

De asemenea, în CET Centru, şi limitele privind cantitatea de NOx, SO2 şi praf pentru CAF 5 trebuie mutate la unităţile de cazane reechipate CAF 1, 2, 3 şi 4 tot printr-o cerere adresată autorităţilor.

Investiţii Tabelul următor prezintă pe scurt investiţiile necesare pentru Opţiunea O1.

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţie

Preţ Observaţii

Arzătoare cu nivel redus Cazane 50 si 2009-2011 14,9 mil. €

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

140

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţie

Preţ Observaţii

de NOx în CET Centru 100 Gcal/h

Reabilitarea reţelei de transport inclusiv pompe cu variatoare de viteză

- 2009-2015 74,4 mil. €

Reabilitarea reţelei de distribuţie

- 2009-2015 42 mil. €

Reabilitarea substaţiilor/centralelor termice

- 2009-2010 3,4 mil. €

Total 134,7 mil. €

Opţiunea O2 – Trei cazane cu abur pe biomasă în CET Sud

Scop şi concept În această opţiune, trei cazane cu abur cu ardere pe cărbuni sunt înlocuite de trei cazane pe biomasă în CET Sud pentru a reduce treptat utilizarea cărbunelui.

Structura CET Centru este neschimbată în ceea ce priveşte combustibilul şi instalaţiile de producţie.

Evaluare Disponibilitatea biomasei este limitată pentru moment din cauza stadiului prea puţin dezvoltat al lanţului de biomasă din România şi disponibilitatea limitată a resurselor locale. Cu toate acestea, poate fi utilizat potenţailul ridicat de biomasă (deşeuri din lemn etc) din unele judeţe vecine (de exemplu Caraş-Severin) şi pot fi întărite posibilităţile din cadrul acestui proiect. Preţul biomasei este estimat la nivelul preţului de pe piaţa internaţională. Potenţialul neutilizat de biomasă din Caraş-Severin este de aproximativ 760 TJ/an. Este realist să presupunem că 60 % din această cantitate sau 460 TJ/an ar fi disponibile. Pentru această opţiune ar fi necesare mai mult de 2000 TJ/an, ceea ce este cu mult peste resursele disponibile în acest moment în regiune.

Pentru Opţiunea O2 este nevoie de co-investiţii semnificative ca de exemplu pentru manipularea biomasei (mărimea va fi în funcţie de numărul de cazane modificate pentru biomasă) în plus faţă de modificarea în sine a cazanului.

Pe de altă parte, această opţiune va elimina şi necesitatea instalării unei instalaţii DESOX în CET Sud, ceea ce înseamnă o descreştere semnificativă a investiţiei pentru reducerea SOx.

Scurtă descriere tehnică (inclusiv referinţa BAT) Prin introducerea de biomasă în CET Sud unele din configuraţiile existente vor fi menţinute. Unităţile menţinute în operare sunt cazanele apă caldă CAF 1, 2, 3 şi 4 în CET Centru şi cazanele cu abur CA 1, 2, şi 3 în CET Sud. Prin urmare, CAF 5 în CET Centru şi CAF 1 şi 2 în CET Sud vor fi scoase din funcţiune (demontate).

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

141

Nevoia de conformare cu limitele privind emisiile necesită investiţii în echipamente pentru reducerea poluării. În CET Centru, cazanele apă caldă CAF 2 şi 4 trebuie echipate cu arzătoare cu nivel redus de NOx (CAF 3 încheiat, CAF 1 contractat) iar în CET Sud, cazanele cu abur CA 1, 2 şi 3 trebuie înlocuite sau modificate pentru ardere de biomasă; de asemenea, aceste cazane vor trebui echipate cu arzătoare pe gaz cu nivel redus de Nox pentru a acoperi sarcina de căldură în cazul unei insuficienţe de biomasă. În acest caz nu va fi nevoie de echipamentele DESOX. Preţul investiţiei include şi instalaţiile pentru manipularea biomasei.

Distribuţia de sarcină între sursele de căldură va fi realizată acordând prioritate surselor de căldură cele mai puţin costisitoare, însemnând că CET Sud va acoperi sarcina de bază după cum este ilustrat în curba de durată a sarcinii de căldură utilizând în mod constant cazanele cu abur (CA) şi turbinele cu contrapresiune – pentru mai multe detalii vezi Anexa 5.3.2-1. Sarcina de căldură a CET Sud va fi în mod normala în jur de 145 MWt (125 Gcal/h) cu un minim de 87 MWt (75 Gcal/h). Producţia de energie electrică poate fi realizată fără penalităţi privind CO2 datorită utilizării unui combustibil neutru în ceea ce priveşte CO2. În cadrul acestei opţiuni sunt soluţionate problemele privind emisiile de praf, precum şi cele privind transportul cenuşei sub formă de şlam dens – ceea ce este deja disponbil pentru toate opţiunile. Limitele privind cantităţile de NOX, SO2 şi praf la unităţile scoase din funcţiune trebuie mutate prin cerere la unităţile reechipate.

În ceea ce priveşte introducerea de cazane pe biomasă în CET Sud se consideră că toate echipamentele îndeplinesc cerinţele BAT.

Investiţii Tabelul următor prezintă pe scurt investiţiile necesare pentru Opţiunea O2.

Numele investiţiei Descriere Perioada de

investiţie

Preţ Observaţii

Lucrări suplimentare în CET Sud

3 X 82 MWt, 100 T/h abur, 15 bar, 250 o C

2012 114 mil. €

Arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Centru

Cazane de 50 şi 100 Gcal/h 2009-2011 10,1 mil. €

Reabilitarea reţelei de transport inclusiv a pompelor cu variatoare de viteză

- 2009-2015 74,4 mil. €

Reabilitarea reţelei de distribuţie

- 2009-2015 42 mil. €

Reabilitarea substaţiilor/centralelor termice

- 2009-2010 3,4 mil. €

Total 243,9 mil. €

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

142

Opţiunea O3 – Operarea cu cazane cu abur în CET Sud

Scop şi concept În această opţiune, cazanele cu abur din CET Sud operează pe lignit, fără a avea în vedere limita maximă admisă în descreştere pentru centrală în ceea ce priveşte CO2. CET Centru continuă să opereze pe combustibilul mixt existent.

Evaluare Opţiunea 3 presupune o operare aproape neschimbată a instalaţiilor si în acelaşi timp, aduce conformarea cu standardele de mediu şi îmbunătăţirea eficienţei din punct de vedere al costului instalaţiilor. Cu toate acestea mai există câteva incertitudini privind introducerea unei instalaţii cu ciclu combinat în CET Centru care trebuie eliminate.

Continuarea operării CET Centru şi CET Sud cu amestecul existent de combustibili minerali şi unităţi menţine nivelul ridicat de emisii – SO2, NOX şi CO2. Prin urmare, va fi necesară o soluţie „la capătul conductei” sub formă de echipamente pentru curăţarea gazelor de ardere. Drept rezultat, pot apărea probleme privind cotele de emisii de CO2 – atât pe termen scurt, cât şi pe termen lung.

Scurtă descriere tehnică (inclusiv referinţa BAT) În această opţiune, cazanele apă caldă CAF 1, 2, 3 şi 4 în CET Centru şi cazanele cu abur CA 1, 2, 3 în CET Sud vor fi păstrate în funcţiune. Astfel, cazanul apă caldă CAF 5 în CET Centru şi CAF 1 şi 2 în CET Sud vor fi scoase din funcţiune (demontate).

Nevoia de a se conforma cu limitele privind emisiile necesită investiţii în echipamente pentru reducerea poluării. În CET Centru, cazanele apă caldă CAF 2 şi 4 trebuie echipate cu arzătoare cu nivel redus de NOx (CAF 3 încheiat, CAF 1 contractat) iar în CET Sud, cazanele cu abur CA 1, 2 şi 3 trebuie echipate cu arzătoare pe gaz cu nivel redus de NOx şi cu „porturi aer în loc de foc” în vederea reducerii NOX din arderea lignitului. În CET Sud este necesară o instalaţie DESOX de tip jumătate uscat. Instalaţia DESOX va fi proiectată pentru întregul flux de gaze de ardere de la toate cele trei cazane cu abur care operează pe lignit.

Distribuţia de sarcină între sursele de căldură va fi realizată acordând prioritate surselor de căldură cele mai puţin costisitoare, însemnând că CET Sud va acoperi sarcina de bază după cum este ilustrat în curba de durată a sarcinii de căldură utilizând în mod constant cazanele cu abur (CA) şi turbinele cu contrapresiune – pentru mai multe detalii vezi Anexa 5.3.2-1. Sarcina de căldură a CET Sud va fi în mod normal a în jur de 116 MWt (100 Gcal/h), cu un minim de 87 MWt (75 Gcal/h). În cadrul acestei opţiuni sunt soluţionate problemele privind emisiile de praf, precum şi cele privind transportul cenuşei sub formă de şlam dens – ceea ce este deja disponbil pentru toate opţiunile. Trebuie stabilit un mecanism intermediar de schimb pentru CO2 între centrale pentru a avea întotdeauna posibilitatea de a utilizat toate cotele de emisii existente. Limitele privind cantităţile de NOX, SO2 şi praf la unităţile scoase din funcţiune trebuie mutate prin cerere la unităţile reechipate.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

143

Investiţii Tabelul următor prezintă pe scurt investiţiile necesare pentru Opţiunea O3.

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţie

Preţ Observaţii

Arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Centru

Cazane de 50 şi 100 Gcal/h

2009-2011 10,1 mil. €

Reabilitarea reţelei de transport inclusiv a pompelor cu variatoare de viteză

- 2009-2015 74,4 mil. €

Reabilitarea reţelei de distribuţie

- 2009-2015 42 mil. €

Reabilitarea substaţiilor/centralelor termice

- 2009-2010 3,4 mil. €

Lucrări suplimentare în CET Sud

Cazane cu abur cu „aer în loc de foc”, LNB pe gaz, instalaţie DESOx

2009-2012 42,5 mil. €

Total 172,4 mil. €

Opţiunea O4 – Operarea cu cazane cu abur în CET Sud, sarcină redusă în CET Sud

Definire Scopul opţiunii de referinţă este de a crea o bază pentru compararea şi evaluarea altor opţiuni.

Opţiunea de referinţă nu este doar „desfăşurarea operării de toate zilele” pentru că include investiţiile necesare pentru optimizarea eficienţei din punct de vedere al costului şi pentru conformarea cu standardele şi cerinţele de mediu prezentate pentru perioada de planificare (2009-2028).

Cu punct de plecare din modul de operare existent, următoarele supoziţii constituie principiile de bază ale referinţei – Opţiunea O4:

CET Sud operează cazanele cu abur pe lignit, la o sarcină redusă.

CET Centru continuă operarea pe amestecul existent de combustibili.

Opţiunea O4 este asemănătoare Opţiunii O3, cu excepţia unei sarcini reduse a cazanelor cu abur în CET Sud, în vederea respectării cotei de emisii în descreştere pentru centrală în ceea ce priveşte CO2 până la sfârşitul lui 2012.

Sursele de căldură implementate deja înainte de 2010 sunt incluse în primul an de scenariu – 2009 – al scenariului de referinţă. În CET Centru aceasta înseamnă că introducerea unei unităţi cu ciclu combinat cu ardere pe gaz natural (care va fi introdus în 2010) ar trebui considerată ca făcând parte din optimizarea centralei1.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

144

Evaluare În ceea ce priveşte proiectarea scenariului de referinţă – cu modificări care să asigure conformarea cu standardele de mediu şi îmbunătăţirea eficienţei din punct de vedere al costului a instalaţiilor, trebuie soluţionate unele incertitudini privind introducerea unei instalaţii cu ciclu combinat în CET Centru.

Continuarea operării CET Centru şi CET Sud cu amestecul existent de combustibili minerali şi unităţi menţine nivelul ridicat de emisii – SO2, NOX şi CO2. Prin urmare va fi necesară o soluţie „la capătul conductei” sub formă de echipamente pentru curăţarea gazelor de ardere. Drept rezultat, pot apărea probleme privind cotele de emisii de CO2 – atât pe termen scurt cât şi pe termen lung.

Scurtă descriere tehnică (inclusiv a referinţei BAT) În această opţiune vor fi menţinute în operare următoarele unităţi: cazanele apă caldă CAF 1, 2, 3 şi 4 în CET Centru şi cazanele cu abur CA 1, 2 şi 3 în CET Sud. Prin urmare, cazanele apă caldă CAF 5 în CET Centru şi CAF 1 şi 2 în CET Sud vor fi scoase dn funcţiune (demontate).

Nevoia de a se conforma cu limitele privind emisiile necesită investiţii în echipamente pentru reducerea poluării. În CET Centru, cazanele apă caldă CAF 2 şi 4 trebuie echipate cu arzătoare cu nivel redus de NOx (CAF 3 încheiat, CAF 1 contractat) iar în CET Sud, cazanele cu abur CA 1, 2 şi 3 trebuie echipate cu arzătoare pe gaz cu nivel redus de NOx şi cu „porturi aer în loc de foc” în vederea reducerii NOX din arderea lignitului. În CET Sud este necesară o instalaţie DESOX de tip jumătate uscat. Instalaţia DESOX va fi proiectată pentru întregul flux de gaze de ardere de la toate cele trei cazane cu abur care operează pe lignit.

Distribuţia de sarcină între sursele de căldură va fi realizată acordând prioritate surselor de căldură cele mai puţin costisitoare, însemnând că CET Sud va acoperi sarcina de bază după cum este ilustrat în curba de durată a sarcinii de căldură utilizând în mod constant cazanele cu abur (CA) şi turbinele cu contrapresiune – pentru mai multe detalii vezi Anexa 5.3.2-1. Sarcina de căldură a CET Sud va fi în mod normal a în jur de 116 MWt (100 Gcal/h) cu un minim de 87 MWt (75 Gcal/h). În această opţiune, se utilizează mai puţin capacităţile de cărbuni (inlocuite de gaz) în vederea reducerii emisiilor de CO2. Aceasta combină avantajele producţiei de electricitate cu dezavantajele depăşirii limitelor privind CO2 până în momentul în care centrala intră în funcţiune. În cadrul acestei opţiuni sunt soluţionate problemele privind emisiile de praf, precum şi cele privind transportul cenuşei sub formă de şlam dens – ceea ce este deja disponbil pentru toate opţiunile.

Limitele privind cantităţile de NOX, SO2 şi praf la unităţile scoase din funcţiune trebuie mutate prin cerere la unităţile reechipate.

Trebuie stabilit un mecanism intermediar de schimb pentru CO2 între centrale pentru a avea întotdeauna posibilitatea de a utilizat toate cotele de emisii existente.

Investiţii Tabelul următor prezintă pe scurt investiţiile necesare pentru Opţiunea O4.

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţiei

Preţ Observaţii

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

145

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţiei

Preţ Observaţii

Arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Centru

Cazane de 50 şi 100 Gcal/h

2009-2011 10,1 mil. €

Reabilitarea reţelei de transport inclusiv a pompelor cu variatoare de viteză

- 2009-2015 74,4 mil. €

Reabilitarea reţelei de distribuţie

- 2009-2015 42 mil. €

Reabilitarea substaţiilor/centralelor termice

- 2009-2010 3,4 mil. €

Lucrări suplimentare în CET Sud

Cazane cu abur cu „aer în loc de foc”, LNB pe gaz, instalaţie DESOx

2009-2012 42,5 mil. €

Total 172,4 mil. €

Opţiunea O5 – Operarea cu cazane apă caldă în CET Sud

Scop şi concept În această opţiune, cazanele apă caldă în CET Sud operează pe lignit, fără a avea în vedere limita maximă admisă în descreştere pentru centrală în ceea ce priveşte CO2. CET Centru continuă să opereze pe combustibilul mixt existent.

Această opţiune este asemănătoare cu Opţiunea O4 – referinţa. Principala diferenţă constă în faptul că se operează pe cazane apă caldă în loc de cazane cu abur.

Evaluare Pentru această opţiune (O5) sunt aplicate aceleaşi condiţii ca cele descrise pentru Opţiunea O3.

Cu toate acestea, operarea pe cazane apă caldă în loc de cazanele cu abur duce la o scădere a producţiei de electricitate, consum mai scăzut de combustibil şi în consecinţă, un nivel mai redus de emisii de CO2.

Scurtă descriere tehnică (inclusiv referinţa BAT) Pentru această opţiune (O5) se aplică aceeaşi soluţie ca cea descrisă pentru Opţiunea O2.

Cu toate acestea, CET Sud va opera pe cazane apă caldă în loc de cazane cu abur.

Investiţii Tabelul de mai jos prezintă pe scurt investiţiile necesare pentru Opţiunea O5.

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţie

Preţ Observaţii

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

146

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţie

Preţ Observaţii

Arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Centru

Cazane de 50 şi 100 Gcal/h

2009-2011 10,1 mil. €

Reabilitarea reţele de transport inclusiv a pompelor cu variatoare de viteză

- 2009-2015 74,4 mil. €

Reabilitarea reţelei de distribuţie

- 2009-2015 42 mil. €

Reabilitarea substaţiilor/centralelor termice

- 2009-2010 3,4 mil. €

Lucrări suplimentare în CET Sud

Cazane cu apă caldă cu „aer în loc de foc”, LNB pe gaz, instalaţie DESOx

2010-2013 35,1 mil. €

Total 165 mil. €

Opţiunea O6 – Cazane cu abur în CET Sud, coardere pe lignit, gaz şi biomasă

Scop şi concept În Opţiunea O6, în CET Sud, cazanele cu abur pe lignit şi gaz operează pe coardere cu biomasă pentru a înlocui unii cobustibili minerali utilizaţi. CET Sud operează cazanele cu abur utilizand lignitul drept combustibil principal. Biomasa substituie 10% din combustibilul solid prin coardere. CET Centru operează în continuare pe amestecul de combustibil existent.

Evaluare Coarderea de lignit, gaz şi o anumită cantitate de biomasă în cazanele existente (selectate) aduce câteva avantaje însă aduce şi anumite provocări. Atât avantajele cât şi provocările depind de canitatea de biomasă utilizată.

Utilizarea intensă a lignitului necesită investiţii mari şi costuri de operare suplimentare pentru instalaţia DESOX pentru reducerea emisiilor de SO2 sub cotele de emisii. O anumită cantitate de biomasă poate fi adăugată la structura combustibilului până la o limită suportabilă din punct de vedere tehnic (coardere), cu un cost investiţional redus pentru instalaţiile de manipulare a biomasei. Cantitatea de biomasă disponibilă va depinde de preţul acesteia. Sursele locale ar putea fi disponbile la un preţ sub nivelul preţurilor internaţionale, acestea trebuind utilizate în primul rând. Cantitate suplimentară de biomasă poate fi achiziţionată pe piaţa deschisă la preţul internaţional.

Pentru a respecta standardele de mediu privind nivelul redus de NOX, la fiecare cazan mai trebuie instalate „porturi aer în loc de foc” precum şi arzătoare pe gaz cu nivel redus de NOX.

Scurtă descriere tehnică (inclusiv referinţa BAT) În această opţiune, vor fi menţinute în funcţiune următoarele unităţi: cazanele apă caldă CAF 1, 2, 3 şi 4 în CET Centru şi cazanele cu abur CA 1, 2 şi 3 în CET Sud. Prin urmare, cazanele apă caldă CAF 5 în CET Centru şi CAF 1 şi 2 în CET Sud vor fi scoase din funcţiune (demontate).

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

147

Nevoia de a se conforma cu limitele privind emisiile necesită investiţii în echipamente pentru reducerea poluării. În CET Centru cazanele apă caldă CAF 2 şi 4 trebuie echipate cu arzătoare cu nivel redus de NOx (CAF 3 încheiat, CAF 1 contractat), iar în CET Sud, cazanele cu abur CA 1, 2 şi 3 trebuie echipate cu arzătoare pe gaz cu nivel redus de NOx şi cu „porturi aer în loc de foc”, în vederea reducerii NOX din arderea lignitului.

Cu ajutorul unui buldozer pentru biomasă se adaugă la lignit o cantitate de 10% de biomasă, considerată ca fiind cea mai mare cantitate tolerabilă pentru calitatea arderii şi a evacuării zgurii, care este suflată în camera focarului prin instalaţiile de măcinat cărbuni. Cantitatea necesară de biomasă este comparabilă cu posibilele capacităţi din zonă. În CET Sud este necesară o instalaţie DESOX de tip jumătate uscat. Instalaţia DESOX va fi proiectată pentru întregul flux de gaze de ardere de la toate cele trei cazane cu abur care operează pe lignit.

Distribuţia de sarcină între sursele de căldură va fi realizată acordând prioritate surselor de căldură cele mai puţin costisitoare, însemnând că CET Sud va acoperi sarcina de bază după cum este ilustrat în curba de durată a sarcinii de căldură, utilizând în mod constant cazanele cu abur (CA) şi turbinele cu contrapresiune – pentru mai multe detalii vezi Anexa 5.3.2-1. Sarcina de căldură a CET Sud va fi în mod normal a în jur de 145 MWt (125 Gcal/h), cu un minim de 87 MWt (75 Gcal/h). Venitul din producţia mai mare de electricitate este echilibrat de cheltuieli suplimentare cu cotele de emisii pentru CO2, chiar dacă la sarcină va fi adăugată şi biomasă.

În cadrul acestei opţiuni sunt soluţionate problemele privind emisiile de praf, precum şi cele privind transportul cenuşei sub formă de şlam dens – ceea ce este deja disponbil pentru toate opţiunile.

Limitele privind cantităţile de NOX, SO2 şi praf la unităţile scoase din funcţiune trebuie mutate prin cerere la unităţile reechipate.

Trebuie stabilit un mecanism intermediar de schimb pentru CO2 între centrale pentru a avea întotdeauna posibilitatea de a utilizat toate cotele de emisii existente.

Investments Tabelul următor prezintă pe scurt investiţiile necesare pentru Opţiunea O6.

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţie

Preţ Observaţii

Arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Centru

Cazane de 50 şi 100 Gcal/h

2009-2011 10,1 mil. €

Reabilitarea reţelei de transport inclusiv a pompelor cu variatoare de viteză

- 2009-2015 74,4 mil. €

Reabilitarea reţelei de distribuţie

- 2009-2015 42 mil. €

Reabilitarea substaţiilor/centralelor termice

- 2009-2010 3,4 mil. €

Lucrări suplimentare în CET Sud

Cazane cu abur cu „aer în loc de foc”, LNB pe

2009-2012 43,1 mil. €

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

148

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţie

Preţ Observaţii

gaz, instalaţie DESOx, buldozer biomasă

Total 173 mil. €

Opţiunea O7 - Cazane apă caldă în CET Sud, coardere pe lignit, gaz şi biomasă

Scop şi concept În Opţiunea O7, în CET Sud, cazanele apă caldă pe lignit şi gaz operează pe coardere cu biomasă pentru a înlocui unii combustibili minerali utilizaţi. CET Sud operează cazanele apă caldă utilizand lignitul drept combustibil principal. Biomasa substituie 10% din combustibilul solid prin coardere. CET Centru operează în continuare pe amestecul de combustibil existent.

Evaluare Principiile şi avantajele etc ale acestei opţiuni (O7) sunt asemănătoare celor din Opţiunea O6.

În această opţiune este introdusă coarderea lignitului, gazului şi a unei cantităţi de biomasă pentru cazanele existente (selectate) – în acest caz, cazanele apă caldă.

Utilizarea intensă a lignitului necesită investiţii mari şi costuri de operare suplimentare pentru instalaţia DESOX pentru reducerea emisiilor de SO2 sub limitele admise. O anumită cantitate de biomasă poate fi adăugată la structura combustibilului până la o limită suportabilă din punct de vedere tehnic (coardere), cu un cost investiţional redus pentru instalaţiile de manipulare a biomasei. Cantitatea de biomasă disponibilă va depinde de preţul acesteia. Sursele locale ar putea fi disponbile la un preţ sub nivelul preţurilor internaţionale, acestea trebuind utilizate în primul rând. Cantitate suplimentară de biomasă poate fi achiziţionată pe piaţa deschisă la preţul internaţional.

Pentru a respecta standardele de mediu privind nivelul redus de NOX, la fiecare cazan mai trebuie instalate „porturi aer în loc de foc” precum şi arzătoare pe gaz cu nivel redus de NOX.

Scurtă descriere tehnică (inclusiv referinţa BAT) În această opţiune, vor fi menţinute în funcţiune următoarele unităţi: cazanele apă caldă CAF 1, 2, 3 şi 4 în CET Centru şi cazanele apă caldă CAF 1 şi 2 în CET Sud. Prin urmare, cazanul apă caldă CAF 5 în CET Centru şi cazanele cu abur CAF 1, 2 şi 3 în CET Sud, vor fi scoase din funcţiune (demontate).

Nevoia de a se conforma cu limitele privind emisiile necesită investiţii în echipamente pentru reducerea poluării. În CET Centru cazanele apă caldă CAF 2 şi 4 trebuie echipate cu arzătoare cu nivel redus de NOx (CAF 3 încheiat, CAF 1 contractat), iar în CET Sud, cazanele apă caldă CAF 1 şi 2 trebuie echipate cu arzătoare pe gaz cu nivel redus de NOx şi cu „porturi aer în loc de foc” în vederea reducerii NOX din arderea lignitului.

Cu ajutorul unui buldozer pentru biomasă se adaugă la lignit o cantitate de 10% de biomasă, considerată ca fiind cea mai mare cantitate tolerabilă pentru calitatea arderii şi a evacuării zgurii, care este suflată în camera focarului prin instalaţiile de măcinat cărbuni. Cantitatea necesară de biomasă este comparabilă cu posibilele capacităţi din zonă. În CET Sud este necesară o instalaţie DESOX de tip jumătate uscat.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

149

Instalaţia DESOX va fi proiectată pentru întregul flux de gaze de ardere de la toate cele trei cazane cu abur care operează pe lignit.

Distribuţia de sarcină între sursele de căldură va fi realizată acordând prioritate surselor de căldură cele mai puţin costisitoare, însemnând că CET Sud va acoperi sarcina de bază după cum este ilustrat în curba de durată a sarcinii de căldură utilizând în mod constant cazanele cu abur (CA) şi turbinele cu contrapresiune – pentru mai multe detalii vezi Anexa 5.3.2-1. Sarcina de căldură a CET Sud va fi în mod normal a în jur de 145 MWt (125 Gcal/h), cu un minim de 87 MWt (75 Gcal/h).Este evitată producţia de electricitate care duce la emisii mai mari de CO2. Chiar şi aşa, emisiile de CO2 depăşesc limitele pentru perioad 2008-2012.

În cadrul acestei opţiuni sunt soluţionate problemele privind emisiile de praf, precum şi cele privind transportul cenuşei sub formă de şlam dens – ceea ce este deja disponbil pentru toate opţiunile.

Limitele privind cantităţile de NOX, SO2 şi praf la unităţile scoase din funcţiune trebuie mutate prin cerere la unităţile reechipate.

Trebuie stabilit un mecanism intermediar de schimb pentru CO2 între centrale pentru a avea întotdeauna posibilitatea de a utiliza toate cotele de emisii existente.

Investiţii Tabelul următor prezintă pe scurt investiţiile necesare pentru Opţiunea O7.

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţie

Preţ Observaţii

Arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Centru

Cazane de 50 şi 100 Gcal/h

2009-2011 10,1 mil. €

Reabilitarea reţelei de transport inclusiv a pompelor cu variatoare de viteză

- 2009-2015 74,4 mil. €

Reabilitarea reţelelor de distribuţie

- 2009-2015 42 mil. €

Reabilitarea substaţiilor/centralelor termice

- 2009-2010 3,4 mil. €

Lucrări suplimentare în CET Sud

Cazane apă caldă cu „aer în loc de foc”, LNB pe gaz, instalaţie DESOx, buldozer biomasă

2010-2013 35,7 mil. €

Total 165,6 mil. €

Opţiunea O8 – Cazane cu abur la o sarcniă de încărcare mai mică în CET Sud, coardere pe lignit, gaz şi biomasă

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

150

Scop şi concept În Opţiunea O8, în CET Sud, cazanele cu abur pe lignit şi gaz operează pe coardere cu biomasă pentru a înlocui unii combustibili minerali utilizaţi. Această opţiune este asemănătoare Opţiunii O6, singura diferenţă fiind o sarcină mai redusă de încărcare a cazanelor pe lignit în vederea reducerii emisiilor. CET Centru operează în continuare pe amestecul de combustibil existent.

Evaluare Condiţiile descrise pentru Opţiunea O6 se aplică şi pentru această opţiune (O8).

Oricum, sarcina de încărcare mai mică a cazanelor pe lignit ajută la reducerea emisiilor de CO2.

Scurtă descriere tehnică (inclusiv referinţa BAT) Soluţiile tehnice şi standardele de mediu aplicate folosite pentru opţiunea O8 sunt aceleaşi ca şi cele folosite pentru Opţiunea O6.

Distribuţia de sarcină între sursele de căldură va fi realizată acordând prioritate surselor de căldură cele mai puţin costisitoare, însemnând că CET Sud va acoperi sarcina de bază după cum este ilustrat în curba de durată a sarcinii de căldură utilizând în mod constant cazanele cu abur (CA) şi turbinele cu contrapresiune – pentru mai multe detalii vezi Anexa 5.3.2-1. Sarcina de căldură la CET Sud va fi în mod normal în jur de 116 MWt (100 Gcal/h) cu un minim de 87 MWt (75 Gcal/h) – o sarcină puţin mai mică decât cea în Opţiunea O6. Venitul din producţia mai mare de electricitate este echilibrat de cheltuielile pentru cotele de emisii adiţionale pentru CO2, chiar dacă la sarcină este adăugată şi biomasă.

Investiţii Tabelul următor prezintă pe scurt investiţiile necesare pentru Opţiunea O8.

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţie

Preţ Observaţii

Arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Centru

Cazane de 50 şi 100 Gcal/h

2009-2011 10,1 mil. €

Reabilitarea reţelei de transport inclusiv a pompelor cu variatoare de viteză

- 2009-2015 74,4 mil. €

Reabilitarea reţelei de distribuţie

- 2009-2015 42 mil. €

Reabilitarea substaţiilor/centralelor termice

- 2009-2010 3,4 mil. €

Lucrări suplimentare în CET Sud

Cazane cu abur cu „aer în loc de foc”, LNB pe gaz, instalaţie DESOx, buldozer biomasă

2009-2012 42,5 mil. €

Total 172,4 mil. €

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

151

Opţiunea O9 – Cazane apă caldă cu sarcină de încărcare mai mică în CET Sud, coardere pe lignit, gaz şi biomasă

Scop şi concept Scopul şi conceptul acestei opţiuni (O9) sunt asemănătoare cu cele ale Opţiunii O7, singura diferenţă fiind o sarcină mai mică de încărcare a cazanelor pe lignit, în vederea reducerii emisiilor de CO2. Prin urmare, CET Sud va opera cazanele apă caldă pe lignit, gaz şi biomasă. Biomasă înlocuieşte 10% din combustibilul solid prin coardere.

CET Centru continuă să opereze pe amestecul de combustibil existent.

Evaluări Condiţiile descrise pentru Opţiunea O7 se aplică şi pentru această opţiune (O9).

Oricum, sarcina de încărcare mai mică a cazanelor pe lignit ajută la reducerea emisiilor de CO2.

Scurtă descriere tehnică (inclusiv referinţa BAT) Soluţiile tehnice şi standardele de mediu folosite pentru această opţiune (O9) sunt aceleaşi ca şi cele pentru Opţiunea O7.

Distribuţia de sarcină între sursele de căldură va fi realizată acordând prioritate surselor de căldură cele mai puţin costisitoare, însemnând că CET Sud va acoperi sarcina de bază după cum este ilustrat în curba de durată a sarcinii de căldură utilizând în mod constant cazanele cu abur (CA) şi turbinele cu contrapresiune – pentru mai multe detalii vezi Anexa 5.3.2-1. Sarcina de căldură la CET Sud va fi în mod normal a în jur de 116 MWt (100 Gcal/h), cu un minim de 87 MWt (75 Gcal/h) – o sarcină puţin mai mică decât în Opţiunea O7. Este evitată producţia de electricitate care duce la emisii mai mari de CO2. Chiar şi aşa, emisiile de CO2 depăşesc limitele pentru perioad 2008-2012, chiar dacă o parte din sarcină este acoperită de biomasă, iar sarcina cazanelor pe lignit este micşorată.

În cadrul acestei opţiuni sunt soluţionate problemele privind emisiile de praf, precum şi cele privind transportul cenuşei sub formă de şlam dens – ceea ce este deja disponbil pentru toate opţiunile.

Limitele privind cantităţile de NOX, SO2 şi praf la unităţile scoase din funcţiune trebuie mutate prin cerere la unităţile reechipate.

Trebuie stabilit un mecanism intermediar de schimb pentru CO2 între centrale pentru a avea întotdeauna posibilitatea de a utiliza toate cotele de emisii existente.

Investiţii Tabelul următor prezintă pe scurt investiţiile necesare pentru Opţiunea O9.

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţie

Preţ Observaţii

Arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Centru

Cazane de 50 şi 100 Gcal/h

2009-2011 10,1 mil. €

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

152

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţie

Preţ Observaţii

Reabilitarea reţelei de transport inclusiv a pompelor cu variatoare de viteză

- 2009-2015 74,4 mil. €

Reabilitarea reţelei de distribuţie

- 2009-2015 42 mil. €

Reabilitarea substaţiilor/centralelor termice

- 2009-2010 3,4 mil. €

Lucrări suplimentare în CET Sud

Cazane apă caldă cu „aer în loc de foc”, LNB pe gaz, instalaţie DESOx, buldozer biomasă

2010-2013 35,7 mil. €

Total 165,6 mil. €

Opţiunea O10 – Cazan cu abur cu FBC (combustie pe plat fluidizat) cu coardere cu biomasă în CET Sud

Scop şi concept În opţiunea O10, în CET Sud, este introdus un cazan cu FBC care operează cu coardere de biomasă pentru a introduce o flexibilitate mai mare şi pentru a înlocui din combustibilii minerali utilizaţi în cazanele existente.

CET Centru continuă să opereze pe amestecul de combustibil existent.

Există două motive principale pentru creşterea accelarată a FBC în instalaţiile de combustie:

În primul rând, în general, libertatea de a alege combustibilii, nu doar posibilitatea de utiliza combustibili care sunt dificil de ars utilizând alte tehnologii, este un avantaj important al combustiei pe pat fluidizat.

Al doilea motiv, care a devenit din ce în ce mai important, este posibilitatea de a atingere, în timpul arderii, a unui nivel scăzut de emisii de oxizi de azot şi posibilitatea de a îndepărta sulful într-o manieră simplă, utilizând carbonat de calciu adăugat direct in cuptor.

Evaluare Un mare avantaj al introducerii unu cazan cu FBC este flexibilitatea mai mare în comparaţie cu cazanele convenţionale pentru că pot fi operate, printre alţi combustibili, atât pe cărbuni cât şi biomasă. FBC împiedică degajarea combustibililor solizi prin jeturile de aer ascendente în timpul procesului de ardere. Rezultatul este amestecarea gazului cu solide. Acţiunea, mai mult un lichid în fierbere, duce la reacţii chimice şi un transfer de căldură mai eficiente în timpul arderii.

Mai mult, FBC reduce cantitatea de sulf emisă sub formă de emisii de SOX. În special, carbonatul de calciu este folosit pentru a absorbi sulful în timpul arderii, care, de asemenea, permite un transfer de căldură mai eficient de la cazan. Mai mult de 95% din poluanţii de sulf din cărbune pot fi captaţi în cazan

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

153

cu de sorbentul din soluţia de FBC. Reducerile pot fi mai mari decât se pare, cu toate că, acestea coincid cu creşterile emisiilor de bioxid de carbon şi hidrocarburi policiclice aromate. S-ar putea ca FBC să elimine necesitatea unei instalaţii DESOX în CET Sud, ceea ce înseamnă o simplificare considerabilă a procesului, precum şi evitarea de costuri considerabile investiţionale şi de operare pentru instalaţia DESOX.

Procesul de incinerare menţionat mai sus permite ca de exemplu instalaţiile FBC cu ardere pe gaz să opereze la temperaturi mai mici, ceea ce din nou duce la descreşterea emisiilor de NOX.

Cazanele FBC sunt potrivite pentru arderea de combustibili, alţii decât cărbuni, şi prezintă şi alte beneficii, ca de exemplu temperaturi mici de ardere (800°C).

Disponibilitatea biomasei este limitată pentru moment din cauza stadiului prea puţin dezvoltat al lanţului de biomasă din România şi disponibilitatea limitată a resurselor locale. Cu toate acestea, poate fi utilizat potenţialul ridicat de biomasă (deşeuri din lemn etc) din unele judeţe vecine (de exemplu Caraş-Severin) şi pot fi întărite posibilităţile din cadrul acestui proiect. Preţul biomasei este estimat la nivelul preţului pe piaţa internaţională. Potenţialul neutilizat de biomasă din Caraş-Severin este de aproximativ 760 TJ/an. Este realist să presupunem că 60 % din această cantitate sau 460 TJ/an ar fi disponibile.

Scurtă descriere tehnică (inclusiv referinţa BAT) În această opţiune (O10), vor fi menţinute în funcţiune următoarele unităţi: cazanele apă caldă CAF 1, 2, 3 şi 4 în CET Centru. În CET Sud, cazanul FBC va înlocui cele trei cazane cu abur. Prin urmare, cazanele cu abur CA 1, 2 şi 3 în CET Sud, precum şi cazanele apă caldă CAF 5 în CET Centru şi CAF 1, 2 şi 3 în CET Sud vor fi scoase din funcţiune (demontate).

Nevoia de a se conforma cu limitele privind emisiile necesită investiţii în echipamente pentru reducerea poluării. În CET Centru cazanele apă caldă CAF 2 şi 4 trebuie echipate cu arzătoare cu nivel redus de NOx (CAF 3 încheiat, CAF 1 contractat). În CET Sud va fi instalat un cazan cu abur FBC care înlocuieşte cazanele cu abur CA 1, 2 şi 3. Cazanul FBC va avea o capacitate termică de 121 MWt (104 Gcal/h) care echivalează debitul de abur de 150 t/h necesar pentru a produce contrapresiunea turbinei de 87 MWt (75 Gcal/h). Astfel, se asigură o sarcină de bază constantă.

În pat se adaugă carbonat de calciu pentru a elimina nevoia unei instalaţii DESOX. Arderea cu nivel redus de NOX este deja asigurată la o temperatură redusă de ardere prin proiectarea iniţială. Cu ajutorul unui buldozer se adaugă o cantitate de biomasă de 35%. Cantitatea necesară de biomasă este mai mare decât resursele de biomasă estimate a fi disponibile în zona din jur. Oricum, deficitul de biomasă este moderat iar resurse suplimentare pot fi achiziţionate cu uşurinţă pe piaţa deschisă.

Distribuţia de sarcină între sursele de căldură va fi realizată acordând prioritate surselor de căldură cele mai puţin costisitoare, însemnând că CET Sud va acoperi sarcina de bază după cum este ilustrat în curba de durată a sarcinii de căldură utilizând în mod constant cazanele cu abur (CA) şi turbinele cu contrapresiune – pentru mai multe detalii vezi Anexa 5.3.2-1. Sarcina de căldură a CET Sud va fi în mod normal a în jur de 87 MWt (75 Gcal/h). Se generează electricitate iar emisiile de CO2 depăşesc limitele pentru perioada 2008-2012.

În cadrul acestei opţiuni sunt soluţionate problemele privind emisiile de praf, precum şi cele privind transportul cenuşei sub formă de şlam dens – ceea ce este deja disponibil pentru toate opţiunile.

Limitele privind cantităţile de NOX, SO2 şi praf la unităţile scoase din funcţiune trebuie mutate prin cerere la unităţile reechipate.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

154

Trebuie stabilit un mecanism intermediar de schimb pentru CO2 între centrale pentru a avea întotdeauna posibilitatea de a utiliza toate cotele de emisii existente.

Aspecte BAT privind arderea pe pat fluidizat

Arderea pe pat fluidizat a evoluat de la eforturile de a găsi un proces de ardere capabil să controleze emisiile de poluaţi fără controlul extern al emisiei (ca de exemplu epuratoarele de gaze). Prin această tehnologie se arde combustibilul la temperaturi de 750-900 °C, cu mult sub pragul limită unde se formează (la aproximativ 1400 °C) oxizii de azot (adică NOX).

Pentru arderea biomasei şi a turbei, arderea pulverizată (PC), ardere pe pat fluidizat (BFBC şi CFBC), precum şi tehnica încărcării focarului cu grătar pentru lemn şi focarul cu vibraţii cu răcire cu apă pentru arderea paielor sunt considerate a fi BAT potrivit documentului BREF pentru Instalaţiile Mari de Ardere din din iulie 2006.

Pentru arderea huilei şi a lignitului, arderea pulverizată (PC), ardere pe pat fluidizat (CFBC şi BFBC), precum şi arderea pe pat fluidizat sub presiune (PFBC) şi arderea în focarul cu grătar sunt considerate a fi BAT pentru instalatii noi si existente.

Investiţii Tabelul următor prezintă pe scurt investiţiile necesare pentru Opţiunea O10.

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţii

Preţ Observaţii

Arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Centru

Cazane de 50 şi 100 Gcal/h

2009-2011 10,1 mil. €

Reabilitarea reţelei de transport inclusiv a pompelor cu variatoare de viteză

- 2009-2015 74,4 mil. €

Reabilitarea reţelei de distribuţie

- 2009-2015 42 mil. €

Reabilitarea substaţiilor/centralelor termice

- 2009-2010 3,4 mil. €

Lucrări suplimentare în CET Sud

Cazane cu abur FBC 121 MWt (104Gcal/h), buldozer biomasă

2012 64,1 mil. €

Total 194 mil. €

Opţiunea O11 – Cazan apă caldă cu FBC cu coardere cu biomasă în CET Sud

Scop şi concept

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

155

În opţiunea O10, în CET Sud, este introdus un cazan cu FBC care operează cu coardere de biomasă pentru a introduce o flexibilitate mai mare şi pentru a înlocui din combustibilii minerali utilizaţi în cazanele existente.

Această opţiune este asemănătoare cu Opţiunea O10, singura diferenţă fiind producerea de apă caldă în loc de abur pentru cogenerare în noul cazan FBC în CET Sud.

CET Centru continuă să opereze pe amestecul de combustibil existent.

Evaluare FBC apă caldă va avea nevoie de o capacitate maximă mai mică în comparaţie cu BFC cu abur , ducând într-un final la o investiţie mai mică şi în acelaşi timp la o producţie mai mică. Nu se va produce electricitate, ceea ce va duce la un consum mai redus de combustibil şi emisii de CO2.

Scurtă descriere tehnică (inclusiv referinţa BAT) În această opţiune (O11), vor fi menţinute în funcţiune următoarele unităţi: cazanele apă caldă CAF 1, 2, 3 şi 4 în CET Centru. În CET Sud, cazanul FBC va înlocui cele trei cazane cu abur. Prin urmare, cazanele cu abur CA 1, 2 şi 3 în CET Sud, precum şi cazanele apă caldă CAF 5 în CET Centru şi CAF 1 şi 2 în CET Sud vor fi scoase din funcţiune (demontate).

Nevoia de a se conforma cu limitele privind emisiile, necesită investiţii în echipamente pentru reducerea poluării. În CET Centru cazanele apă caldă CAF 2 şi 4 trebuie echipate cu arzătoare cu nivel redus de NOx (CAF 3 încheiat, CAF 1 contractat). În CET Sud va fi instalat un cazan cu abur FBC care înlocuieşte cazanele cu abur CA 1, 2 şi 3. Cazanul FBC va avea o capacitate termică de 87 MWt (75 Gcal/h). Astfel, se asigură o sarcină de bază constantă.

În pat se adaugă carbonat de calciu pentru a elimina nevoia unei instalaţii DESOX. Arderea cu nivel redus de NOX este deja asigurată la o temperatură redusă de ardere prin proiectarea iniţială. Cu ajutorul unui buldozer se adaugă o cantitate de biomasă de 35%. Cantitatea necesară de biomasă este mai mare decât resursele de biomasă estimate a fi disponibile în zona din jur. Oricum, deficitul de biomasă este moderat ,iar resurse suplimentare pot fi achiziţionate cu uşurinţă pe piaţa deschisă.

Distribuţia de sarcină între sursele de căldură va fi realizată acordând prioritate surselor de căldură cele mai puţin costisitoare, însemnând că CET Sud va acoperi sarcina de bază după cum este ilustrat în curba de durată a sarcinii de căldură, utilizând în mod constant cazanele cu abur (CA) şi turbinele cu contrapresiune – pentru mai multe detalii vezi Anexa 5.3.2-1. Sarcina de căldură a CET Sud va fi în mod normal a în jur de 87 MWt (75 Gcal/h).

În cadrul acestei opţiuni sunt soluţionate problemele privind emisiile de praf, precum şi cele privind transportul cenuşei sub formă de şlam dens – ceea ce este deja disponbil pentru toate opţiunile.

Limitele privind cantităţile de NOX, SO2 şi praf la unităţile scoase din funcţiune trebuie mutate prin cerere la unităţile reechipate.

Trebuie stabilit un mecanism intermediar de schimb pentru CO2 între centrale pentru a avea întotdeauna posibilitatea de a utiliza toate cotele de emisii existente.

Aspecte BAT privind arderea pe pat fluidizat

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

156

Considerentele privind BAT pentru Opţiunea O10 se aplică şi pentru această opţiune (O11).

Investiţii Tabelul următor prezintă pe scurt investiţiile necesare pentru Opţiunea 11.

Numele investiţiei Descriere Perioada de investiţii

Preţ Observaţii

Arzătoare cu nivel redus de NOx în CET Centru

Cazane de 50 şi 100 Gcal/h

2009-2011 10,1 mil. €

Reabilitarea reţelei de transport inclusiv pompele cu variatoare de viteză

- 2009-2015 74,4 mil. €

Reabilitarea reţelei de distribuţie

- 2009-2015 42 mil. €

Reabilitarea substaţiilor/centralelor termice

- 2009-2010 3,4 mil. €

Lucrări suplimentare în CET Sud

Cazan apă caldă FBC 87 MWt (75 Gcal/h), buldozer biomasă

2012 43,1 mil. €

Total 173 mil. €

Scenarii descentralizate (Scenariile 2 şi 3) Pentru a estima eficienţa generală a operării unui sistem mare de termoficare inclusiv a reţelelor primară şi secundară, a substaţiilor, punctelor termice şi a instalaţiilor de producere de încălzire centralizată, sistemul centralizat este comparat cu alternativa de a gestiona unităţi pe bază de gaz pentru producerea de căldură la nivel individual sau la nivel de bloc.

Soluţiile descentralizate trebuie evaluate pentru a justifica îmbunătăţirile şi investiţiile viitoare şi importante în infrastructura de termoficare existentă în Timişoara.

Pot fi luate în considerare două concepte pentru descentralizarea producţiei de căldură:

Producţia de căldură la nivel de substaţie – menţinând reţeaua de distribuţie şi livrând căldură către consumatorii existenţi prin conductele (existente) reabilitate (Scenariul 2)

Producţia de căldură la nivel de clădire/apartament – demontând şi închizând întregul sistem centralizat, inclusiv instalaţiile de producţie, reţelele primară şi secundară (Scenariul 3)

În ambele opţiuni descentralizate gazul natural este ales ca şi combustibil din cauza prezenţei reţelelor de distribuţie de gaz în toate zonele urbane şi datorită faptului că soluţiile cu gaz natural pot fi implementate cu cele mai mici costuri investiţionale, oferind preţuri de combustibil competitive şi avantaje ecologice în comparaţie cu alte soluţii comerciale disponibile.

Soluţiile de încălzire descentralizată sunt analizate şi evaluate mai jos.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

157

Scenariul 2 (Opţiunea 12)

Scop şi concept Descentralizarea producţiei de căldură la nivel de substaţie implică o soluţie în care instalaţiile de producătoare de căldură din CET Sud şi CET Centru vor fi închise şi vor opera numai reţelele locale de termoficare (reţea de distribuţie). Căldura va fi produsă în puncte termice mai mici la nivel de substaţie.

Descentralizarea prin transferul surselor de căldură la substaţiile existente se poate realiza prin două modalităţi:

a) Producerea de căldură numai prin cazanele pe gaz

b) Producerea de căldură prin motoare cu gaz (cogenerare) şi cazane pe gaz drept rezervă şi sarcină de vârf.

Pentru a analiza fezabilitatea descentralizării producţiei de căldură s-a realizat un calcul de pre- fezabilitate al preţului căldurii produsă în cazurile a) sau b). Scopul calculului este în primul rând de a obţine un indiciu care să arate dacă cogenerarea sau doar producţia de căldură ar fi soluţia descentralizată cea mai fezabilă. În plus, calculele furnizează date privind preţul pentru sistemul descentralizat optimizat la nivel de substaţie care ar putea fi utilizate pentru comparaţia opţiunii parţial descentralizate (Scenariul 2), cu opţiunile analizate pentru sistemul centralizat de termoficare (Scenariul 1).

Calculele cât şi ipotezele utilizate pentru calcule pot fi găsite în Anexa 5.3.2-2. Soluţia descentralizată cu cazan cu gaz numai pentru încălzire (a) se dovedeşte a oferi un preţ căldură mult mai mic decât o soluţie cu motor cu gaze la nivel de substaţie (b). Chiar dacă se include un bonus semnificativ de cogenerare (pentru producţie de căldură şi electricitate) soluţia doar cu căldură (a) este cea mai potrivită.

Preţul echilibrat de căldură în soluţia cu motor cu gaze (b) inclusiv bonusul de cogenerare este de aproximativ 54 €/MWh de căldură produsă, în timp ce preţul de căldură din soluţia cu cazan doar pentru căldură este de aproximativ 39 €/MWh. Fără bonusul de cogenerare, preţul echilibrat de căldură în soluţia (b) va creşte la aproximativ 60 €/MWh. Pe baza acestei analize, soluţia (b) a fost eliminată din cadrul opţiunilor realiste potrivit circumstanţelor actuale.

Prin urmare, evaluarea şi estimarea viitoare se va realiza numai pentru soluţia (a) care este „soluţia substaţie descentralizată” preferată”.

În plus faţă de renovarea tuturor substaţiilor, inclusiv a instalaţiilor de cazane cu gaz, soluţia substaţie descentralizată include investiţii pentru reabilitarea sistemului existent de termodifcare şi intervenţii suplimentare, inclusiv:

Reabilitarea şi actualizarea reţelei de gaz acolo unde este necesar, Reabilitarea reţelelor secundare, Alte îmbunătăţiri din punct de vedere al mediului – amortizarea zgomotului etc.

Evaluări Printre cele mai importante argumente în favoarea descentralizării producţiei de căldură la nivel de substaţie se numără:

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

158

o Cantitatea de emisii în aer va descreşte în mod considerabil. Cazanele pe gaz în comparaţie cu cele pe lignit vor duce la emisii mai mici de CO2 şi SO2, de exemplu. De asemenea, şi unităţile mai mici pe gaz vor duce la emisii mai mici, cu toate că standardele privind emisiile (cotele de emisii) pentru unităţi mai mici sunt cu mult mai mici/sau chiar nu există în comparaţie cu cele pentru instalaţiile mari de ardere.

o Cazanele mai mici nu fac parte din Sistemul de Comercializare a Emisiilor (ETS), inclusiv planul naţional de alocare a gazelor cu efect de seră, şi contrar cazanelor mari, acestea nu vor intra sub incidenţa plăţilor pentru emisiile de CO2 .

o (Re)investiţiile majore în instalaţiile centralizate de producţie şi în reţelele de transport, precum şi o mare parte din costurile actuale de operare şi întreţinere pentru sistemul centralizat de termoficare pot fi evitate în viitor.

Printre cele mai importante argumente care nu sunt în favoarea producţiei descentralizate de căldură la nivel de substaţie se numără:

o Se renunţă la experienţa existentă în ceea ce priveşte sistemul de termoficare. Închiderea LCP- urilor şi prin urmare îndepărtarea structurii organizaţionale din spatele sistemului va face mai dificilă (re)introducerea în viitor a altor sisteme centralizate din cauza lispei de expertiză privind sistemul centralizat de termoficare şi rezistenţă din partea populaţiei în ceea ce priveşte aderarea la sistemele centralizate.

o Descentralizarea producţiei de căldură la nivel de substaţie cu cazane mici pe gaz natural va creşte dependenţa de combustibili minerali importaţi, micşorând astfel siguranţa alimentării şi crescând dependenţa de importurile de gaz din Rusia, singurul furnizor de gaz al României. Această soluţie nu oferă o flexibilitate a combustibilului aşa cum oferă centralele centralizate de termoficare.

o Consumatorii vor fi expuşi la creşteri ale preţului gazului, fără posibilitatea de a trece la un combustibil mai ieftin. Preţul de gaz natural a crescut în ultimii ani şi s-ar putea să crească în continuare din cauza cererii din Europa cât şi Asia.

o Un sistem descentralizat la nivel de substaţie necesită investiţii considerabile la nivel de substaţie.

o Transferul producerii de căldură la cazanele (mici) va elimina cogenerarea de căldură şi electricitate în Timişoara. Astfel, va creşte producţia de electricitate la centralele electrice (de condensare) mai mari, posibil micşorând eficienţa energetică la nivel naţional.

Investiţii Tabelul de mai jos prezintă pe scurt investiţiile necesare pentru Opţiunea 12.

Numele investiţiei Perioada de investiţie Preţ Observaţii

Reabilitarea reţelei de distribuţie (parţial) 2009-2015 42 mil. €

Reabilitarea şi reconstrucţia substaţiilor/centralelor termice, inclusiv a reţelei de gaz

2009-2011 149,2 mil. €

Total 191,2 mil. €

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

159

Scenariul 3 (Opţiunea 13)

Scop şi concept Descentralizarea producerii de căldură la nivel de clădire implică o soluţie în care toate componentele sistemului de termoficare vor fi demontate, inclusiv instalaţiile de termoficare din CET Sud şi CET Centru, reţelele de transmisie şi distribuţie şi toate substaţiile. Căldura va fi produsă de cazane mici la nivel de clădire, alimentând o clădire sau case individuale.

Cazanele locale la nivel de clădire includ atât soluţii pentru apartamente individuale cât şi soluţii centralizate pentru clădiri.

Se presupune că toate clădirile vor avea cazane comune la nivel de clădire, în timp ce 30% din apartamente vor avea cazane individuale.

Evaluare Printre cele mai importante argumente în favoarea descentralizării producţiei de căldură la nivel de clădire se numără:

o Cantitatea de emisii în aer va descreşte în mod considerabil. Cazanele pe gaz, în comparaţie cu cele pe lignit vor duce la emisii mai mici de CO2 şi SO2, de exemplu. De asemenea, şi unităţile mai mici pe gaz vor duce la emisii mai mici, cu toate că standardele privind emisiile (cotele de emisii) pentru unităţi mai mici sunt cu mult mai mici/sau chiar nu există, în comparaţie cu cele pentru instalaţiile mari de ardere.

o Cazanele mai mici nu fac parte din Sistemul de Comercializare a Emisiilor (ETS), inclusiv planul naţional de alocare a gazelor cu efect de seră, şi contrar cazanelor mari, acestea nu vor intra sub incidenţa plăţilor pentru emisiile de CO2 .

o (Re)investiţiile majore în instalaţiile centralizate de producţie şi în reţelele de transport, precum şi o mare parte din costurile actuale de operare şi întreţinere pentru sistemul centralizat de termoficare pot fi evitate în viitor.

Printre cele mai importante argumente care nu sunt în favoarea producţiei descentralizate de căldură la nivel de clădire se numără:

o Se renunţă la experienţa existentă în ceea ce priveşte sistemul de termoficare. Închiderea LCP- urilor şi prin urmare îndepărtarea structurii organizaţionale din spatele sistemului va face mai dificilă (re)introducerea în viitor a altor sisteme centralizate, din cauza lipsei de expertiză privind sistemul centralizat de termoficare şi rezistenţă din partea populaţiei în ceea ce priveşte aderarea la sistemele centralizate.

o Descentralizarea producţiei de căldură la nivel de substaţie cu cazane mici pe gaz natural va creşte dependenţa de combustibili minerali importaţi, micşorând astfel siguranţa alimentării şi crescând dependenţa de importurile de gaz din Rusia, singurul furnizor de gaz al României. Această soluţie nu oferă o flexibilitate a combustibilului aşa cum oferă centralele centralizate de termoficare.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

160

o Consumatorii vor fi expuşi la creşteri ale preţului gazului fără posibilitatea de a trece la un combustibil mai ieftin. Preţul de gaz natural a crescut în ultimii ani şi s-ar putea să crească în continuare din cauza cererii din Europa cât şi Asia.

o Un sistem descentralizat la nivel de clădire necesită investiţii considerabile în clădiri.

o Transferul producerii de căldură la cazanele (mici) va elimina cogenerarea de căldură şi electricitate în Timişoara. Astfel, va creşte producţia de electricitate la centralele electrice (de condensare) mai mari, posibil micşorând eficienţa energetică la nivel naţional.

Investiţii Tabelul următor prezintă pe scurt investiţiile necesare pentru Opţiunea 13.

Numele investiţiei Perioada de investiţie Preţ Observaţii

Cazan de clădire în fiecare bloc de apartamente

2009-2011 175 mil. € Include reţele de gaz

Extinderea sistemului individual de încălzire

2024-2028 8 mil. €

Total 183 mil. €

Tabelul 5.3.2-1 de mai jos prezintă pe scurt preţul investiţiei totale pentru fiecare opţiune:

Opţiune Total investiţii (MEUR)

Opţiunea O1 134,7 Opţiunea O2 243,9 Opţiunea O3 172,4 Opţiunea O4 172,4 Opţiunea O5 165 Opţiunea O6 173 Opţiunea O7 165,6 Opţiunea O8 172,4 Opţiunea O9 165,6 Opţiunea O10 194 Opţiunea O11 173 Opţiunea O12 191,2 Opţiunea O13 183

Tabel 5.3.2-1: Total investiţii pe opţiune

Evaluarea opţiunilor Fiecare scenariu şi opţiune a fost evaluat luând în considerare cele prezentate în Capitolul 4: • obiectivele naţionale privind sectorul de energie, protecţia mediului şi dezvoltarea socio-economică, • ţintele municipale şi indicatorii de realizare pentru serviciul public de alimentare cu energie termică. Aceste opţiuni au fost proiectate pe baza strategiilor, programelor şi planurilor de acţiune naţionale, regionale şi locale, precum şi directivele UE relevante şi legislaţia naţională în vigoare. Criterii de evaluare

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

161

Pentru evaluarea scenariilor şi opţiunilor propuse au fost stabilite patru seturi de criterii de evaluare: unul pentru aspecte financiare, unul pentru avantaje privind mediul, unul pentru aspecte tehnice şi unul pentru aspecte sociale. În cadrul fiecăruia din cele patru grupe, opţiunile au fost evaluate din puncul de vedere al conformării cu criterii de punctare. Pentru conformare totală au fost acordate 100 de puncte, iar în cazurile în care a existat o conformare cu jumătate din criterii a fost acordat un punctaj de 50 de puncte. În cazurile în care s-a constatat o clasare la sub patru trepte de punctajul maxim, pentru fiecare treaptă au fost acordate punctaje în ordine descrescătoare: 75 de puncte, 50 de puncte, 25 de puncte şi 0 puncte. Aspectele de mediu şi cele sociale au fost punctate cu un singur punctaj, în timp ce în ceea ce priveşte criteriile financiare au fost punctate două subcriterii iar pentru cele tehnice au fost punctate patru subcriterii. Pentru a menţine contribuţia evaluării tehnice la acelaşi nivel cu celelalte trei aspecte, toate cele patru subcriterii ale domeniului tehnic au fost reduse cu un factor de reducere de 0,25. Când s-a realizat ponderarea fiecărei celor patru categorii, criteriilor financiar, de mediu şi tehnic li s-a acordat o pondere de 20% fiecare, în timp ce aspectului social i-a fost acordată o pondere de 40%. Sistemul de ponderare este prezentat în tabelul de mai jos: Punctaj maxim ponderat

Categorie Criterii Punctaj maxim individual

Ponderea punctajelor individuale

Pondere maximă punctaj individual

Ponderea grupurilor de punctaje

Total investiţii 100 50% 20

Criterii financiare Costuri de

operare 100 50%

Total financiar 200 50% 100 20%

20 Criterii de mediu

Emisiile de CO2 în conformitate

x x 100 20%

Eficienţa cazanului

100 25% 25 x

Utilizarea de resurse regenerabile

100 25% 25 x

Trecerea de la un combustibil la altul (flexibilitate privind combustibilul)

100 25% 25 x

20 Criterii tehnice

Eficienţa per ansamblu a sistemului de termoficare

100 25% 25 x

Total tehnic 400 25% 100 20%

40 Criterii sociale Suportabilitate (preţ căldură)

x X 100 40%

100 Punctaj

maxim TOTAL x x x x

Tabel 5.3.1-1: Criterii de evaluare

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

162

Este evident că nu se aşteaptă ca nicio opţiune să obţină punctajul maxim de 100 de puncte. Un punctaj de 60-70 puncte este considerat un punctaj mare, în timp ce opţiunea cea mai nepotrivită obţine un punctaj de 30-50 puncte. 50-60 de puncte sunt considerate ca fiind la nivel mediu. Orice sistem de punctare pe mai multe criterii ca cel aplicat în situaţia de faţă este prin definiţie subiectiv şi nu are pretenţia că furnizează un „adevăr obiectiv” în ceea ce priveşte meritele relative ale diferitelor opţiuni. Cu toate acestea, sistemul de punctare comprimă evaluarea opţiunilor şi furnizează un instrument pentru ordonarea aproximativă a acestora în ordinea preferinţei. Criterii financiare Total investiţii Pentru fiecare opţiune a fost calculată investiţia totală în instalaţii, reţelele de transport şi distribuţie, substaţii şi clădiri. În procesul de evaluare este folosit următorul tabel de punctare: Tabel 5.3.1-2. Punctarea costurilor investiţionale. Costuri investiţionale Punctaje Peste 220 milioane EUR 0 Între 200 şi 220 milioane EUR 2 Între 180 şi 200 milioane EUR 4 Între 160 şi 180 milioane EUR 6 Între 140 şi 160 milioane EUR 8 Sub 140 milioane EUR 10 Costuri operaţionale Pentru fiecare opţiune au fost calculate costurile operaţionale din punctul de vedere al Costului Mediu Incremental (IAC). În procesul de evaluare este folosit următorul tabel de punctare: Tabel 5.3.1-3. Punctarea costurilor operaţionale. Costuri operaţionale, IAC Punctaj Peste 19 EUR/GJ 0 Între 18,5 şi 19 EUR/GJ 2 Între 18 şi 18,5 EUR/GJ 4 Între 17,5 şi 18 EUR/GJ 6 Între 17 şi 17,5 EUR/GJ 8 Sub 17 EUR/GJ 10 Costurile investiţionale şi costurile operaţionale au o pondere de 50% fiecare ca şi contribuţii la punctajul financiar general. Punctajul financiar general are o pondere de 20% ca şi contribuţie la evaluarea generală. Criterii de mediu Toate opţiunile propuse îndeplinesc cerinţele obligatorii de mediu privind emisiile de SO2, NOx şi praf (VLE şi cotele de emisii) precum şi cele privind depozitarea zgurii şi a cenuşei. Astfel, din acest punct de vedere nu este inclus niciun criteriu de evaluare pentru că acesta nu ar influenţa în niciun fel procesul de evaluare. Conformarea cu emsiile de CO2

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

163

Fiecare centrală, CET Centru şi CET Sud trebuie să se conformeze cu alocările de emisii de CO2 stabilite de Planul Naţional de Alocare din România 2008 – 2012. După 2012, depăşirile vor fi penalizate, în timp ce alocările nefolosite pot fi vandute. În plus, toate unităţile de cogenerare vor trebui să îndeplinescă cerinţele privind o eficienţă mai mare pentru a evita penalizările/să obţină dividente CO2. CET Centru va avea cogenerare cu eficienţă mare în toate opţiunile centralizate datorită noului ciclu combinat. Tabel 5.3.1-4: Punctarea conformării privind emisiile de CO2. Evaluare Punctaj Fără cogenerare sau generare de căldură cu eficienţă ridicată în CET Sud

0

Cogenerare sau generare de căldură cu eficienţă ridicată în CET Sud

20

Criterii tehnice Noua Strategie Energetică pentru România 2007-2020 aprobată prin HG 1069/2007 are două obiective strategice: siguranţa alimentării cu energie şi dezvoltarea durabilă. În procesul de evaluare sunt propuse patru criterii tehnice pentru atingerea obiectivelor strategice: Tabel 5.3.1-5: Criterii tehnice

Obiectiv strategic Criteriu de evaluare Siguranţa alimentării cu energie

Trecerea de la un combustibil la altul (flexibilitate privind combustibilul) Eficienţa cazanului Utilizarea de resurse regenerabile

Dezvoltare durabilă

Eficienţa generală a sistemului de termoficare

Eficienţa cazanului A fost evaluată eficienţa de ardere a cazanelor noi/reabilitate în CET Centru şi CET Sud şi a fost calculată o eficienţă generală a cazanelor. În procesul de evaluare este folosit următorul tabel de punctare: Tabel 5.3.1-6: Punctarea eficienţei generale a cazanului. Evaluare Puncte Eficienţă generală a cazanului sub 87% 0 Eficienţă generală a cazanului între 87% şi 90% 2,5 Eficienţă generală a cazanului peste 90% 5 Utilizarea resurselor regenerabile Unele opţiuni includ utilizarea de resurse regenerabile de energie în procesul de ardere, ceea ce duce la o dependenţă redusă de combustibilii importaţi şi contribuie la atingerea obiectivelor stabilite în Strategia Naţională pentru Utilizarea Resurselor Regenerabile de Energie. În procesul de evaluare este folosit următorul tabel de punctare: Tabel 5.3.1-7: Punctarea utilizării resurselor regenerabile.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

164

Evaluarea Punctaj

Fără utilizare de resurse regenerabile de energie 0 5-10% lignit în CET Sud înlocuite cu resurse regenerabile de energie 2,5 10-35% lignit în CET Sud înlocuite cu resurse regenerabile de energie 5 Trecerea de la un combustibil la altul (flexibilitate privind combustibilul) Posibilitatea de a trece de la un combustibil la altul duce la o siguranţă crescută a alimentării cu căldură, reduce dependenţa de combustibilii importaţi şi la o utilizare mai raâţională şi eficientă a resurselor primare. În procesul de evaluare este folosit următorul tabel de punctare: Tabel 5.3.1-8: Punctarea trecerii de la un combustibil la altul. Evaluaare Punctaj Fără posibilitate de a trece de la un combustibil la altul (gazul natural este singurul combustibil utilizat)

0

Flexibilitate redusă în ceea ce priveşte trecerea de la un combustibil la altul (se pot utiliza două tipuri de combustibil: gaz natural şi lignit sau biomasă)

2,5

Flexibilitate mare in ceea ce priveşte trecerea de la un combustibil la altul (posibilitatea de a utiliza mai mult de două tipuri de combustibil: gaz natural, lignit, biomasă, antracit)

5

Eficienţa generală a sistemului de termoficare Pentru fiecare opţiune este estimată eficienţa întregului sistem de termoficare, inclusiv a instalaţiilor de producţie, a reţelelor de transmisie şi distribuţie, a substaţiilor şi a sistemelor insulă. Se estimează că după reabilitarea reţelelor se atinge o reducere a pierderilor în reţelele primare şi secundare de maxim15%. În procesul de evaluare este folosit următorul tabel de punctare: Tabel 5.3.1-9: Punctarea eficienţei generale a sistemului de termoficare. Evaluare Punctaj Eficienţă generală a alimentării cu căldură de până la 70%

0

Eficienţă generală a alimentării cu căldură între 70% şi 85%

2,5

Eficienţă generală a alimentării cu căldură peste 85% 5 Criterii sociale Suportabilitatea (preţul căldurii) Din cauza creşterilor recente a preţului combustibilului şi a reducerii treptate a subvenţiilor este mai mult ca sigur că preţul căldurii va creşte cu mai mult de 60% începând cu 2009 în comparaţie cu nivelul de preţ din 2007. În acelaşi timp, se estimează că vor creşte şi veniturile cu 12%. Presupunând că, la fel ca şi în trecut, sistemul social de subvenţii va trebui să acopere costurile de încălzire a peste 9% din veniturile pe gospodărie, sistemul de subvenţii va trebui să plătească, potrivit preţului căldurii, sumele prezentate în tabelul de mai jos. Tabelul 5.3.1-8 prezintă subvenţia necesară pentru diferite preţuri de căldură. În cazul unui preţ al căldurii de 21 EUR/GJ se estimează că subvenţia socială necesară pentru acoperirea costurilor de încălzire a peste 9% din venitul pe gospodărie în Timişoara în 2009 este de 2,2 milioane de Euro pe an. Această sumă primeşte un punctaj intermediar de 100 puncte şi un punctaj final de (100-100) = 0 puncte pentru că este soluţia cea mai costisitoare în ceea ce priveşte nevoile de subvenţii. La fel, şi pentru nivele de preţuri mai mici sunt estimate şi punctate subvenţiile necesare. Punctajele finale rezultate sunt adăugate la punctajul pentru ierarhizarea finală.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

165

Tabel 5.3.1-10: Punctarea suportabilităţii Preţ căldură % din populaţie

care nu îşi permite plata facturii de

încălzire

Subvenţie necesară, milioane

EUR/an

Punctaj intermediar

Punctaj final

21 EUR/GJ 12,2% 2,2 100 0 20 EUR/GJ 11,6% 1,2 57 43 19 EUR/GJ 11% 1,0 45 55 18 EUR/GJ 10,5% 0,7 32 68

Suportabilitatea fiecărei opţiuni este punctată potrivit mediei dintre preţul căldurii cu un cost scăzut al combustibilului şi costul căldurii cu un cost ridicat al combustibilului: Tabel 5.3.1-11 Calculul punctajelor opţiunilor în ceea ce priveşte suportabilitatea (preţul căldurii).

Opţiuni Preţ căldură la cost scăzut al combustibilului

Preţ căldură la cost ridicat al combustibilului

Preţ căldură la cost mediu al combustibilului

Punctaj

O1 16,67 21,61 19,14 43 O2 19,81 23,04 21,42 0 O3 17,01 20,62 18,81 55 O4 17,15 20,92 19,03 43 O5 17,12 20,83 18,97 55 O6 17,4 20,65 19,02 43 O7 17,31 20,49 18,9 55 O8 17,01 20,48 18,74 55 O9 17,57 20,99 19,28 43 O10 17,3 20,9 19,1 43 O11 16,92 20,52 18,72 55 O12 17,31 20,06 18,68 55 O13 17,02 18,91 17,96 68

Punctele finale în tabelul de evaluare sunt calculate după cum urmează: (Tabel punctaj 5.3.1-11:100)x40 puncte Evaluare şi rezultate Criteriile de evaluare prezentate mai sus au fost aplicate pentru fiecare scenariu şi opţiune. Rezultatul evaluării este prezentat în Tabelul 5.3.2-1 de mai jos. Tabel 5.3.2-1: Evaluarea opţiunilor, punctaje şi ierarhizare.

Categorie Criterii SCENARIUL S1 S2 S3

Puncte

O1 O2 O3 O4 O5 O6 O7 O8 O9 O10 O11 O12 O13

Total investiţii 10 0 6 6 6 6 6 6 6 4 6 4 4 Criterii financiare Costuri

operaţionale 10 0 8 8 8 8 8 8 6 8 10 8 8 Total financiar 20 0 14 14 14 14 14 14 12 12 16 12 12

Criterii de Emisiile de CO2 20 20 0 0 0 0 0 0 0 0 20 20 20

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

166

mediu în conformitate

Total mediu 20 20 0 0 0 0 0 0 0 0 20 20 20

Eficienţa cazanelor 2,5 0 0 0 0 0 0 0 0 2,5 2,5 5 5 Utilizarea de resurse regenerabile 0 5 0 0 0 2,5 2,5 2,5 2,5 5 5 0 0 Trecerea de la un combustibil la altul – flexibilitate privind combustibilul 0 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 5 5 0 0

Criterii tehnice

Eficienţa generală a sistemului de termoficare 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2,5 5

Total tehnic 2,5 7.5 2,5 2,5 2,5 5 5 5 5 12,5 12,5 7,5 10

Criterii sociale Suportabilitate 17,2 0 22 17,2 22 17,2 22 22 17,2 17,2 22 22 27,2

Toate criteriile Total 59,7 27,5 38,5 33,7 38,5 36,2 41 41 34,2 41,7 70,5 61,5 69,2

O1 O2 O3 O4 O5 O6 O7 O8 O9 O10 O11 O12 O13 Analiza multicriteriu este primul filtru utilizat pentru selectarea opţiunilor cele mai probabile a urma a fi analizate în continuare la nivel de studiu de fezabilitate şi analiză cost-beneficiu. În urma evaluării, opţiunile recomandate spre a fi analizate în continuare sunt: O1, O8, O10, O11 şi O12. Opţiunea O13, chiar dacă are un punctaj ridicat, se consideră că nu este o opţiune potrivită a fi analizată în continuare pentru că pune în responsabilitatea consumatorului într-o perioadă foartă scurtă de timp investiţii majore, precum şi probleme tehnice şi decizii. Aceste opţiuni includ următoarele intervenţii:

Opţiune Configuraţia sursei de energie termică

Intervenţii Valoarea investiţiei [MEUR]

O1 CET Centru funcţionează cu CAF 1,2,3,4,5 şi noul ciclu combinat finanţat de BERD. CET Sud este închis.

-arzătoare cu nivel scăzut de NOx pentru CAF 2,4,5 -reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie, inclusiv a pompele de transport -reabilitarea substaţiilor

134,7

O8 CET Centru funcţionează cu CAF 1,2,3,4 şi noul ciclu combinat finanţat prin BERD. CET Sud funcţionează cu boilerele cu abur şi turbină cu abur (IMA6). LCP7 închis.

-arzătoare cu nivel scăzut de NOx pentru CAF 2,4 -staţie de desulfurizare pentru LCP6 -măsuri pentru eficientizare, arzătoare cu nivel scăzut de Nox şi OFA pentru boilerele cu abur

173

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

167

în LCP6 -buldozer biomasă -reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie, inclusiv a pompelor de transport -reabilitarea substaţiilor

O10 CET Centru funcţionează cu CAF 1,2,3,4 şi noul ciclu combinat finanţat prin BERD. CET Sud funcţionează cu un boiler nou cu abur pe lignit cu FBC şi turbină cu abur (LCP6). LCP7 închis.

- arzătoare cu nivel scăzut de NOx pentru CAF 2,4 -boiler nou de 125 MWt cu abur pe lignit cu FBC -buldozer biomasă -reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie, inclusiv a pompelor de transport -reabilitarea substaţiilor

194

O11 CET Centru funcţionează cu CAF 1,2,3,4 şi noul ciclu combinat finanţat prin BERD. CET Sud funcţionează cu un cazan apă caldă pe lignit cu FBC (LCP7) nou. LCP6 închis.

-arzătoare cu nivel scăzut de NOx pentru CAF 2,4 -cazan nou de 87 MWt apă caldă pe lignit cu FBC - buldozer biomasă -reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie, inclusiv a pompelor de transport -reabilitarea substaţiilor

173

O12 CET Centru şi CET Sud închise. Substaţiile sunt transformate în staţii locale cu cazane cu ardere pe gaz

-instalarea de cazane cu ardere pe gaz în substaţii -reabilitarea reţelelor de distribuţie

198,3

Aspecte instituţionale Scenariul 1 În scenariul centralizat, se va menţine organizarea actuală, cu câteva actualizări a echipamentelor tehnice standard. Scenariul 2 În secanriul parţial descentralizat, responsabilitatea Colterm va fi redusă în mod semnificativ doar la gestionarea operării şi întreţinerii instalaţiilor de cazane locale mici şi a reţelelor de distribuţie, precum şi relaţiile cu consumatorii şi colectarea plăţilor. Scenariul 3 În scenariul în totalitate descentralizat, Colterm va fi închis. 5.4. Opţiunile propuse Principalele avantaje ale opţiunilor selectate sunt următoarele: Opţiune Avantaje

O1 • reduce poluarea aerului ducând la o îmbunătăţire a sănătăţii populaţiei (nivelul de SO2 redus la limitele impuse iar nivelul de NOx redus sub limitele impuse)

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

168

• reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, în concordanţă cu viitoarele cerinţe UE privind reducerea acestora după 2012

• eficienţă ridicată a cazanului în sistem centralizat • eficienţă crescută a cogenerării în CET Centru

O8 • alimentare în siguranţă cu energie termică a populaţiei • reduce poluarea aerului ducând la o îmbunătăţire a sănătăţii populaţiei (nivelul de

SO2 redus la limitele impuse iar nivelul de NOx redus sub limitele impuse) • grad ridicat de flexibilitate în ceea ce priveşte combustibilul: utilizarea de

combustibil regenerabil (biomasă) de până la 10% • scăderea dependenţei de combustibil importat care duce la o siguranţă în ceea ce

priveşte alimentarea cu energie termică • eficienţă crescută a cogenerării în CET Centru

O10 • alimentare în siguranţă cu energie termică a populaţiei • reduce poluarea aerului ducând la o îmbunătăţire a sănătăţii populaţiei (nivelul de

SO2 redus la limitele impuse iar nivelul de NOx redus sub limitele impuse) • eficienţă ridicată a cazanului în sistem centralizat • grad ridicat de flexibilitate în ceea ce priveşte combustibilul: utilizarea de

combustibil regenerabil (biomasă) de până la 35% (limitare bazată pe resursele disponibile în regiune); utilizarea de lignit de calitate scăzută în modul cel mai eficient; posibilitatea de a trece, dacă este nevoie, de la lignit la antracit

• scăderea dependenţei de combustibil importat care duce la o siguranţă în ceea ce priveşte alimentarea cu energie termică

O11 • alimentare în siguranţă cu energie termică a populaţiei • reduce poluarea aerului ducând la o îmbunătăţire a sănătăţii populaţiei (nivelul de

SO2 redus la limitele impuse iar nivelul de NOx redus sub limitele impuse) • reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, în concordanţă cu viitoarele cerinţe

UE privind reducerea acestora după 2012 • eficienţă ridicată a cazanului în sistem centralizat • grad ridicat de flexibilitate în ceea ce priveşte combustibilul: utilizarea de

combustibil regenerabil (biomasă) de până la 35% (limitare bazată pe resursele disponibile în regiune); utilizarea de lignit de calitate scăzută în modul cel mai eficient; posibilitatea de a trece, dacă este nevoie, de la lignit la antracit

• scăderea dependenţei de combustibil importat care duce la o siguranţă în ceea ce priveşte alimentarea cu energie termică

• eficienţă crescută a cogenerării O12 • reduce poluarea aerului ducând la o îmbunătăţire a sănătăţii populaţiei (nivelul de

SO2 redus la limitele impuse iar nivelul de NOx redus sub limitele impuse) • reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, în concordanţă cu viitoarele cerinţe

UE privind reducerea acestora după 2012 • eficienţă ridicată a cazanului • reducerea pierderilor de căldură în reţele datorită eliminării reţelei de transport

5.5. Concluzii Analiza multicriteriu este primul filtru utilizat pentru selectarea opţiunilor cele mai probabile a urma a fi analizate în continuare la nivel de studiu de fezabilitate şi analiză cost-beneficiu. În urma evaluării, opţiunile recomandate spre a fi analizate în continuare sunt:

O1, O8, O10, O11 şi O12.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

Atasament: 08_Chapter_4_NationalObjectives_MunicipalTargets_Timisoara_RO.pdf

122

4. Obiective naţionale şi sarcini municipale 4.1. Rezumat Sectorul energetic naţional trebuie să facă faţă unor provocări atât globale cât şi naţionale: securitatea alimentării cu energie, creşterea competiei economice şi reducerea impactului asupra mediului înconjurător. România trebuie sa facă faţă acestor provocări, de aceea au fost elaborate strategii, planuri şi programe, desemnând ţinte specifice ce trebuie atinse pentru conformarea cu toate cerinţele în sectorul energetic şi cel de mediu. Capitolele 4.2-4.5 de mai jos prezintă o scurtă descriere a acestor strategii, planuri şi programe la nivel naţional şi regional şi identifică sarcini specifice municipale ce trebuie atinse în Timişoara în legătură cu reabilitarea sistemului de termoficare. 4.2. Obiectivele de mediu ale sistemului naţional de încălzire centralizată Tratatul de aderare, semnat la data de 25 aprilie 2005, include angajamentul ferm al României de a implementa întregul acquis comunitar şi prevede perioade de tranziţie pentru unele angajamente de mediu. În urma negocierilor de aderare, s-au obţinut următoarele perioade de tranziţie pentru sectorul mediului ambiant: - pentru sectorul apelor şi a apelor menajere - până la 2018 - pentru sectorul managementul deşeurilor - până la 2017 - pentru sectorul poluarea aerului (implementarea Directivei 2001/80/EC)- până la 2017 Perioadele specifice de tranziţie pentru emisiile de SO2, NOx şi praf aprobate pentru sistemele de termoficare/LCP-uri care nu se conformează Directivei LCP sunt incluse în Anexa 2.6.2-2, în vreme ce perioadele de tranziţie pentru depozitele de zgură şi cenuşă ale sistemului de termoficare, care nu se conformează Directivei privind depozitarea deşeurilor, sunt incluse în Anexa 2.6.2-4. SOP-ENV contribuie la implementarea celei de-a treia priorităţi a Planului Naţional de Dezvoltare 2007- 2013: „Protejarea şi îmbunătăţirea mediului înconjurător” şi la îndeplinirea priorităţii tematice „Dezvoltarea infrastructurii de bază la standarde europene” stabilite în Cadrul Strategic Naţional de Referinţă. SOP-ENV este bazat în totalitate pe scopurile şi priorităţile politicii de mediu şi infrastructură ale UE şi reflectă atât obligaţiile internaţionale ale României, cât şi interesele specifice naţionale. Obiectivul global al SOP-ENV este de a îmbunătăţii standardele de viaţă şi de mediu, concentrându-se în mod particular asupra îndeplinirii acquis-ului comunitar. SOP-ENV se concentrează asupra acelor sectoare de mediu care au cel mai mare impact negativ, unde România este rămasă în urmă în mod semnificativ, şi unde investiţiile probabile pe termen mediu, cu toate că sunt costisitoare, au un potenţial ridicat de a contribui la o economie de durată, adresându-se în mod particular situaţiei din următoarele sectoare: apă/apă menajeră, deşeuri, poluarea solului, poluarea aerului, diversitatea biologică şi protecţia naturii, inundaţii, eroziunea falezei. Unul dintre obiectivele specifice ale SOP-ENV este reducerea impactului negativ asupra mediului înconjurător şi diminuarea schimbărilor climatice cauzate de sistemul de încălzire centralizată în cele mai poluate localităţi până în 2015. Pentru a atinge aceste obiective, s-a identificat următoarea Axă Prioritară: Axa Prioritară 3 „Reducerea poluării şi diminuarea schimbărilor climatice prin restructurarea şi reînnoirea sistemului urban de încălzire centralizată ducând la o eficienţă energetică în punctele cheie de mediu la nivel local”. Obiectivele specifice ale Axei Prioritare 3 a SOP-ENV sunt:

• diminuarea schimbărilor climatice şi reducerea emisiilor poluante provenite din instalaţiile de încălzire urbane în punctele cheie de mediu la nivel local

• îmbunătăţirea nivelului de concentrare a poluanţilor din sol în localităţile implicate • îmbunătăţirea stării de sănătate a populaţiei în localităţile implicate

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

123

Următorul tabel prezintă indicatorii de realizare a Axei Prioritare 3 a SOP-ENV:

Unităţi Referinţă An de referinţă

Ţintă (2015)

Scopuri Reabilitare sistemului de termoficare Nr. 0 2006 8 Studii opţionale elaborate Nr. 0 2006 15

Rezultate Localităţi în care calitatea aerului este îmbunătăţită datorită reabilitării sistemului de termoficare

Nr. 0 2006 8

Reducerea emisiilor de SO2 provenite din sistemul de termoficare datorită intervenţiei SOP

Tone 80,000 2003 15,000

Reducerea emisiilor de NOx provenite din sistemul de termoficare datorită intervenţiei SOP

Tone 7,000 2003 4,000

Tabel 4.1. Indicatori ai Axei Prioritare 3 din SOP-ENV Directiva 2003/87/EC stabileşte un plan de alocare a cotelor de emisii poluante în cadrul Comunităţii, denumit European Union Emission Trading Scheme (EU-ETS). România a stabilit un Plan Naţional de Alocare (PNA) pentru participarea la EU-ETS în perioada 2007 şi între 2008-2012. Cadrul legal de implementare a EU-ETS în România este stipulat în cadrul H.G. 780/2006 asupra stabilirii Planului Naţional de Alocare a cotelor de emisii poluante, care transpune Directiva 2003/87/EC. PNA-ul stabileşte cantitatea totală a cotelor de emisii poluante pentru România ce urmează a fi emise în România în 2007 şi între 2008-2012, precum şi modul în care vor fi distribuite respectivele cote sectoarelor şi instalaţiilor supuse planului. Prin ratificarea Protocolului de la Kyoto, România s-a angajat să reducă emisiile de gaze poluante cu o valoare de până la 8% comparativ cu anul de referinţă 1989. Lista instalaţiilor şi a cotelor de emisii poluante propuse pentru perioada 2008-2012 sunt incluse în Anexa 4.2-1. Conform evaluării investiţiei necesare pentru a se conforma acquis-ului comunitar pe partea de mediu până în 2018 (dată ce coincide cu ultima perioadă de tranziţie acordată României), sunt necesare aproximativ 29 miliarde euro, din care circa 5 miliarde euro pentru calitatea aerului. Bugetul total al SOP-ENV pentru perioada 2007-2013 este de 5.6 miliarde euro ( 4.5 miliarde susţinere comunitară şi 1.1 miliarde contribuţie proprie), cu mult sub suma necesară estimată pentru această perioadă. Luând în considerare starea actuala a sistemului de termoficare prezentată în capitolul 2, Municipalitatea oraşului Timişoara trebuie să facă un efort financiar considerabil pentru a implementa îmbunătăţirile sistemului de termoficare necesare pentru a se conforma toleranţelor şi perioadei limită stabilite de către Tratatul de Aderare precum şi de altă legislaţie relevantă în vigoare. Capitolele 4.3 şi 4.4 de mai jos descriu alte obiective relevante ale sectorului sistemului de termoficare incluse în strategii naţionale şi regionale, precum şi ţinte de atins ale sistemului de termoficare la nivelul Municipiului Timişoara cu scopul de a garanta concordanţa cu obiectivele atinse în documentele strategice menţionate mai sus. 4.3. Note de trimitere către planuri şi strategii naţionale şi regionale precum şi către alte strategii şi planuri relevante. Strategia Energetică pentru România în perioada 2007-2020, aprobată prin H.G. 1069/2007, are ca obiectiv global siguranţa furnizării de energie pe termen mediu şi lung, la cele mai mici preţuri posibile, respectând calitatea şi condiţiile de siguranţă şi principiile unei dezvoltări susţinute. Două dintre obiectivele strategice, relevante pentru acest proiect prezentate mai jos, sunt luate în considerare când se propun şi proiectează programele de investiţii prioritare pe termen lung. 1)Siguranţa furnizării energiei

• asigurarea cererii pentru resurse energetice • limitarea dependenţei de resurse importate • diversificarea resurselor energetice importate

2)Dezvoltare durabilă • creşterea eficienţei energetice

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

124

• promovarea energiei bazate pe resurse energetice regenerabile • promovarea producţiei de căldură şi electricitate în regim compus, în special în cadrul instalaţiilor

eficiente • reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului înconjurător • folosinţa raţională şi eficientă a resurselor principale

Noua politică energetică propusă de UE desemnează următoarele norme:

• reducerea cu 20% a emisiilor de gaze poluante până în 2020, comparativ cu 1990; • o creştere a proporţiei de energie din resurse regenerabile din totalul consumului de energie de la

7% în 2006, la 20% până în 2020; • o creştere a proporţiei de energie din biomasă din totalul consumului de energie de cel puţin 10%

până în 2020; • o reducere de 20% a consumului total de energie primară până în 2020.

Strategia naţională pentru furnizarea de căldură pentru localităţi folosind sisteme centralizate de producere şi distribuţie, aprobată prin H.G. 882/2004, defineşte obiective, identifică soluţii şi stabileşte politici adecvate pentru îndeplinirea scopului fundamental – crearea condiţiilor propice pentru cetăţeni de a avea acces la furnizare de căldură şi apă caldă la standarde de calitate ridicate şi pe o bază nediscriminatorie. Obiectivele principale ale Strategiei naţionale pentru furnizarea de căldură sunt:

• Modificarea şi completarea cadrului legal referitor la serviciile publice de furnizare a căldurii • Reorganizarea operatorilor şi îmbunătăţirea performanţelor operaţionale şi financiare • Elaborarea strategiilor de sisteme de termoficare locale • Creşterea implicării autorităţilor publice locale în modernizarea sistemelor de termoficare • Stabilirea şi dezvoltarea pieţei de distribuţie a sistemului de termoficare • Reducerea consumului de căldură prin reducerea pierderilor de căldură la clădiri • Promovarea folosirii resurselor energetice regenerabile

Strategia naţională pentru utilizarea resurselor energetice regenerabile, aprobată prin H.G. 1535/2003, susţine integrarea în sistemul energetic naţional a resurselor regenerabile cu scopul de a creşte independenţa faţă de combustibili de import şi de a satisface angajamentele cu privire la emisiile de gaze poluante la nivel naţional. În mod special, este subliniată folosirea biomasei în noile instalaţii de biomasă sau în regim compus, luând în considerare că prin folosirea biomasei se poate acoperi circa 70% din angajamentul României de a folosi resurse regenerabile. Programul naţional de termoficare 2006-2009, calitate şi eficienţă, actualizat cu Programul naţional termoficare 2006-2015, căldură şi confort, are ca obiectiv general creşterea eficienţei energetice a sistemului municipal de termoficare şi a calităţii serviciilor de încălzire propuse, cu scopul de a reduce consumul de combustibil cu cel puţin 1 milion de Gcal/an (circa 100.000 tone/an), comparativ cu consumul naţional în 2004. Obiectivele principale pentru modernizarea sistemului de termoficare urmate de implementarea programului naţional sunt:

• reducerea semnificativă a preţului căldurii şi a apei calde menajere pentru consumatori precum şi servicii de calitate înaltă

• capacitatea de producţie proiectată în concordanţă cu consumul actual şi estimat de căldură • instalaţii cu eficienţa totală a producţiei de minim 80%, cu excepţia instalaţiilor care folosesc

biomasă în regim compus, unde este necesară o eficienţă minimă de 70% • reducerea pierderilor din transport şi distribuţie de maxim 15% • reducerea poluării aerului

Fiecare autoritate publică locală trebuie să elaboreze strategii locale de termoficare luând în considerare:

• folosirea tuturor tipurilor de combustibil, inclusiv a biomasei şi arderea deşeurilor domestice • folosirea BAT la producerea căldurii

Strategia naţională pentru eficienţă energetică, aprobată prin H.G. 163/2004 şi primul Plan naţional de acţiune pentru eficienţă energetică 2007-2010 reprezintă cadrul legal pentru dispoziţii de promovare a eficienţei energetice în concordanţă cu cerinţele UE. Ţinta pentru îmbunătăţirea eficienţei

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

125

energetice la utilizatori este o reducere a consumului de energie de minim 9% până în 2016, potrivit Directivei 2006/32/CE, comparativ cu consumul de energie mediu în perioada 2001-2005. Planul national de acţiune pentru eficienţă energetică stabileşte norme intermediare de atins, minim 940.000 (reprezentând 4.5% din consumul mediu în perioada 2001-2005) şi o normă finală de 1.876 milioane tone (reprezentând 9% din consumul mediu în perioada 2001-2005) până la sfârşitul anului 2016. Pentru sectorul termoficării, măsurile specifice pentru îmbunătăţirea eficienţei energetice indicate în Planul naţional pentru eficienţă energetică sunt:

• reabilitarea energetică a clădirilor supraetajate • folosirea resurselor energetice regenerabile la producerea căldurii şi a electricităţii • regim compus de înaltă eficienţă

Strategia naţională pentru protecţia atmosferei a fost aprobat prin H.G. 731/2004 şi Planul naţional pentru protecţia atmosferei a fost aprobată prin H.G. 738/2004. Obiectivele Strategiei naţionale pentru protecţia atmosferei sunt:

• Îmbunătăţirea calităţii aerului în zonele care nu se supun limitelor fixate de normele legale pentru indicatorii calităţii aerului

• Adoptă măsurile necesare pentru a minimaliza şi în final pentru a elimina efectele negative asupra mediului înconjurător inclusiv efectele transfrontaliere

• Îndeplineşte obligaţiile asumate în acordurile şi tratatele internaţionale la care participă România Planul naţional de dezvoltare 2007-2013 reprezintă documentul de planificare strategică şi programare multianuală care planifică şi stimulează dezvoltarea economică şi socială a României în conformitate cu politicile de aderare ale UE. Obiectivul global al PND este reducerea discrepanţelor socio- economice dintre România şi alte state membre ale UE. PND include următoarele 6 obiective specifice:

• ca prioritate principală creşterea competivităţii pentru o eficienţă energetică îmbunătăţită şi folosirea resurselor energetice regenerabile cu scopul de a reduce impactul schimbărilor climatice.

• o dezvoltare continuă a infrastructurii de transport • protecţia mediului înconjurător • cuprindere socială şi creşterea capacităţilor administrative • dezvoltarea economiei rurale • dezvoltare regională

Proiectele de investiţii implementate sub Axa Prioritară 3 POS Mediu vor duce, pe lângă reducerea poluării aerului, la alte îmbunătăţiri ale mediului în sectorul deşeurilor şi a apei, astfel având un impact pozitiv asupra realizării altor obiective prezentate în următoarele axe prioritare prezentate:

• Axa Prioritară 1 POS Mediu „Extinderea şi modernizarea infrastructurii de apă şi apă menajeră”: reabilitarea/închiderea depozitelor de zgură şi cenuşă vor duce la îmbunătăţirea calităţii apei subterane prin reducerea infiltrărilor de ape poluate rezultate din procesul depunerii de umezeală.

• Axa Prioritară 2 POS Mediu „Dezvoltarea sistemului integrat de management al deşeurilor şi reabilitarea locaţiilor poluate”: închiderea depozitelor de cenuşă şi zgură va contribui la realizarea obiectivelor globale ale Axei Prioritare 2- reducerea numărului de depozite necorespunzătoare.

Mai mult, investiţiile prevăzute vor contribui la realizarea altor obiective fixate în alte programe operaţionale, după cum urmează:

• SOP-Competiţie Economică Ridicată, Axa Prioritară 4 „Creşterea eficienţei energetice şi securitatea furnizării în contextul diminuării schimbărilor climatice”. Investiţiile în măsuri de eficientizare energetică vor duce la reducerea consumului de combustibil şi la reducerea de emisii poluante, contribuind la reducerea impactului asupra schimbărilor climatice. Identificarea posibilităţilor de folosire a resurselor regenerabile este una din obiectivele specifice ale Axei Prioritare 4.

• ROP, Axa Prioritară „Susţinerea dezvoltării durabile a oraşelor” cu obiectivul global de a creşte calitatea vieţii prin reabilitarea infrastructurii urbane şi prin îmbunătăţirea serviciilor urbane. Investiţii în reabilitarea termică a clădirilor supraetajate contribuie la realizarea obiectivelor Axei Prioritare 1.

Planul Regional de Dezvoltare (PRD) 2007-2013 pentru Regiunea de Dezvoltare Vest reprezintă instrumentul prin care Regiunea de Dezvoltare Vest îşi promovează priorităţile şi interesele socio- economice şi contribuie la PRD. Obiectivul general ale PRD pentru Regiunea de Dezvoltare Vest este reducerea cât mai rapidă cu putinţă a discrepanţelor de dezvoltare socio-economică dintre regiunile de dezvoltare din România şi statele-

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

126

membre ale UE cu scopul de a ajunge la 45% din valoarea medie a PIB-ului/locuitor a celor 27 state- membre ale UE până în 2013. Una din priorităţile PRD pentru Regiunea de Dezvoltare Vest este Axa 1 „Infrastructură pentru transport şi energie”, cu următoarele zone de intervenţie:

• Prioritatea 6 „Infrastructură energetică”, Zona de intervenţie 6.1 „Reorganizarea şi dezvoltarea sistemului energetic sub influenţa condiţiilor de eficienţă energetică şi protejarea mediului înconjurător în Regiunea de Vest”

Axa 7 „Mediul înconjurător” include următoarele zone relevante de intervenţie:

• Prioritatea 1 „Sectorul problemelor de mediu”, Zona de Intervenţie 1.2 „Rezolvarea problemelor poluării aerului”

Planul regional de gestionare a deşeurilor 2006-2013 pentru Regiunea de Dezvoltare Vest, aprobată în Monitorul Oficial 1364/1499 din 2006, stabileşte următoarele obiective:

• Protejarea mediului înconjurător şi a sănătăţii populaţiei prin închiderea şi monitorizarea ulterioară a depozitelor de deşeuri necorespunzătoare

• Reducerea cantităţii de deşeuri incinerate 4.4. Planuri municipale în sectorul de termoficare Ţintele municipale pentru sectorul de termoficare sunt scăzute direct din sarcinile naţionale pentru sectorul energetic şi de mediu, după cum urmează: Ţinte locale pentru sectorul de mediu Prin derogare de la articolul 4(3) din Partea A a Anexelor III, IV, VI şi VII a Directivei 2001/80/EC valorile limită ale emisiilor poluante pentru dioxid de sulf, oxid de azot şi praf nu se vor aplica Colterm până la datele specificate pentru fiecare LCP (aşa-numita perioadă de tranziţie):

Tabel 4.4-1: Perioade de tranziţie, Colterm Autorizaţia integrată de mediu pentru Colterm stabileşte următoarele valori limită pentru emisiile poluante (ELV) şi limitele de emisie pentru fiecare LCP:

Instalaţia Poluant Limite de emisie (t/an)

ELV (mg/Nm3)

Data limită pentru conformare

SO2 0 35 Fără tranziţie NOx 16 300 Fără tranziţie LCP 1 Praf 0 5 Fără tranziţie SO2 0 35 Fără tranziţie NOx 21 300 31 Dec. 2008 LCP 2 Praf 0 5 Fără tranziţie SO2 278 35 Fără tranziţie NOx 114 300 Fără tranziţie LCP 3 Praf 0 5 Fără tranziţie SO2 58 35 Fără tranziţie LCP4 NOx 136 300 31 Dec. 2011

LCP Poluant Data limita pentru conformare

LCP7, 1 cazan cu apă caldă x 116 MWh SO2 31 Decembrie 2010 LCP5, 1 cazan cu apă caldă x 116,3 MWh SO2 31 Decembrie 2013 LCP6, 3 cazan cu aburi x 81.4 MWh SO2 31 Decembrie 2013 LCP2, 1 cazan cu apă caldă x 58,1 MWh NOx 31 Decembrie 2008 LCP4, 1 cazan cu apă caldă x 116,1 MWh NOx 31 Decembrie 2011 LCP6, 3 cazan cu aburi x 81.4 MWh NOx 31 Decembrie 2012 LCP5, 1 cazan cu apă caldă x 116,3 MWh NOx 31 Decembrie 2013 LCP7, 2 cazan cu apă caldă x 116.3 MWh NOx 31 Decembrie 2013 LCP6, 3 cazan cu aburi x 81,4 MWh Praf 31 Decembrie 2009

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

127

Praf 15 5 Fără tranziţie SO2 54 35 Fără tranziţie NOx 100 300 31 Dec. 2013

LCP5

Praf 14 5 Fără tranziţie SO2 131 1145 31 Dec. 2013 NOx 83 540 31 Dec. 2012

LCP6

Praf 22 81 31 Dec. 2009 SO2 823 1183 31 Dec. 2010 NOx 344 540 31 Dec. 2013

LCP7

Praf 90 81 Fără tranziţie Tabel 4.4-2: Limite de valori ELV-uri pentru Colterm În conformitate cu Planul Naţional de Alocare, cotele de emisii de CO2 pentru perioada 2008-2012 pentru Colterm sunt:

Instalaţie Cote de emisie 2008-2012 CET Centru 717.921

CET Sud 946.075 Tabel 4.4. cote de emisie CO2 pentru Colterm

Comisia Europeană a înaintat o propunere de a face un amendament Directivei 2003/87/EC cu scopul de a extinde sistemul de alocare a cotelor de emisii de gaz de seră a Comisie după 2012

După 2012, toate cotele de emisii de CO2 legate de producerea de electricitate vor trebuie cumpărate la licitaţie. Căldură produsă în instalaţii eficiente în regim cogenerativ vor primi cote de emisii de CO2, în timp ce căldura produsă în instalaţii ineficiente în regim cogenerativ nu vor primi cote de emisii de CO2. Limita pentru cote se va reduce liniar în fiecare an cu factorul 1,74%.

Doar uzinele care îndeplinesc cerinţele BAT referitoare la eficienţă termică sau cerinţele naţionale referitoare la un regim cogenerativ eficient se pot aştepta la acordarea de cote emisii de CO2 după 2012.

Vor fi acordate cote emisii de CO2 pentru cazane ce produc căldură, dar până la o cantitate de căldură produsă corespunzătoare cazane cu eficienţă ridicată conforme cerinţelor BAT.

Directiva EU 1999/31/EC referitoare la depozitele de deşeuri este transpusă în România prin H.G. nr. 349/2005 ce include un calendar de încetare a activităţii pentru instalaţiile industriale existente de evacuare a deşeurilor lichide nepericuloase. În judeţul Timiş, depozitul de deşeuri de zgură şi praf din Utvin, operat de Colterm se conformează cu directiva deşeurilor. ARPM Timişoara a emis certificatul integrat de mediu nr. 21/04.02.2008 pentru manipularea deşeurilor de zgură şi cenuşă, valabil până la 04.02.2018. Ţinte locale privind politica sectorului energetic Ţintele ce trebuie atinse în sectorul energetic la nivel naţional şi regional sunt: - reducerea consumului de energie primar ( ţintă UE- reducerea cu 20% până în 2020) - reducerea consumului de energie final ( ţintă UE- reducere minimă de 9% până la sfârşitul lui 2016 comparativ cu consumul mediu pentru perioada 2001-2005) - creşterea eficienţei cu minim 80% a unităţilor de producţie (minim 70/ pentru folosirea biomasei în regim cogenerativ) - reducerea pierderilor cu maxim 15% în reţelele primare şi secundare de termoficare - creşterea proporţiei de folosire a energiei din resurse regenerabile cu până la 20% din totalul consumului de energie până în 2020 (ţintă UE) Ţinte privind serviciul de furnizare de căldură şi apă caldă menajeră

- o creştere de 20 % a teritoriului acoperit cu serviciile de furnizare de căldură în 20 de ani - acoperire de 100% a necesarului de căldură

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

128

- furnizare continuă de 100% 4.5. Concluzie Sistemele de termoficare au un impact socio-economic mai mare, după cum se arată în diferitele strategii, planuri şi programe naţionale datorită combinării impactului în sectoarele energetic, de mediu şi cel al serviciilor publice. Sistemele de termoficare sunt servicii publice care trebuie, pe de o parte, să asigure generarea şi furnizarea de căldură continuă consumatorilor, la un nivel de preţ rezonabil, şi pe de altă parte, de a asigura o eficientă generare şi furnizare a energiei şi un impact redus asupra mediului înconjurător şi asupra sănătăţii populaţiei. Pentru a îndeplini aceste cerinţe, au fost identificate în capitolul 4.4 ţinte specifice pentru reabilitarea sistemului de termoficare din Timişoara. Obiectivele, efectele şi indicatorii specifici pe baza cărora au fost identificate ţintele, sunt prezentate în tabelul de mai jos. Obiectiv global

Obiectiv specific Efecte Indicatori

Reducerea emisiilor de SO2

Reducerea emisiilor de NOx Reducerea emisiilor de praf

Reducerea poluării aerului şi a impactului asupra schimbărilor climatice

Reducerea emisiilor de CO2

Închiderea depozitelor de zgură şi cenuşă necorespunzătoare

Protejarea mediului înconjurător şi îmbunătăţirea sănătăţii populaţiei

Administrarea deşeurilor

Deşeuri incinerate Reducerea consumului de energie primară Reducerea consumului de energie finală Folosirea resurselor energetice regenerabile Reabilitarea sistemelor de termoficare primare şi secundare Eficienţă crescută a unităţilor de producţie

Competivitate crescută

Folosirea îmbunătăţită a combustibililor indigeni la producerea de energie

Biomasă şi deşeu folosite în sistem cogenerativ Clădiri supraetajate reabilitate termic Reabilitarea infrastructurii de termoficare

Reducerea discrepanţelor de ordin socio- economic dintre România şi celelalte ţări ale UE

Dezvoltare regională durabilă

Îmbunătăţirea serviciilor de distribuire a căldurii şi a apei calde către populaţie Acoperire crescută a

serviciilor oferite În capitolul 5 sunt prezentate opţiunile propuse pentru a atinge ţintele definite într-un mod economic cât mai eficient.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

Atasament: 07_Chapter_3_Projections_Timisoara_RO.pdf

104

3. Proiecţii 3.1 Rezumat Proiecţiile socio-economice sunt toate realizate în preţuri fixe (în termeni reali). Acestea se bazează pe ipotezele că regiunea şi municipalitatea reprezintă un procent constant din întrega populaţie a României. Proiecţiile macro-economice aplică un scenariu pesimist, unul optimist şi unul echilibrat, cu rate de creştere de 3%, 8% şi 5.5% p.a. Proiecţiile privind creşterea salariului şi a venitului pe gospodărie sunt asemănătoare ratelor de creştere economică generală, în termeni reali. Proiecţiile privind necesarul de energie termică sunt descrise în Capitolul 3.4. Pierderile în procesul de producţie şi în reţelele de transmisie şi distribuţie sunt reduse o dată cu investiţiile. 3.2 Metodologie şi ipoteze Fiecare serie de timp utilizează anul 2007 drept an de bază şi înregistrează cifra reală din acest an. Proiecţiile aplică anumiţi factori de creştere. Creşterea populaţiei: -0.2% p.a., creştere economică: 3%, 8% şi 5.5% p.a. pentru scenariile pesimist, optimist şi respctiv echilibrat. Şomaj: 10% pentru scenariul pesimist şi 4% şi 7% pentru scenariul optimist şi echilibrat. Nivelele de salarii nete şi venit pe gospodărie au fost stabilite în Secţiunea 2.5, iar proiecţiile din Secţiunea 3.3 duc mai departe veniturile de la nivelul lor în 2007, în termeni reali. Proiecţiile privind cererea de căldură sunt estimate pe baza proiecţiilor privind dezvoltarea pieţei şi a economisirilor de energie. 3.3. Proiecţii socio-economice Populaţia şi macro-economia Se estimează că populaţia României va continua tendinţa din anii precedenţi, de o rată de creştere de minus 0.2% p.a. de-a lungul întregii perioade de planificare. Se presupune că Timişoara va urma aceeaşi tendinţă (Tabel 3.3-1). Tabel 3.3-1: Proiecţia populaţiei în România şi Timişoara, 2003-2028.

An Real, proiectat România, Populaţie,

mii Timişoara,

Populaţoe, persoane Timişoara, provent

din România 2003 Real 21.734 308,019 1.42%

2004 Real 21.673 307,265 1.42%

2005 Real 21.624 303,640 1.40%

2006 Real 21.581 303,224 1.41%

2007 Real 21.538 307,347 1.43%

2008 Proiectat 21.495 306,733 1.43%

2009 Proiectat 21.452 306,120 1.43%

2010 Proiectat 21.409 305,506 1.43%

2011 Proiectat 21.366 304,893 1.43%

2012 Proiectat 21.323 304,279 1.43%

2013 Proiectat 21.281 303,680 1.43%

2014 Proiectat 21.238 303,066 1.43%

2015 Proiectat 21.196 302,467 1.43%

2016 Proiectat 21.153 301,853 1.43%

2017 Proiectat 21.111 301,254 1.43%

2018 Proiectat 21.069 300,654 1.43%

2019 Proiectat 21.027 300,055 1.43%

2020 Proiectat 20.985 299,456 1.43%

2021 Proiectat 20.943 298,856 1.43%

2022 Proiectat 20.901 298,257 1.43%

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

105

An Real, proiectat România, Populaţie,

mii Timişoara,

Populaţoe, persoane Timişoara, provent

din România 2023 Proiectat 20.859 297,658 1.43%

2024 Proiectat 20.817 297,058 1.43%

2025 Proiectat 20.776 296,473 1.43%

2026 Proiectat 20.734 295,874 1.43%

2027 Proiectat 20.693 295,289 1.43%

2028 Proiectat 20.651 294,690 1.43%

Sursă: vezi Capitolul 2. În timpul ultimilor 5 ani, rata reală de creştere a fost între 4.1 şi 8.4 %.p.a. Se presupune că această rată de creştere continuă pe măsură ce ţara se integrează în economia UE. În concordanţa cu Strategia Energetică din România 2007-20201 se presupune că viitoarea creştere economică se va ridica la în jurul a 5.5% p.a. şi va rămâne în jurul a 3-8% p.a. Scenariul pesimist este definit ca o rată de creştere constantă de 3% p.a., în timp ce scenariul optimist are o rată de creştere de 8% p.a. Scenariul echilibrat este definit ca o rată de creştere de 5.5% p.a. Cele trei scenarii sunt prezentate în Tabelele 3.3-2 - 3.3-4, pentru media din România şi pentru Regiunea de Dezvoltare Vest în care se găseşte Timişoara. Tabel 3.3-2: Proiecţie privind creşterea economică, România şi Timişoara, 2003-2028. Scenariu pesimist (Rată de creştere = 3% p.a.)

An Real,

proiectat

România, PIB per capita,

RON

România, PIB per capita,

EUR

Regiunea de Dezvoltare

Vest, PIB per capita, RON

Regiunea de Dezvoltare

Vest, PIB per capita, EUR

Regiunea de Dezvoltare

Vest, procent din România

Preţuri actuale

2003 Real 9,106 2,422 2004 Real 11,372 2,804 2005 Real 13,333 3,683 2006 Real 15,963 4,535 2007 Real 18,736 5,610 26,418 7,910 141%

Factor de

creştere 1.03

Preţuri fixe (2007)

2008 Proiectat 19,298 5,778 27,210 8,147 141%

2009 Proiectat 19,877 5,952 28,027 8,392 141%

2010 Proiectat 20,473 6,130 28,867 8,644 141%

2011 Proiectat 21,088 6,314 29,733 8,903 141%

2012 Proiectat 21,720 6,504 30,625 9,170 141%

2013 Proiectat 22,372 6,699 31,544 9,445 141%

2014 Proiectat 23,043 6,900 32,491 9,728 141%

2015 Proiectat 23,734 7,107 33,465 10,020 141%

2016 Proiectat 24,446 7,320 34,469 10,321 141%

2017 Proiectat 25,180 7,539 35,503 10,631 141%

2018 Proiectat 25,935 7,766 36,568 10,949 141%

2019 Proiectat 26,713 7,999 37,665 11,278 141%

2020 Proiectat 27,514 8,238 38,795 11,616 141%

2021 Proiectat 28,340 8,486 39,959 11,965 141%

1 Strategia Energetică a României, 2007-2020, pagina 16, tabel 4.1.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

106

An Real,

proiectat

România, PIB per capita,

RON

România, PIB per capita,

EUR

Regiunea de Dezvoltare

Vest, PIB per capita, RON

Regiunea de Dezvoltare

Vest, PIB per capita, EUR

Regiunea de Dezvoltare

Vest, procent din România

2022 Projected 29,190 8,740 41,158 12,324 141%

2023 Projected 30,066 9,002 42,393 12,693 141%

2024 Projected 30,968 9,272 43,665 13,074 141%

2025 Projected 31,897 9,551 44,974 13,466 141%

2026 Projected 32,854 9,837 46,324 13,870 141%

2027 Projected 33,839 10,132 47,713 14,287 141%

2028 Projected 34,854 10,436 49,145 14,715 141%

Sursa: Vezi Capitolul 2. Tabel 3.3-3 Proiecţia creşterii economice, România şi Timişoara, 2003-2028. Scenariul optimist (Rată de creştere = 8% p.a.).

An Real,

proiectat

România, PIB per capita,

RON

România, PIB per capita,

EUR

Regiunea de Dezvoltare

Vest, PIB per capita, RON

Regiunea de Dezvoltare

Vest, PIB per capita, EUR

Regiunea de Dezvoltare

Vest, procent din România

Preţuri actuale

2003 Real 9,106 2,422 2004 Real 11,372 2,804 2005 Real 13,333 3,683 2006 Real 15,963 4,535 2007 Real 18,736 5,610 26,418 7,910 141%

Factor de

creştere 1.08

Preţuri fixe (2007)

2008 Proiectat 20,235 6,059 28,531 8,543 141%

2009 Proiectat 21,854 6,544 30,814 9,226 141%

2010 Proiectat 23,602 7,067 33,279 9,964 141%

2011 Proiectat 25,490 7,632 35,941 10,762 141%

2012 Proiectat 27,529 8,243 38,816 11,623 141%

2013 Proiectat 29,732 8,902 41,922 12,552 141%

2014 Proiectat 32,110 9,615 45,275 13,557 141%

2015 Proiectat 34,679 10,384 48,897 14,641 141%

2016 Proiectat 37,453 11,214 52,809 15,812 141%

2017 Proiectat 40,450 12,112 57,034 17,077 141%

2018 Proiectat 43,686 13,080 61,597 18,443 141%

2019 Proiectat 47,180 14,127 66,524 19,919 141%

2020 Proiectat 50,955 15,257 71,846 21,512 141%

2021 Proiectat 55,031 16,478 77,594 23,233 141%

2022 Proiectat 59,434 17,796 83,802 25,092 141%

2023 Proiectat 64,188 19,220 90,506 27,100 141%

2024 Proiectat 69,324 20,757 97,746 29,268 141%

2025 Proiectat 74,869 22,418 105,566 31,609 141%

2026 Proiectat 80,859 24,211 114,011 34,138 141%

2027 Proiectat 87,328 26,148 123,132 36,869 141%

2028 Proiectat 94,314 28,240 132,983 39,818 141%

Sursă: Vezi Capitolul 2.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

107

Tabel 3.3-4 Proiecţia creşterii economice, România şi Timişoara, 2003-2028. Scenariul echilibrat (Rată de creştere = 5.5% p.a.).

An Real,

proiectat

România, PIB per capita,

RON

România, PIB per capita,

EUR

Regiunea de Dezvoltare

Vest, PIB per capita, RON

Regiunea de Dezvoltare

Vest, PIB per capita, EUR

Regiunea de Dezvoltare

Vest, procent din România

Preţuri actuale

2003 Real 9,106 2,422 2004 Real 11,372 2,804 2005 Real 13,333 3,683 2006 Real 15,963 4,535 2007 Real 18,736 5,610 26,418 7,910 141%

Factor de

creştere 1.055

Preţuri fixe (2007)

2008 Proiectat 19,766 5,919 27,871 8,345 141%

2009 Proiectat 20,854 6,244 29,404 8,804 141%

2010 Proiectat 22,001 6,587 31,021 9,288 141%

2011 Proiectat 23,211 6,950 32,727 9,799 141%

2012 Proiectat 24,487 7,332 34,527 10,338 141%

2013 Proiectat 25,834 7,735 36,426 10,907 141%

2014 Proiectat 27,255 8,161 38,429 11,507 141%

2015 Proiectat 28,754 8,610 40,543 12,140 141%

2016 Proiectat 30,335 9,083 42,773 12,807 141%

2017 Proiectat 32,004 9,583 45,125 13,512 141%

2018 Proiectat 33,764 10,110 47,607 14,255 141%

2019 Proiectat 35,621 10,666 50,226 15,039 141%

2020 Proiectat 37,580 11,252 52,988 15,866 141%

2021 Proiectat 39,647 11,871 55,902 16,738 141%

2022 Proiectat 41,828 12,524 58,977 17,659 141%

2023 Proiectat 44,128 13,213 62,221 18,630 141%

2024 Proiectat 46,555 13,940 65,643 19,655 141%

2025 Proiectat 49,116 14,706 69,253 20,736 141%

2026 Proiectat 51,817 15,515 73,062 21,877 141%

2027 Proiectat 54,667 16,369 77,081 23,080 141%

2028 Proiectat 57,674 17,269 81,320 24,349 141%

Sursă: Vezi Capitolul 2. În ultimii ani, economia României s-a bucurat de un influx net de investiţii directe din străinătate de 5-10 miliarde EUR pe an. În paralel, ţara a trecut printr-un deficit anual al balanţei actuale de plăţi de 7-17 miliarde de EUR. Se estimează că acest model va continua în viitor, reflectând locaţia unităţilor de producţie a companiilor străine care utilizează diferenţa dintre productivitate şi remunerarea forţei de muncă locale. Nu au fost disponibile date pentru FDI în Timişoara şi nu au fost făcute proiecţii pentru acest indicator. În perioada 2002-2007 rata inflaţiei naţionale a scăzut de la 22.5% p.a. la 5.0% înainte de ultima creştere a preţurilor petrolului şi a utilităţilor care au dus la o nouă creştere a ratelor inflaţiei. Guvernul României şi-a exprimat întenţia de a trece la moneda Euro (poate in 2014). Dacă acesta ar fi cazul, se crede că rata inflaţiei ar putea fi menţinută la un nivel constant, având în vedere falptul că trecerea la

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

108

moneda Euro va determina Guvernul României să urmeze o politică economică mai puţin expansivă într-o încercare de a restabili balanţele fundamentale prin reducerea deficitului balanţei de plăţi. Dacă o astfel de politică este încununată de succes, aceasta va contribui şi la menţinerea cursului de schimb valutar Leu românesc – Euro într-un cadru restrâns, dacă nu se va fixa din prima pe Euro. Dacă dezechilibrele persistă, trecerea la moneda Euro poate fi amânată, rezultând probabil într-o rată a inflaţiei mai mare care depinde de importuri şi cererea naţională. Datorită faptului că Master Planul operează pe costuri fixe, nu sunt incluse proiecţii privind inflaţia. Proiecţia şomajului, Tabel 3.3-5, este dată pentru a ilustra diferenţa dintre media naţională şi oraşul Timişoara. Tabel 3.3-5: Proiecţia şomajului, România şi Timişoara. Scenariile pesimist, optimist şi echilibrat

An Eal,

proiectat România Timişoara

2003 Real 7% 3,5%

2004 Real 6,8% 2,6%

2005 Real 7,2% 2,3%

2006 Real 7,3% 2%

2007 Real 6,5% 2,0% *)

Pesimist Optimist Echilibrat Pesimist Optimist Echilibrat

2008 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2009 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2010 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2011 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2012 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2013 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2014 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2015 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2016 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2017 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2018 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2019 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2020 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2021 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2022 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2023 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2024 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2025 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2026 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2027 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

2028 Proiectat 10% 4% 7% 5% 1% 3%

Surse: România, 2007: Eurostat, Februarie 2008. www.insse.ro, Direcţia Regională de Statistică Timiş Notă: *) Estimare. În ultimii ani, rata şomajului în România a fost în jur de 6-7% din forţa de muncă, fiind semnificativ mai mică în zonele urbane şi mai mare în zonele rurale. Atâta vreme cât nivelul general al salariului în România rămâne relativ scăzut, iar cererea de produse din România rămâne constantă sau creşte, rata şomajului ar putea descreşte în continuare.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

109

În Timişoara, rata înregistrată a şomajului este de 1-3% din poplaţia activă din punct de vedere economic. Această rată este foarte scăzută şi se crede că se datorează unei combinaţii între explozia actuală experimentată în industrie şi construcţii, şomajul ascuns sau neînregistrarea unor personaje care nu au loc de muncă. În scenariul pesimist, rata şomajului în România ar putea creşte la 10% din forţa de muncă, în timp ce în scenariul optimist, rata şomajului ar putea scădea la 4%. În scenariul echilibrat, rata şomajului se estimează că va rămâne la 7%. Pentru Timişoara, în scenariul echilibrat se estimează că rata şomajului este de 3%, în timp ce în scenariile pesimist şi optimist, ratele şomajului sunt estimate a fi la 5% respectiv la 1%. Se estimează că în termen real salariile vor creşte în acelaşi timp cu creşterea economică, adică cu 3%, 5,5% sau 8% p.a. după cum este ilustrat în Tabelul 3.3-6. Tabel 3.3-6: Proiecţia salariilor (salarii nete), România şi Timişoara, 2003-2028. Scenariile pesimist, optimist şi echilibrat. RON pe lună.

An Real,

proiectat

România

Timişoara,

Judeţul Timiş

2003 Real 484 478

2004 Real 599 609

2005 Real 746 750

2006 Real 862 858

2007 Real 1043 1051

Pesimist Optimist Echilibrat Pesimist Optimist Echilibrat

1.03 1.08 1.055 1.03 1.08 1.055 2008 Proiectat 1074 1126 1100 1083 1135 1109

2009 Proiectat 1107 1217 1161 1115 1226 1170 2010 Proiectat 1140 1314 1225 1148 1324 1234 2011 Proiectat 1174 1419 1292 1183 1430 1302 2012 Proiectat 1209 1533 1363 1218 1544 1374 2013 Proiectat 1245 1655 1438 1255 1668 1449 2014 Proiectat 1283 1788 1517 1293 1801 1529 2015 Proiectat 1321 1931 1601 1331 1945 1613 2016 Proiectat 1361 2085 1689 1371 2101 1702 2017 Proiectat 1402 2252 1782 1412 2269 1795 2018 Proiectat 1444 2432 1880 1455 2451 1894 2019 Proiectat 1487 2626 1983 1498 2647 1998 2020 Proiectat 1532 2837 2092 1543 2858 2108 2021 Proiectat 1578 3063 2207 1590 3087 2224 2022 Proiectat 1625 3309 2328 1637 3334 2346 2023 Proiectat 1674 3573 2457 1687 3601 2475 2024 Proiectat 1724 3859 2592 1737 3889 2612 2025 Proiectat 1776 4168 2734 1789 4200 2755 2026 Proiectat 1829 4501 2885 1843 4536 2907 2027 Proiectat 1884 4861 3043 1898 4899 3067

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

110

An Real,

proiectat

România

Timişoara,

Judeţul Timiş

2028 Projected 1940 5250 3211 1955 5291 3235 Surse: Tabelele 3.3-2 - 3.3-4. Se estimează că veniturile brute pe gospodărie vor creşte în acelaşi timp cu tendinţa de creştere economică. Acest fapt este ilustrat în Tabelele 3.3-7 - 3.3-9 ce descriu decila de venit mediu şi decila de venitul cel mai mic. Tabel 3.3-7: Venit brut pe gospodărie, decilă medie şi de venit # 1, Nivel naţional şi Timişoara, 2003-2028. Scenariu pesimist. Preţuri fixe pentru anul 2007.

An Medie naţională,

RON pe lună pe gospodărie

Decila naţională # 1,

RON pe lună pe gospodărie

Medie Timişoara,

RON pe lună pe gospodărie

Timişoara, Decila # 1, RON

pe lună pe gospodărie

Timişoara procent din

media naţională

Istoric, preţuri actuale

2005 1,212 587 1,718 825 141% 2006 1,386 671 1,965 943 141% 2007 1,697 822 2,406 1,155 141% Proicţii, preţuri

fixe

1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 2008 1,748 847 2,478 1,190 141% 2009 1,800 872 2,553 1,225 141% 2010 1,854 898 2,629 1,262 141% 2011 1,910 925 2,708 1,300 141% 2012 1,967 953 2,789 1,339 141% 2013 2,026 982 2,873 1,379 141% 2014 2,087 1,011 2,959 1,421 141% 2015 2,150 1,041 3,048 1,463 141% 2016 2,214 1,073 3,139 1,507 141% 2017 2,281 1,105 3,233 1,552 141% 2018 2,349 1,138 3,330 1,599 141% 2019 2,420 1,172 3,430 1,647 141% 2020 2,492 1,207 3,533 1,696 141% 2021 2,567 1,243 3,639 1,747 141% 2022 2,644 1,281 3,748 1,799 141% 2023 2,723 1,319 3,861 1,853 141% 2024 2,805 1,359 3,977 1,909 141% 2025 2,889 1,399 4,096 1,966 141% 2026 2,976 1,441 4,219 2,025 141% 2027 3,065 1,485 4,346 2,086 141% 2028 3,157 1,529 4,476 2,149 141% Sursă: Vezi Capitolul 2.

Tabel 3.3-8: Venit brut pe gospodărie, decila medie şi de venit # 1, Nivel naţional şi Timişoara, 2003-2028. Scenariu optimist. Preţuri fixe pentru anul 2007.

An Media naţională,

RON pe lună pe gospodărie

Decila naţională # 1,

RON pe lună pe gospodărie

Timişoara, medie,

RON pe lună pe gospodărie

Timişoara, Decila # 1, RON

pe lună pe gospodărie

Timişoara procent din

media naţională

Istoric, preţuri actuale

2005 1,212 587 1,718 825 141%

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

111

An Media naţională,

RON pe lună pe gospodărie

Decila naţională # 1,

RON pe lună pe gospodărie

Timişoara, medie,

RON pe lună pe gospodărie

Timişoara, Decila # 1, RON

pe lună pe gospodărie

Timişoara procent din

media naţională

Istoric, preţuri actuale

2006 1,386 671 1,965 943 141% 2007 1,697 822 2,406 1,155 141% Proiecţii,

preţuri fixe

1.08 1.08 1.08 1.08 1.08 2008 1,833 888 2,598 1,247 141% 2009 1,979 959 2,806 1,347 141% 2010 2,138 1,035 3,031 1,455 141% 2011 2,309 1,118 3,273 1,571 141% 2012 2,493 1,208 3,535 1,697 141% 2013 2,693 1,304 3,818 1,833 141% 2014 2,908 1,409 4,123 1,979 141% 2015 3,141 1,521 4,453 2,138 141% 2016 3,392 1,643 4,810 2,309 141% 2017 3,664 1,775 5,194 2,494 141% 2018 3,957 1,917 5,610 2,693 141% 2019 4,273 2,070 6,059 2,908 141% 2020 4,615 2,236 6,543 3,141 141% 2021 4,984 2,414 7,067 3,392 141% 2022 5,383 2,608 7,632 3,664 141% 2023 5,814 2,816 8,243 3,957 141% 2024 6,279 3,041 8,902 4,274 141% 2025 6,781 3,285 9,614 4,615 141% 2026 7,324 3,548 10,384 4,985 141% 2027 7,910 3,831 11,214 5,383 141% 2028 8,542 4,138 12,111 5,814 141% Surse: Vezi Capitolul 2.

Tabel 3.3-9: Venit brut pe gospodărie, decila medie şi de venit # 1, Nivel naţional şi Timişoara, 2003-2028. Scenariu echilibrat. Preţuri fixe pentru anul 2007.

An Media naţională,

RON pe lună pe gospodărie

Decila naţională # 1,

RON pe lună pe gospodărie

Timişoara, medie,

RON pe lună pe gospodărie

Timişoara, Decila # 1, RON

pe lună pe gospodărie

Timişoara procent din

media naţională

Istoric, preţuri actuale

2005 1,212 587 1,718 825 141% 2006 1,386 671 1,965 943 141% 2007 1,697 822 2,406 1,155 141% Proiecţii,

preţuri fixe

1.055 1.055 1.055 1.055 1.055 2008 1,790 867 2,538 1,219 141% 2009 1,889 915 2,678 1,286 141% 2010 1,993 965 2,825 1,356 141% 2011 2,102 1,018 2,981 1,431 141% 2012 2,218 1,074 3,145 1,510 141% 2013 2,340 1,133 3,317 1,593 141% 2014 2,469 1,196 3,500 1,680 141% 2015 2,604 1,262 3,692 1,773 141% 2016 2,748 1,331 3,896 1,870 141% 2017 2,899 1,404 4,110 1,973 141% 2018 3,058 1,481 4,336 2,081 141% 2019 3,226 1,563 4,574 2,196 141% 2020 3,404 1,649 4,826 2,317 141%

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

112

An Media naţională,

RON pe lună pe gospodărie

Decila naţională # 1,

RON pe lună pe gospodărie

Timişoara, medie,

RON pe lună pe gospodărie

Timişoara, Decila # 1, RON

pe lună pe gospodărie

Timişoara procent din

media naţională

Istoric, preţuri actuale

2021 3,591 1,739 5,091 2,444 141% 2022 3,789 1,835 5,371 2,579 141% 2023 3,997 1,936 5,667 2,720 141% 2024 4,217 2,043 5,978 2,870 141% 2025 4,449 2,155 6,307 3,028 141% 2026 4,693 2,273 6,654 3,194 141% 2027 4,951 2,398 7,020 3,370 141% 2028 5,224 2,530 7,406 3,555 141% Sursă: Vezi Capitolul 2.

3.4. Proiecţia necesarului de energie termică

3.4.1. Introducere Pe baza datelor privind situaţia actuală (Capitolul 2), rezultatele proiecţiilor socio-economice (Capitolul 3.3) şi întâlnirile cu COLTERM şi Municipalitatea Timişoara a fost realizată o proiecţie a necesarului viitor de energie termică pentru 2009-2028. Au fost luate în considerare criteriile specifice de proiectare pentru sistemul de termoficare pentru Timişoara, precum şi numărul de ipoteze tehnice şi cele privind piaţa. Proiecţiile privind necesarul de energie termică sunt necesare pentru a determina nevoile viitoare în ceea ce priveşte capacitatea ca bază pentru proiectarea echipamentelor noi şi a analizei financiare/economice pentru diferite scenarii de dezvoltare şi opţiuni de investiţii. Necesarul viitor de energie termică este de fapt un produs al intensităţii estimate al energiei termice/consumul unitar al consumatorilor conectaţi la sistemul de termoficare şi al numărului şi mărimea consumatorilor (zonă încălzită estimată). În plus, trebuie avute în vedere dezvoltarea şi condiţiile reţelelor de termoficare si pierderile aferente de căldură. 3.4.2. Necesarul de energie termică casnică şi noncasnică Corecţia zilelor grade căldură

Zilele grade căldură reflectă necesarul de energie necesar pentru încălzirea clădirilor de locuit şi de birouri. Aceastea rezultă din urmăririle zilnice ale temperaturii şi se consideră că cerinţele de termoficare pentru o anumită structură într-o anumită locaţie sunt direct proporţionale cu numărul de zile grade căldură.

În România, numărul gradelor căldură pentru o anumită zi este definit ca diferenţa între 18°C şi temperatura medie de afară pentru ziua respectivă. Temperatura de 18° C este utilizată ca un punct de referinţă pentru că experienţa dovedeşte faptul că nu este necesară încălzirea dacă temperatura medie de afară este de 18° C sau mai mult. În general, locuitorii şi echipamentele utilizate într-o clădire generează suficientă căldură pentru a ridica temperatura la un nivel de confort necesar.

Pentru început, consumul zilnic de energie termică descris în capitolul 2 trebuie ajustat conform princiului zile grade căldură, luând în considerare fluctuaţiile climatice de la un an la altul. Consumul anual de energie termică pentru termoficare trebuie ajustat la diferenţa dintre numărul de zile grade numărate de-

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

113

a lungul unui an şi numărul de zile grade din anul de referinţă metrologic „standard” pentru aceeaşi locaţie geografică. Parametrii de proiectare pentru temperatura de bază pot fi găsiţi în baza de date internaţională privind clima RET Screen, pe bază de date de la NASA. Potrivit bazei de date, numărul de zile grade căldură în Timişoara pentru sezonul de termoficare în anul de referinţă este de 2.789 (exclusiv mai – septembrie). Astfel, numărul anual de zile grade căldură pentru 2005 şi ultimul an de producţie – 2007 – poate fi determinat pe baza datelor privind temperatura. Tabelul 3.4-1 de mai jos prezintă calculul zilelor grade de căldură lunare şi totale pentru Timişoara în 2007. Calculul zile grade porneşte de la o temperatură de referinţă de 18˚C. Tabel 3.4-1: Zile grade pentru Timişoara 2005 şi 2007

Lună

An de referinţă [zile ˚C*]

2005 Zile grade [zile ˚C*]

2007 Zile grade [zile ˚C*]

1 - 576 446 2 - 627 367 3 - 478 302 4 - 216 195 5 - 0 0 6 - 0 0 7 - 0 0 8 - 0 0 9 - 0 0

10 - 209 231 11 - 401 426 12 - 529 579

Total 2.799 2.936 2.443 Sursă: NASA Pentru a stabili necesarul de energie termică pentru termoficarea de-a lungul unui an obişnuit (de referinţă), consumul real de energie termică pentru termoficare în 2007 este înmulţit cu un factor de coreţie de 1,15.

Economisirea de energie Proiecţia necesarului viitor de energie termică pentru consumatorii conectaţi la sistemul de termoficare trebuie să ia în considerare măsuri pentru economisirea de energie în clădiri. Potrivit Strategiei Energetice pentru România 2007-2020, potenţialul mediu de economisire de energie în sectorul de locuit se estimează că este în procent de 41,5% din consumul total. Acest potenţial de economisire este rezultatul unei izolaţii termice necorespunzătoare a clădirilor, iar în ceea ce priveşte locuinţele alimentate de sistemul de termoficare se datorează lipsei de stimulente pentru economisirea de energie datorită absenţei contoarelor individuale pentru consumul de căldură. Potenţialul de economisire este de asemenea dovedit şi prin faptul ca mai mult de 50% din clădirile din România au o vechime de peste 20 de ani şi doar 10% au o vechime mai mică de 10 ani.2

2 Eficienţă Energetică în Sectorul de Locuinţe din România – Situaţia existentă şi perspective, Camelia Burlacu, S.C. Electrica Serv S.A. Bucharest.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

114

La nivel european, ţările membre UE, au ajuns la o înţelegere privind aprobarea eficienţei energetice generale în UE de 20% până în 2020. Se admite că, creşterea eficienţei energetice este modalitatea cea mai ieftină şi eficientă din punct de vedere al costurilor pentru reducerea emisiilor de gaz şi îmbunătăţirea siguranţei alimentării cu energie. Reducerea cu 20% ar trebui abordată din punctul de vedere al dezvoltării fără nicio acţiune. De asemenea, planul de acţiune al Comisiei Europene (EC) din 2006 precizează faptul că potentialul general de eficienţă energetică al UE (cu un rezultat socio-economic pozitiv) este echivalent cu 25-30% din sectorul rezindeţial, de servicii, industrie şi transport considerate ca un întreg. În mod normal clădirile au o durată de exploatare lungă. Astfel, este important ca noile clădiri să aibă un nivel bun de eficienţă energetică pentru a contribui la reducerea cerinţelor privind căldura, prin urmare a costurilor legate de energie suportate de consumator în viitor. Noua directivă privind performanţa energetică a clădirilor adoptată de UE recomandă ca statele membre să evalueze posibilităţile de restrângere a cerinţelor privind energia o dată la cinci ani. Cu toate acestea, cel mai mare potenţial de economisire se află în clădiri. Pot fi realizate economisiri considerabile la un preţ bun, în special dacă se implementează împreună cu conversia, îmbunătăţirea, renovarea etc. Astfel, având în vedere Directiva UE privind performanţa energetică a clădirilor, Guvernul trebuie să ia în considerare posibilităţile de restrângere a cerinţelor privind energia prin îmbunătăţiri etc ale clădirilor existente. Directiva UE privind performanţa energetică a clădirilor stabileşte cerinţe privind:

- aplicarea cerinţelor minime privind performanţele energetice ale clădirilor noi; - aplicarea cerinţelor minime privind performanţele energetice ale clădirilor vechi mari care fac obiectul

unor renovări majore;

- certificarea energetică a clădirilor. Legislaţia naţională adoptă directiva şi pune în aplicare aceste cerinţe la nivel local. Exemple de eficienţe energetice şi potenţial de economisire de energie în clădirile de locuinţe Învelişurile clădirii a majorităţii clădirilor construite înainte de 1990 sunt izolate necorespunzător. Pentru astfel de clădiri ar trebui îmbunătăţită performanţa termică din perspectiva cost/beneficiu. Tabelul 3.4-2 prezintă o ierarhizare a măsurilor de îmbunătăţire termică de la măsuri simple, necostisitoare la unele mai complicate şi costisitoare cu estimarea costurilor investiţionale, economisire din punctul de vedere al energiei şi banilor şi estimarea modalităţilor simple de ramburs.

Toate aceste măsuri vor contribui la îmbunătăţirea eficienţei energetice şi vor duce la economisire de energie generată. În cazul unui tarif de energie termică bazat pe consum, primele trei măsuri enumerate vor avea o periodă simplă de ramburs de mai puţin de 10 ani. Restul măsurilor vor avea o perioadă simplă de ramburs de 16 până la 100 de ani, având în vedere preţurile actuale ale energiei, perioadă care face parte din durata de viaţă a clădirii, însă nu este considerată „economică” dintr-o perspectivă economică privată. Cu toate acestea, măsurile prezintă interes în ceea ce priveşte reechiparea şi îmbunătăţirea majoră a clădirilor.

Tabel 3.4-2: Măsuri de îmbunătăţire termică cu costuri investiţionale estimate, economisire în ceea ce priveşte energia şi banii şi perioadele simple de ramburs aferente.

Măsuri/investiţii/ beneficii

Investiţii [EUR/m2 flat]

Economisire anuală

[MWh/m2]

Economisire anuală [%]

Economisre anuală

[EUR/m2] 1)

Ramburs [Ani]

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

115

Măsuri/investiţii/ beneficii

Investiţii [EUR/m2 flat]

Economisire anuală

[MWh/m2]

Economisire anuală [%]

Economisre anuală

[EUR/m2] 1)

Ramburs [Ani]

Curăţarea izolaţiei ferestrelor şi a altor orificii

0,5 2) 0,011 5% 0,46 1,1

Reechiparea ferestrelor existente

3,3 2) 0,034 15% 1,43 2,3

Noi ferestre eficiente energetic

11,4 3) 0,034 15% 1,43 8,0

Izolaţie externă pentru pereţii exteriori (a frontoanelor întâi)

23,0 2) 0,034 15% 1,43 16

Izolaţia internă a casei scăriilor şi a coridoarelor

6,9 2) 0,006 3% 0,25 28

Reechiparea sau înlocuirea uşilor de la intrare

3,8 3) 0,0022 1% 0,08 48

Izolaţia acoperişului exterior de pe acoperişurile de beton ale apartamentelor

45,0 2) 0,015 7% 0,63 71

Izolaţia tavanelor din pivniţele reci

25,0 2) 0,006 3% 0.25 100

1) pe baza unui tarif de 42,1 EUR/MWh, reprezentând costul real de producţie a termoficării pentru Colterm inclusiv transport şi distribuţie, 2007.

2) Sursă: Companie locală de proiectare specializată în modernizarea de apartamente 3) Sursă: Pagină web a unor furnizori locali În afara măsurilor pentru îmbunătăţire termică prezentate mai sus, introducerea consumului contorizat în apartamentele individuale combinată cu introducerea de supape termoregulatoare va avea în mod normal ca rezultat o reducere cu 20% a consumului de căldură. Investiţia pentru o astfel de îmbunătăţire este de aproximativ 4 EUR pe m2 de apartament şi perioada simplă de ramburs este de aproximativ 15 luni. Această soluţie are valoare adăugată un climat interior îmbunătăţit care va duce la o sănătate mai bună a locuitorilor. Proiecţii privind intensitatea căldurii 2009-2028 Pe baza măsurilor şi obiectivelor naţionale şi europene menţionate mai sus au fost agreate cu Colterm şi Municipalitatea Timişoara următoarele proiecţii privind necesarul de căldură al consumatorilor conectaţi la sistemul de termoficare: O reducere cu 40% a consumului specific de căldură (GJ/m2) de-a lungul unei perioade de 15

(distribuită cu 2,67 %-puncte pe an între 2009 - 2023).

Intesitatea caldurii va descreşte faţă de cea actuală, aprox. 64 GJ/100 m2 (anul de referinţă) la 36 GJ/100 m2 în 2023 şi apoi se va stabiliza la acest nivel de-a lungul întregii perioade de planificare rămase. Cifrele date sunt transformate în date pentru anul de referinţă. Această proiecţie se bazează pe:

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

116

O economisire de energie de 35% datorita îmbunătăţirilor eficienţei energetice în concordanţă cu Strategia Naţională Energetică a României care prevede o economisire de 41,5% începând cu 2007. Din 41,5%, o economisire de 1,5% a fost deja obţinută în 2007 datorită introducerii consumului contorizat de căldură şi apă caldă în majoritatea apartamenelor de bloc.

Se mai estimează o economisire de 5% din cauza încălzirii globale în concordanţă cu creşterea temperaturii medii înregistrată în ultimii ani. În comparaţie cu anul de referinţă care se bazează pe înregistrările metrologice istorice şi nu ia în considerare creşterile de temperatură înregistrate în ultimii ani se estimează că temperatura medie pentru sezonul de termoficare pe timpul perioadei de planificare de 20 de ani va fi cu aproximativ 0,6° C mai mare, care va duce la o nouă reducere a necesarului de căldură de 5%.

Suprafaţa încălzită În afara necesarului specific de căldură a consumatorilor de energie căldură (exprimată ca intensitate a căldurii) trebuie luate în considerare rata de conectare şi mărimea masei clădirii conectate la sistemul de termoficare.

O nemulţumire generală a consumatorilor conectaţi la sistemul de termoficare în Timişoara în urmă cu câţiva ani a dus la deconectări şi astfel la o descreştere a necesarului de energie în sistemul de termoficare. Majoritatea companiilor de termoficare din România au înregistrat în aceeaşi perioadă, ca şi Colterm, deconectări de la sistemul de termoficare. În ultimul deceniu, mulţi consumatori s-au deconectat de la sistemul de termoficare şi şi-au instalat boilere pe gaz. În 2003, sistemul de termoficare din Timişoara avea conectate aproximativ 97.500 apartamente. Patru ani mai târziu, în 2007, numărul de apartamente conectate a fost redus cu 8% la aproximativ 90.000. Apartamentele deconectate sunt acum încălzite cu boilere pe gaz. Au existat câteva motive pentru care oamenii s-au deconectat de la sistemele de termoficare. Printre cele mai importante se numără: • Preţul scăzut al gazului natural în comparaţie cu încălzirea centralizată şi alţi combustibili (deformarea

pieţei generată de preţuri mici artificiale ale gazului natural datorită subvenţiilor). • Starea necorespunzătoare a instalaţiilor de termoficare (aproape de sfârşitul duratei de viaţă), care

cauzează întreruperi necontrolate a încălzirii şi alimentării cu apă caldă precum şi o calitate slabă a acesteia.

Majoritatea sistemelor de termoficare au fost înfiinţate înainte de 1970. Înlocuirea onductelor de recirculare pentru apă caldă a fost interzisă de regimul politic de înainte de 1990 pentru a economisi costurile de reparare, fără a lua în considerare consumul mai ridicat de apă caldă de robinet datorită lipsei acestor conducte. Deşi, în condiţii normale, consumatorii primesc o cantitate sufientă de apă caldă de robinet şi la o temperatură acceptabilă de 60°C la ieşirea din substaţie, nivelul servicului din punctul de vedere al calităţii şi comfortului este doar parţial satisfăcător. Din cauza vechimii instalaţiilor şi lipsa recirculării şi a schimbătoarelor de căldură ineficiente, temperatura la consumator este deseori limitată la 40-45 °C. În plus, datorită lipsei recirculării, s-ar putea să dureze câteva minute până să curgă apa caldă în perioadele cu consum limitat. Probabil că şi libertatea dobândită după 1989 a dus la dorinţa de independenţă faţă de alimentarea centralizată şi comunală.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

117

Situaţia s-a schimbat în ultimii ani, cu rate de deconectare mult mai reduse şi tendiţa de reconectare a unor consumatori. Printre motivele cele mai probabile trebuie menţionat creşterea abruptă a preţurilor gazului şi dependenţa acută de importul de gaze din Rusia. De asemenea, au influenţat situaţia şi durata de viaţă mult mai scurta decât cea estimata în prealabil a boilerelor individuale pe gaz (10-15 ani). În acelaşi timp, reabilitarea în plină desfăşurare a substaţiilor şi a reţelelor creşte încrederea şi calitatea alimentării centralizată cu energie termică, asigurând astfel un comfort mai ridicat al consumatorilor conectaţi la sistemul de termoficare.

Pe baza recentei dezvoltări a ratei de deconectare (descrisă în Capitolul 2.9) şi a centralelor municipale pentru promovarea sistemului de termoficare se estimează că piaţa de termoficare va fi stabilizată astfel încât zona încălzită va fi în medie constantă de-a lungul perioadei de planificare de 20 de ani.

Proiecţia se bazează pe următoarele considerente pentru toate categoriile de consumatori:

• Conectarea tuturor instituţiilor publice la sistemul de termoficare (atât reconectări cât şi conectări ale instituţiilor la reţeaua de distribuţie).

• Stimularea reconectării la sistemul de termoficare.

• Stabilizarea pieţei potrivit legislaţiei româneşti, Legea nr. 325, Articol 8i, Secţiunea 2, care permite municipalităţii să ceară ca într-o clădire să fie aplicat un singur tip de alimentare cu căldură.

• Expectative privind îmbunătăţirea competivităţii sistemului de termoficare în comparaţie cu alimentare individuală cu gaz, luând în considerare liberalizarea preţurilor gazului şi încălzirii centralizate începând cu 2009. Competitivitatea sistemului de termoficare depinde în mare măsură de mărimea diferenţei între preţul pentru consumatorii individuali (mici) şi preţul obţiunut de Colterm , unde o mare parte din producţia de căldură se bazează pe gaz natural. În plus, Colterm are flexibilitatea de a reduce procentul de gaz natural şi să treacă pe un combustibil mai ieftin, daca gazul devine prea scump sau poate furniza mai puţin din cauza limitărilor în reţeua de gaz sau din motive politice.

În afară de reconectarea vechilor consumatori, conectarea de noi clădiri este considerată ca parte din dezvoltarea viitoară.

3.4.3. Pierderi în reţeaua de termoficare Pentru realizarea proiecţiilor privind pierderile de căldură în sistemul de termoficare au fost luate în considerare următoarele aspecte:

- starea reţelelor primare şi secundare - parametrii de proiectare pentru noile conducte (pierderi de căldură) - redimensionarea conductelor - potenţialul de a trece de la un sistem de două conducte la un sistem de patru conducte - starea substaţiilor înainte de reabilitare.

Reabilitarea reţelelor Reţeaua primară transportă căldură de la CET Centru la CET Sud la substaţii/reţelele de distribuţie prin 5 magistrale (2 de la CET Sud şi 3 de la CET Centru). Întreaga reţea de transport are o lungime geografică de 80 km, din care 20% au fost reabilitaţi în ulltimii ani. În 2007, pierderea totală de căldură din reţelele de transport a fost de aproximativ 13% din căldura livrată de la CET Centru şi CET Sud.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

118

Reţelele de distribuţie transportă căldură de la substaţii la consumatorii de energie termică în sistem centralizat. Acestea au o lungime totală de 340 km. În 2007, pierderile totale de căldură din reţeaua secundară au fost de aproximativ 11% din căldură furnizată de CET Centru şi CET Sud. Până în 2007, mai mult de 65 % din reţeaua secundară a fost reechipata, ca un sistem de patru conducte cu conducte separate pentru termoficare respectiv apă caldă menajeră. Trebuie menţionat faptul că, costurile investiţionale pentru sistemul de patru conducte sunt cu 30-40% mai mari decât cele pentru sistemul de două conducte, în care apa caldă menajeră este pregătită la nivel local, la conexiunea cu fiecare clădire. În plus, pierderea anuală de căldură dintr-un sistem de patru conducte este cu 15-20% mai mare decât pierderea dintr-un sistem de două conducte. Astfel, se recomandă să se ia în considerare trecerea în viitor la opţiunea de două conducte în vederea creşterii eficienţei generale a sistemului de termoficare şi de a reduce costurile şi consumul brut de energie. Datorită eforturilor de modernizare, pierderea de căldură (în GJ) din întreaga reţea de termoficare a scăzut cu aproximativ 4% între 2005 şi 2007, în timp ce consumul de căldură pe aceeaşi perioadă a scăzut cu mai mult de 4%, rezultând un procent relativ mai mare de pierderi de căldură.

Continua reabilitare a reţelelor de transport şi distribuţie vor duce la reducerea continuă a peirderilor (GJ) din cauza reechipării conductelor, şi instalarea de noi pompe preizolate. În plus, noile pompe vor fi redimensionate la o dimensiune mai mica decât cele actuale care au fost proiectate pentru un necesar de căldură mai mare şi un debit operaţional fix.

Pe baza informaţiilor de la COLTERM se presupune că reabilitarea întregilor reţele de transport şi distribuţie va fi realizată în termen de 7 ani (cu un procent egal de conducte reabilitat în fiecare an). Drept consecinţă, pierderea totală actuală de căldură de 22% (transport şi distribuţie) se estimează că va descreşte gradual de la 15% (în comparaţie cu producţia totală de căldură din 2007 transpusă într-un an de referinţă) începând cu 2015. Modernizarea substaţiilor În general, majoritatea staţiilor schimbătoare de căldură (substaţiile) sunt operate la un standard acceptabil. În Timişoara doar 45% dintre substaţii au nevoie de reabilitare. Reabilitarea se realizează prin instalarea de schimbătoare de căldură şi pompe noi eficiente din punct de vedere energetic. Astfel, consumul de energie electrică este redus considerabil pentru că pompele existente sunt de obicei supradimensionate, nu sunt echipate cu dispozitive de reglare a variatoarelor de viteză şi sunt ineficiente în comparaţie cu pompele noi. De asemenea, reabilitarea va duce la reducerea pierderilor de căldură datorită unei reglări îmbunătăţite a temperaturii (temperatură de furnizare mai scăzută) pentru sistemul de distribuţie şi capacitate crescută a schimbătoarelor de temperatură rezultând în temperaturi de furnizare şi de retur mai mici în reţeaua de transport. 3.4.4. Rezumat al proiecţiilor privind necesarul de căldură Instrumentarea proiecţiei privind necesarul de căldură Proiectele de termoficare sunt planificate cu ajutorul curbei de durată a sarcinii de căldură standard reprezentând modelul de sarcină pe care cel mai probabil sistemul va trebui să îl îndeplinească. Figura 3.4.4-1 de mai jos prezintă o curbă de durată a sarcinii de căldură pentru Timişoara în 2007. Curba este generată pe baza unor înregistrări orare ale furnizării de căldură către reţeaua de transport.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

119

Drept bază pentru proiecţia inclusă în Master Plan, curba de durată a sarcinii de căldură a fost transformată într-o curbă standard ce reprezintă un an metrologic standard prin scalarea părţii cu sarcina de căldură care depinde de temperatura exterioară (de condiţiile meteorologice) pentru a se potrivi cu temperaturile dintr-un an meteorologic standard (an de referinţă).

QTOT

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

1 371 741 1111 1481 1851 2221 2591 2961 3331 3701 4071 4441 4811 5181 5551 5921 6291 6661 7031 7401 7771 8141 8511

h

G ca l/h

QTOT

Figura 3.4.4-1: Curbă durată sarcina de căldură, Timişoara, 2007 Sursă: COLTERM Proiecţia generală a necesarului de căldură viitor este calculată pe baza ipotezelor de mai sus privind dezvoltarea intensităţii căldurii, a suprafeţei încălzite şi a pierderilor din reţea. Tabelul 3.4.4-2 arată producţia corespunzătoare de căldură (pe centrală) şi proiecţiile necesarului (vânzările de căldură) bazate pe dezvoltarea intensităţii căldurii, a suprafeţei încălzite, a pierderilor din reţea şi necesarul de căldură rezultat (inclusiv apa caldă menjeră) şi pierderile din reţea. Tabel 3.4.4-2: Proiecţia privind intensitatea căldurii pentru consumatorii de încălzire centralizată în Timişoara 2008-2028 [GJ/100 m2]

An Intensitatea căldurii

[GJ/100 m2]

Suprafaţă încălzită [Mil. m2]

Necesarul de căldură

[TJ]

Pierderi din reţea [TJ]

Producţie de căldură

[TJ] 2008 64,5 6,28 4.056 959 5.015 2009 62,8 6,28 3.941 929 4.870 2010 61,1 6,28 3.835 900 4.735 2011 59,3 6,28 3.726 870 4.596 2012 57,6 6,28 3.617 841 4.458 2013 55,9 6,28 3.511 811 4.322 2014 54,2 6,28 3.402 781 4.183 2015 52,5 6,28 3.293 752 4.045 2016 50,7 6,28 3.187 752 3.939 2017 49,0 6,28 3.078 752 3.830

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

120

2018 47,3 6,28 2.969 752 3.721 2019 45,6 6,28 2.863 752 3.615 2020 43,9 6,28 2.754 752 3.506 2021 42,1 6,28 2.645 752 3.397 2022 40,4 6,28 2.539 752 3.291 2023 38,7 6,28 2.430 752 3.182 2024 38,7 6,28 2.430 752 3.182 2025 38,7 6,28 2.430 752 3.182 2026 38,7 6,28 2.430 752 3.182 2027 38,7 6,28 2.430 752 3.182 2028 38,7 6,28 2.430 752 3.182 Total 30.700 14.084 44.784

Pe baza scenariului realizat privind necesarul de căldură au fost efectuate proiecţii ale necesarului de încălzire, prin ajustarea necesarului actual de căldură, estimând unui raport constant între necesarul anual de căldură şi necesarul de capacitate de căldură aferent. Tabel 3.4.4-3 prezintă necesarul de capacitate de căldură (maxim iarna, mediu şi minim vara). Tabel 3.4.4-3: Necesar de capacitate de căldură proiectată

Proiecţie bazată pe anul climatic de referinţă

Producţie căldură

[TJ]

Necesar căldură

[TJ]

Necesar maxim capacitate de căldură iarna

[MWt]

Necesar mediu capacitate de căldură vara

[MWt]

Necesar minim capacitate de căldură vara

[MWt]

2008 5.015 4.056 450 42 23

2028 3186 2.434 300 30 18

Necesarul maxim de capacitate de căldură pe timp de iarnă este utilizat pentru proiectarea facilitătilor de producţie de căldură. Necesarul minim şi mediu de căldură pe timp de vară este utilizat pentru proiectarea de capacităţi de sarcină de bază cum ar fi de exemplu unităţile de cogenerare cu ciclu combinat sau pe turbină pe gaz. Concluzie Proiecţiile socio-economice (Capitolul 3.3) prevăd o situaţie stabilă în Timişoara cu o bună dezvoltare din punct de vedere economic şi o mică descreştere în ceea ce priveşte populaţia. Venitul mediu pe gospodărie în Timişoara este mult peste media naţională, ceea ce este de asemenea reflectat de un consum mediu de energie termică pe gospodărie mai mare decât consumul mediu. Datorită creşterii economice estimate în judeţul Timişoara care va fi probabil mai mare decât creşterea preţului energie termice de-a lungul perioadei de planificare de 20 de ani şi datorită angajamentului exprimat de autorităţile locale de a sprijini o menţinere şi creştere a pieţei de încălzire în sistem centralizat se estimează că zona de clădiri din Timişoara ce va fi încălzită prin sistemul de termoficare se va stabiliza la nivelul prezent de-a lungul perioadei de planificare. În acelaşi timp, intensitatea căldurii va descreşte în concordanţă cu Strategia Energetică Naţională a României, necesarul de căldură rezultat descrescând astfel gradual la aproximativ 40% în comparaţie cu nivelul actual în cadrul perioadei de planificare. În ciuda descreşterii previzionate de 40% a intensităţii căldurii, aceasta totuşi va rămâne mult deaspura mediei naţionale în timpul perioadei de planificare.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

121

Necesarul maxim de capacitate de căldură va descreşte în consecinţă de la prezentul 450 MWt la 300 MWt.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

Atasament: 06_Chapter_2_II_Timisoara_RO.pdf

82

2.9. Cererea existentă de energie termică

Vânzările de căldură către consumatorii de energie termică ai Colterm din Timişoara în utlimii trei ani sunt prezentate în Figura 2.9-1.

Vânzările de căldură către consumatorii de energie termică în Timişoara a descrescut în ultimii trei ani. Prin urmare, vânzările totale de căldură în 2007 au fost cu 18% mai mici decât în 2005. A existat un declin în consumul de căldură de către comsumatorii de energie termică. În plus, producţia de abur a scăzut semnificativ. În această perioadă, nu a fost vândută căldură către consumatorii industriali.

Figura 2.9-1. Vânzări anuale de căldură către consumatorii de energie termică în Timişoare. Sursă: Colterm.

Căldura este livrată către consumatori prin intermediul reţelei de termoficare în Timişoara. Cantitatea totală de căldură livrată în reţele în ultimii trei ani este prezentată în Figura 2.9-2 de mai jos.

Apă caldă şi abur vândute către consumatori (TJ/an)

0 500

1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500

2005 2006 2007

Abur (1,2 bar) Locuinţe Servicii Instituţii publice

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

83

Figura 2.9-2. Total căldură produsă de Colterm livrată prin reţeaua de termoficare (GJ/an).

Diferenţa destul de mare între căldura vândută consumatorilor şi totalul de căldură generată reprezintă pierderile din reţelele primare şi secundare. Diferenţa între producţia de energie termică şi totalul de căldură produsă este producţia de abur care a descrescut la un nivel minim în ultimii trei ani.

O parte a descreşterii consumului de căldură în ultimii ani se datorează şi deconectării consumatorilor. Dezvoltarea suprafeţei totale încălzite conectată la sistemul de termoficare este prezentată în Tabelul 2.9-3 de mai jos. Între 2005 – 2007, suprafaţa încălzită a descrescut cu aproape 3%.

Tabel 2.9-3. Suprafaţă de clădire încălzită conectată la sistemul de termoficare, 2005-2007

Categorie de consumatori Unitate 2005 2006 2007

Locuinţe**) Mil. m2 5,49 5.44 5,39

Clădiri publice***) Mil. m2 0,34 0,33 0,31

Servicii şi industrie***) Mil. m2 0,73 0,60 0,58 Total Mil. m2 6,56 6,37 6,28

[%]*) % 100 97 96

Sursă: COLTERM

*) Procent comparat cu anul de referinţă (2005)

**) Calculat pe baza a 60 m2 pe apartament

***) Estimat pe baza consumului de căldură

Din cauza deconectărilor numărul de consumatori s-a redus cu aproximativ 3% între 2005 – 2006 şi aproximativ 1% între 2006 – 2007. Mărimea suprafeţei încălzite este comparată cu vânzările anuale de căldură. Rezultatul, exprimat de asemenea şi ca intensitatea căldurii (GJ/100 m2) este prezentat în Tabelul 2.9-4 de mai jos.

Total căldură produsă de COLTERM (1000 GJ/an)

5285

4748

4337

5193 4735

4337 4202

3787

3378

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2005 2006 2007

M ii

Total energ term prod Total căldură prod Căldură vândută cons

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

84

Tabel 2.9-4. Intensitatea căldurii – cantitate de căldură vândută consumatorilor comparată cu suprafaţa încălzită (GJ/100 m2), 2005-2007

Unitate 2005 2006 2007

Total căldură vândută TJ 4.106 3.829 3.442

Total suprafaţă încălzită Mil. m2 6,56 6,37 6,28

Intensitatea căldurii GJ/100 m2 62,6 60,1 54,8

[%]*) % 100 96 88

Sursă: COLTERM

Intensitatea căldurii a descrescut cu aproximativ 12% în ultimii trei ani. Descreşterea intensităţii căldurii se datorează în primul rând diferenţelor climatice (vara anului 2007 a fost mai caldă decât vara anului 1995). În afară de diferenţele climatice, doar o mică parte a acestui declin se datorează îmbunătăţirilor din punct de vedere al eficienţei energetice a clădirilor şi modernizării substaţiilor de energie termică.

Consumul mediu de căldură pe apartament în România a fost de aproximativ 10 GCal/an (42 GJ/an) în 2005. Cu o mărime medie de apartament de aproximativ 60 m2, necesarul specific de căldură ar fi de aproximativ 70 GJ/100 m2. Din acest punct de vedere, intensitatea clădirilor conectate la reţeaua de termoficare în Timişoara în 2007 (aproximativ 55 GJ/100 m2) este puţin mai mică decât media la nivel de ţară pentru 2005. Aceasta se poate datora în general fluctuaţiilor de sezon/anuale şi schimbărilor climatice. Oricum, intensitatea căldurii este cu mult deasupra mediei din vechile ţări membre UE cu condiţii climatice asemănătoare. Este clar că există un potenţial pentru economisire viitoare de energie la nivel de clădire.

Tabelul 2.9-5 de mai jos prezintă numărul total de consumatori împărţit pe categorii alimentate de sistemul de termoficare în perioada 2003 – 2007.

Consumatori 2003 2004 2005 2006 2007

Locuinţe 97.500 93.200 91.500 90.610 89.845

Instituţii publice 298 290 284 280 277

Sector Servicii 1.098 1.057 1.034 1.018 1.006

Industrie 24 22 21 23 23

Tabel 2.9-5. Număr de consumatori pe categorii alimentate de sistemul de termoficare în perioada 2003 – 2007.

Toate categoriile au suferit o descreştere a numărului de consumatori conectaţi la sistemul de termoficare în ultimii cinci ani. Tabelul 2.9-6 de mai jos arată numărul de deconectări pe categorie în fiecare an. În plus, tabelul arată rata de deconectare pe locuinţe în fiecare an.

Deconectări 2003 2004 2005 2006 2007 4300 1700 890 765 665

Locuinţe 4,4% 1,8% 1,0% 0,8% 0,7%

Instituţii publice 8 6 4 3 2

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

85

Deconectări 2003 2004 2005 2006 2007

Sector Servicii 41 23 16 12 8

Industrii 2 1 -2 0 0 Tabel 1.9-6. Deconectări de la sistemul de termoficare în fiecare an în perioada 2003 – 2007. Valorile negative indică reconectările.

Numărul de consumatori conectaţi la sistemul de termoficare din Timişoara a descrescut în ultimii cinci ani. Cu toate acestea, rata de deconectare descreşte şi este evidentă stabilizarea bazei de consumatori pentru toate categoriile de consumatori.

Datele de mai sus sunt date de la Colterm bazate pe numărători şi măsurători anuale, fiind considerate astfel de încredere.

2.10. Instalaţii existente şi performanţe actuale 2.10.1. Instalaţii generatoare de căldură Furnizarea de căldură către consumatorii de energie termică în Timişoara este realizată printr-un sistem centralizat de termoficare în proprietatea municipalităţii şi administrat de SC Colterm. Compania operează două mari surse de căldură, CET Timişoara Centru şi CET Timişoara Sud precum şi un număr de centrale termice locale. Aproximativ 80% din stocul de clădiri încălzite din municipiul Timişoara este conectat la reţeua de termoficare. Planşele principale ale celor două instalaţii mari de ardere CET Centru şi CET Sud sunt prezentate în Anexa 2.10.1-1 şi Anexa 2.10.1-2. Harta oraşului care arată amplasarea CET Centru, CET Sud şi centralele locale de cazane (sistemul insulă) este prezentată în Anexa 2.10.1-3. Colterm furnizează căldură de la cazanele numai pentru căldură (unităţile de vârf şi de rezervă) sau de la centralele de cogenerare care produc atât electricitate cât şi căldură. Producţia totală de energie termică a Colterm a descrescut în ultimii ani după cum se vede în Figura 2.10.1-1.

Figura 2.10.1-1. Producţia anuală de căldură a Colterm în 2005-2007 din producţia de căldură (unităţi de vârf) sau din cogenerare.

4.640 4.213 3.430

554 522

907

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2005 2006 2007

Producţie energie termică COLTERM (1000 GJ/an)

Unităţi vârf Cogenerare

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

86

În ultimii trei ani, cea mai mare parte de căldură a fost generată de cazanele pentru căldură. Cu toate acestea, noua turbină cu abur la CET Sud a dus la creşterea ponderii de cogenerare în generarea mixtă.

Distribuţia producţiei de căldură de-a lungul anului poate fi ilustrată cu ajutorul unei curbe de durată a sarcinii de căldură care prezintă producţia de căldură pe oră în ordine descrescătoare pentru toate cele 8760 ore ale anului.

Următoarele două figuri ilustrează o prezentare grafică a curbelor de durată a sarcinii termică pentru CET Centru şi CET Sud pentru perioada 2003 – 2006. De-a lungul perioadei, sarcina termică a avut o evoluţie descendentă.

• 2003 ------- 2004 ------- 2005 ------- 2006 ------- Figura 2.10.1-2: Curba de durată a sarcinii termice pentru CET Centru 2003-2006 (Sursă: Strategia de Furnizare a Energiei Termice, Timişoara, 2007)

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL
Sarcina termica (Gcal/h) Curba clasata CET Timisoara Centru 2003 - 2006 —_ 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000 Durata (h)

87

Figura 2.10.1-3: Curba de durată a sarcinii termice pentru CET Sud 2003-2006. 2004 nu este inclus (Sursă: Strategia de Furnizare a Energiei Termice, Timişoara, 2007)

Recentele curbe de durată a sarcinii termice arată că CET Sud este utilizat pentru sarcini de iarnă în timp ce CET Centru este utilizat de-a lungul întregului an. Producţia de căldură este fluctuantă de-a lungul anilor depinzând de climă. Producţia este împărţită între cele două centrale existente în funcţie de preţurile actuale ale combustibililor. CET Centru produce energie termică pa bază de gaz natural iar CET Sud produce energie termică utilizând lignit drept combustibil principal. Oricum, CET Sud este capabil să să furnizeze doar 66% din necesarul maxim de energie termică din cauza limitărilor hidraulice. Până în 2007, doar CET Centru putea să producă energie termică din cogenerare şi doar o cantitate mică (max. 21 MWt (18 Gcal/h)) şi 3.5 MWe. În 2007, în CET Sud a fost instalată o turbină nouă cu abur permitând astfel o cogenerare de până la 174 MWt (150 Gcal/h) şi 19 MWe în CET Sud. Împrenă, toţi aceşti factori: temperaturile externe, preţurile combustibilului şi instalaţiile de cogenerare recent instalate (2007) au avut o influenţă asupra sarcinii celor două centrale. Următoarele trei figuri prezintă mai în detaliu curbele de durată a sarcinii termice pentru 2007.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL
Sarcina termica (Gcal/h) Curba clasata CT Timisoara Sud 2003 - 2006 o T T T T T T T 1 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 Durata (h) [— TMS2006 — TMS2005 TMS2004 — TMS2003|

88

QAF

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

200.00

1 366 731 1096 1461 1826 2191 2556 2921 3286 3651 4016 4381 4746 5111 5476 5841 6206 6571 6936 7301 7666 8031 8396

h

G ca

l/h

QAF

Figura 2.10.1-4: Curba de durată a sarcinii termice pentru CET Centru, 2007.

QAF

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

180.0

200.0

1 363 725 1087 1449 1811 2173 2535 2897 3259 3621 3983 4345 4707 5069 5431 5793 6155 6517 6879 7241 7603 7965 8327 8689

h

G ca

l/h

QAF

Figura 2.10.1 -5: Curba de durată a sarcinii termice pentru CET Sud, 2007.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

89

QTOT

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

1 371 741 1111 1481 1851 2221 2591 2961 3331 3701 4071 4441 4811 5181 5551 5921 6291 6661 7031 7401 7771 8141 8511

h

G ca

l/h

QTOT

Figura 2.10.1-6: Curbă combinată de durată a sarcinii termice pentru CET Centru şi CET Sud, 2007.

Situaţia actuală în care CET Sud nu contribuie la sarcina de vară nu ar trebui luată drept o ipoteză fixă în strategia viitoare. Aceasta se datorează faptului că noua capacitate de cogenerare în CET Sud a fost introdusă în 2007 şi în al doilea rând, pentru că viitorul profil de producţie al centralelor trebuie să evalueze toate opţiunile şi strategiile posibile privind preţurile combustibilului. Figura 2.10.1-7 prezintă sarcina termică medie anuală (8760 ore) pentru CET Sud, respectiv CET Centru pentru 2005-2007.

Figura 2.10.1-7: Sarcină termică medie anuală (8760 ore) pentri CET Sud, respectiv Centru pentru 2005- 2007.

Sarcină termică medie anuală (8760 ore) (%)

20,31

16,69 15,56

12,6 14

13

0

5

10

15

20

25

2005 2006 2007

%

CET Centru CET Sud

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

90

În timp ce sarcina termică medie pentru CET Centru a descrescut în ultimii ani, sarcina medie pentru CET Sud a fost destul de stabilă. Aceaaşi concluzie poate fi trasă din datele privind sarcina medie pentru sezonul rece ilustrate în Figura 2.10.1-8.

Figura 2.10.1-8: Sarcină termică medie pentru CET Sud şi CET Centru în timpul sezonului de încălzire (aproximativ 5000 ore) în perioada 2005-2007.

În afară de cele două centrale principale (Centru, Sud), Colterm mai operează şi un număr de centrale termice locale separate (sisteme insulă) care sunt păstrate din motive locale, cum ar fi configurarea reţelei. În acest moment, există 17 centrale locale de cazane pe gaz care produc aproximativ 7,5% din catitatea totală de energie termică furnizată de Colterm. Centralele termice locale nu sunt considerate instalaţii mari de ardere.

2.10.1.1 Instalaţii de generare în CET Centru CET Centru este în funcţiune de mai bine de 120 de ani (din 1884), iniţial, cu scopul de a genera energie electrică. Generarea de energie termică a fost introdusă ulterior. În prezent, CET Centru este echipat cu două categorii de cazane: cazane apă caldă (CAF) şi cazane cu abur (CAE). Configuraţia cazanului în CET Centru este prezentată în detaliu în următoarele tabele de mai jos, Tabelele 2.10.1.1-1 şi 2.10.1.1-2.

Nume cazan CAF 1 CAF 2 CAF 3 CAF 4 CAF 5

Nume LCP LCP 1 LCP 2 LCP 3 LCP 4 LCP 5

Capacitate termică

58 MWt

(50 Gcal/h)

58 MWt

(50 Gcal/h)

116 MWt

(100 Gcal/h)

116 MWt

(100 Gcal/h)

116 MWt

(100 Gcal/h)

Combustibili Gaz Gaz Gaz Gaz Gaz

An de dare în folosinţă

1963 1967 1973 1977 1981

Durată de viaţă rămasă

25 ani 25 ani 25 ani 25 ani 25 ani

Sarcină termică medie în sezonul de încălzire

35,58

29,24 27,26

22,08 24,53

22,78

0,00 5,00

10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 40,00

2005 2006 2007

%

CET Centru CET Sud

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

91

estimată

Eficienţă iniţială 90,5% 90,5% 90,5% 90,5% 90,5%

Termen limită tranziţie

NOx

31.12.2007

NOx

31.12.2008

NOx

31 12.2007

NOx

31.12.2011

NOx

31.12.2013

Anul ultimei reechipări

2008 2009 2007 Nu există informaţii

Nu există informaţii

Eficienţă după reechipare

estimare

94-96%

estimare

94-96%

94% estimare

94%

estimare

94%

Tabel 2.10.1.1-1 Cazane apă caldă (CAF) în CET Centru, considerate ca LCP-uri

De la începutul anului 2007, în CET Centru, din cauza considerentelor de mediu şi economice nu se mai utilizează combustibil lichid greu (HFO). În plus, excluderea HFO ca şi combustibil aduce după sine o simplicitate în operare şi soluţionează principalele probleme de mediu pentru CET Centru. În ciuda diferenţei în vechime a cazanelor din CET Centru, se estimează că, cazanele au aceeaşi durată de viaţă rămasă, adică 25 de ani. Sistemul de întreţinere, care include înlocuirea unor părţi ale cazanelor justifică această ipoteză fără intervenţii speciale. Mai mult, utilizarea de oţel standard pentru construcţia sistemului sub presiune a cazanelor face mai uşoară întreţinerea acestora. Cazanele din CET Centru vor trebui reechipate cu arzătoare cu nivel redus de NOX pentru conformarea cu cerinţele de mediu privind LCP-urile. În plus, tubulatura pentru schimbul de căldură va trebui înlocuită.

Nume cazan CAE 1 CAE 7 CAE 8

Nume LCP - - -

Capacitate termică 35 t/h, 35 bar,

450°C

12,5 t/h, 31 bar,

400°C

12,5 t/h, 31 bar,

400°C

Combustibili Gaz Gaz Gaz

An dare în folosinţă 1951 1936 1936

Durată de viaţă rămasă estimată

25 ani 25 ani 25 ani

Eficienţă iniţială 92% 92% 92%

Termen limită tranziţie

- - -

Anul ultimei reechipări

- - -

Tabel 2.10.1.1-2 Cazane cu abur (CAE) în CET Centru, care nu sunt considerate LCP-uri

Pentru că nu există cerinţe de conformare potrivit Directivei privind instalaţiile mari de ardere, nu a fost planificata reechiparea acestor cazane. Cu toate că au o vechime de 50-70, întreţinerea şi reparaţiile periodice pot asigura pentru aceste cazane o durată de viaţă rămasă de 25 de ani, eficienţa acestora fiind încă destul de mare. Şi aici este folosit numai oţel standard pentru construcţia sistemului sub presiune a cazanelor.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

92

Până în 2006, în CET Centru au mai fost instalate alte cinci cazane cu abur (CAE 2, 3, 4, 5 şi 6). Acestea au fost scoase din funcţiune şi demontate în 2006 pentru că nu a mai fost nevoie de capacitatea acestora şi pentru a crea spaţiu pentru o unitate cu ciclu combinat pe gaz. Motivul princpal pentru care au fost menţinute cele trei cazane rămase (CAE 1, 7 şi 8) este producţia de energie termică în cogenerare, printr-o turbină de tip AKTP 4 cu o capacitate electrică instalată de 3.5 MWe. Turbina este operată numai în modul de contrapresiune (1.2 bar), cu toate că este proiectată pentru extracţia de abur industrial la 15 bar. Aburul de contrapresiune furnizează căldură printr-o placă pentru schimb de căldură cu o capacitate de 21,5 MWt (18,5 Gcal/h). Când turbina funcţionează la capacitate maximă fără extracţie de abur industrial, capacitatea de intrare (abur) este de 30 t/h, generarea de enegie electrică este de 3 MWe, iar generarea de energie termică este de 21.5 MW( 18.5 Gcal/h). Acest modul de operare este potrivit pentru sarcina de căldură de vară pentru oraş, care este stabilizat la în jur de 29 MWt (25 Gcal/h), aproape de capacitatea de cogenerare de căldură a turbinei. Turbina funcţionează in principal pentru a acoperi consumul de energie electrică a pompelor de circulaţie a sistemului de termoficare, cât şi pentru a furniza municipalităţii o cantitate mică de energie electrică. Un alt motiv pentru menţinerea celor trei cazane cu abur este nevoia de abur industrial. Este totuşi nevoie de o cantitate nesemnificativă de abur industrial, care este în scădere. Aburul este furnizat din cazanele cu abur prin intermediul unor supape reductoare. Cazanul de 35 t/h (CAE 1) este suficient pentru funcţionarea turbinei, cu cele două cazane de 12.5 t/h (CAE 7 şi 8) drept rezervă. Introducerea unei instalaţii cu ciclu combinat (CC) cu ardere pe gaz natural a fost luată în considerare şi au fost realizate studii de fezabilitate detaliate în colaborare cu BERD. Instalaţia CC va include o turbină pe gaz, un cazan recuperator cu ardere suplimentară, o turbină cu abur şi schimbătoare de căldură. Potrivit studiului de fezabilitate, parametrii tehnici ai instalaţiei CC vor fi:

• Input gaz natural: 64.75 MW • Output electricitate: 22 MWe • Output termic: 25 Gcal/h • Eficienţă electrică: 34% • Eficienţă generală: 72%

Atât eficienţa de generare de electricitate cât şi eficienţa generală sunt foarte mici în comparaţie cu valorile standard la zi ale instalaţiilor CC (47% eficienţă de generare de electricitate şi 90% eficienţă generală). Instalaţia este planificată să funcţioneze tot anul ca sarcină de bază şi va acoperi foarte bine sarcina termică de vară.

2.10.1.2 Instalaţii de generare în CET Sud CET Sud a fost construit între 1984 şi 1988. În prezent, CET Sud este echipat cu trei categorii de cazane: cazane apă caldă, cazane cu abur şi cazane cu abur pentru punere în funcţiune. Tabelul 2.10.1.2-1 arată configuraţia cazanelor apă caldă din CET Sud, clasificate ca LCP-uri, în timp ce Tabelul 2.10.1.2-2 arată configuraţia cazanelor cu abur din CET Sud, clasificate ca LCP-uri.

Nume cazan CAF 1 CAF 2

Nume LCP LCP 7 LCP 7

Capacitate termică 116 MWt (100 Gcal/h) 116 MWt (100 Gcal/h)

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

93

Combustibili Lignit, gaz Lignit, gaz

An de dare în folosinţă 1986 1988

Durată de viaţă rămasă estimată

25 ani 25 ani

Eficienţă iniţială 82 % 82 %

Termen limită tranziţie SO2: 31.12.2010

NOx: 31.12.2012

SO2: 31.12.2010

NOx: 31.12.2013

An de la ultima reechipare

Electrofiltre 2007

NOx, SO2 nu a fost stabilit

Electrofiltre 2004

NOx, SO2 nu a fost stabilit

Eficienţă după reechipare

Estimare 82% Estimare 82%

Tabel 2.10.1.2-1: Cazane apă caldă (CAF) în CET Sud, clasificate ca LCP-uri

Problemele privind emisiile de praf sunt rezolvate la CAF 1 şi CAF 2 prin reechiparea cu electrofiltre. Unele bilanţuri energetice obţinute de la centrale arată că CAF1 şi CAF2 pot fi operate la eficienţa proiectată, în timp ce uneori sunt operate la o eficienţă mult mai mică (mai mică de 70 %), în principal din cauza unor probleme tehnice temporare cum ar fi de exemplu infiltraţiile de aer. Se presupune că eficienţa după reechipare nu va depăşi eficienţa actuală proiectată. O durată de viaţă rămasă de 25 de ani este o durată realistă datorită programelor de întreţinere. Pentru construcţia sistemului sub presiune a cazanelor a fost utilizat doar oţel standard pentru a face mai uşoară întreţinerea acestora.

Nume cazan CAE 1 CAE 2 CAE 3

Nume LCP LCP 6 LCP 6 LCP 6

Capacitate termică 100 t/h, 15 bar,

250°C

100 t/h, 15 bar,

250°C

100 t/h, 15 bar,

250°C

Combustibil Lignit, gaz Lignit, gaz Lignit, gaz

An de dare în folosinţă

1988 1989 1992

Durată de viaţă rămasă estimată

25 ani 25 ani 25 ani

Eficienţă iniţială 84% 84% 84%

Termen limită tranziţie

NOx: 31.12.2012

SO2: 31.12.2013

NOx: 31.12.2012

SO2: 31.12.2013

NOx: 31.12.2012

SO2: 31.12.2013

Anul ultimei reechipări

electrofiltre 2007

NOx,SO2 nu a fost stabilit

electrofiltre 2006

NOx,SO2 nu a fost stabilit

electrofiltre 2005

NOx,SO2 nu a fost stabilit

Eficienţă după reechipare

estimare

84%

estimare

84%

estimare

84%

Tabel 2.10.1.2-2: Cazane cu abur (CAE) în CET Sud, clasificate ca LCP-uri

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

94

Problemele privind emisiile de praf sunt rezolvate la CAE 1, 2 şi 3, prin reechiparea electrofiltrelor. Unele bilanţuri energetice obţinute de la centrale arată că cele trei cazane cu abur pot fi operate la eficienţa proiectată, în timp ce uneori sunt operate la o eficienţă mult mai mică (mai mică de 80 %), în principal din cauza unor probleme tehnice temporare cum ar fi de exemplu infiltraţiile de aer. Se presupune că eficienţa după reechipare nu va depăşi eficienţa actuală proiectată. O durată de viaţă rămasă de 25 de ani este o durată realistă datorită programelor de întreţinere. Pentru construcţia sistemului sub presiune a cazanelor a fost utilizat doar oţel standard. Iniţial, aceste trei cazane cu abur au fost instalate din cauza nevoii de abur industrial în zonă. Această nevoie nu mai există şi pentru a folosi cazanele cu abur existente a fost instalată o turbină cu abur cu contrapresiune. Capacitatea şi parametrii de intrare a turbinei sunt de 300 t/h, 15 bar şi 250°C. Contrapresiunea este de 1.2 bar şi proiectată să furnizeze apă caldă prin intermediul schimbătoarelor de căldură. Prin urmare, turbina este proiectată pentru întreaga cantitate de abur furnizată de toate cazanele cu abur (CAE 1, 2, 3). Astfel, când funcţionează toate cazanele cu abur, capacitatea de termoficare este de 174 MWt (150 Gcal/h). Turbina a început operarea în 2007 şi este singura capacitate de cogenerare în CET Sud. Aburul de contrapresiune este livrat la 5 tuburi schimbătoare de căldură, două de 87 MWt (75 Gcal/h) fiecare şi trei de 29 MWt (25 Gcal/h) fiecare.Energia termică este generată în aceste tuburi schimbătoare de căldură prin injectarea de abur direct de la cazane prin supapele reductoare de presiune. Experienţa în ceea ce priveşte operarea noii turbine cu abur în 2007 a dovedit faptul că tuburile schimbătoare de căldură nu sunt capabile să transfere căldura din întregul debit nominal de abur al turbinei. Outputul electric maxim al turbinei pe timp de iarnă în 2007 a fost de 13-14 MWe (70-75% din capacitatea proiectată). Pentru a elimina această problemă, operatorul intenţionează să instaleze 3 plăci moderne schimbătoare de căldură de 58 MWt (50 Gcal/h) fiecare. Noile schimbătoare de căldură care vor face posibilă utilizarea întregului debit de abur livrat de turbină sunt deja pe amplasament şi vor fi instalate unul după altul, începând cu 2008. Cazane de pornire în CET Sud Pe lângă cazanele apă caldă şi cazanele cu abur clasificate ca fiind LCP-uri, în CET Sud sunt instalate patru cazane mici cu ardere pe gaz de 10 t/h la 15 bar şi 250°C fiecare. Acestea trebuiau să funcţioneze drept cazane de pornire pentru o instalaţie de cazan cu abur de 2 x 150 MWt cu ardere pe lignit. Construcţia acestei instalaţii mari de cazan a fost oprită în 1990 din cauza lipsei de resurse. Cele patru cazane cu abur mici sunt folosite ocazional pe timp de vară, când producţia la CET Centru este oprită din cauza lucrărilor de reparaţii şi întreţinere. Acestea livrează energie termică către oraş prin intermediul schimbătoarelor de căldură. Se intenţionează păstrarea celor patru cazane de pornire fără nicio actualizare din punct de vedere al mediului, pentru că acestea nu fac obiectul unor cerinţe stricte de mediu introduse pentru LCP-uri. Prin urmare, va fi păstrată şi conexiunea acestora la sistemul de abur al celor trei cazane de 100 t/h cu ardere pe lignit.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

95

Monitorizarea emisiilor la CET Centru şi CET Sud Unităţile celor 7 LCP-uri din CET Centru şi CET Sud trebuie supravegheate în permanenţă în ceea ce priveşte emisiile (praf, NOx şi SO2), începând cu termenii de conformare privind mediul. CAF 3 în CET Centru, care este singurul cazan reechipat al COLTERM (atât pentru CET Centru cât şi CET Sud), a fost echipat pentru monitorizarea în permanenţă a emisiilor. Restul de LCP-uri vor fi actualizate cu echipamente pentru monitorizarea permanentă a emisiilor ca parte din reechiparea acestora pentru a îndeplini cerinţele de mediu mai stricte. În prezent, emisiile sunt monitorizate printr-un program periodic de măsurători fizice (la aproximativ fiecare trei luni) combinat cu calcule în funcţie de consumul de combustibil.

2.10.1.3 Combustibili

Gaz natural Gazul natural este de fapt CH4 pur (metan), cu o valoare calorifică mică de 8.500 KCal/ Nm

3 (35,6 MJ/Nm3). Gazul natural se regăseşte atât în CET Sud cât şi în CET Centru. Conductele de legătură şi centralele/instalaţiile pe gaz sunt în mod normal suficiente pentru a furniza debitul necesar în vederea asigurării întregii capacităţi a tuturor cazanelor centralei. Cu toate acestea, disponibilitatea gazului natural devine problematică în unele perioade de iarnă ducând la lipsă de gaz pentru operarea suficientă a cazanelor. Problema poate fi dedusă studiind observaţiile din timpul operării (documentaţie internă) făcute zilnic de ingineri (privind centrala şi distribuţia). Prin urmare, în iernile de acum 3-4 ani, ani cu ierni foarte reci, alimentarea1 permisă cu gaz a scăzut de la 25.000 Nm3/h la 5.000 Nm3/h. Acestea au fost situaţii grave care au avut loc de-a lugul a câtorva zile (3-4 zile). Presiunea gazului la intrarea în centrală a scăzut la 0,2-0,3 bar, care efectiv a limitat consumul de gaz la 5.000 Nm3/h. În plus, în iernile de acum 2-3 ani şi iarna trecută (2007/2008) care au fost ierni blânde, debitul permis de gaz a scăzut de la 25.000 la 12.000 Nm3/h. Aceste situaţii au avut loc aproximativ o săptămână. Presiunea gazului la intrarea în centrală a scăzut la 0.6-0.7 bar, care efectiv a limitat consumul de gaz la 12.000 Nm3/h. În situaţii cu capacitate limitată de alimentare, presiunea reţelei de gaz este controlată de inginerul de exploatare pentru a asigura o bună alimentare cu gaz a tuturor clienţilor, inclusiv a consumatorilor individuali. Faptul că Timişoara se află la capătul reţelei de transmisie este motivul principal pentru scăderea alimentării permise cu gaz a centralelor. Prin reducerea cantităţii de gaz furnizate către CET Centru şi CET Sud, furnizorul de gaz poate menţine o presiune suficientă pentru consumatorii individuali care nu pot trece pe un combustibil alternativ.

Lignit Lignitul este transportat aproximativ 300 km de la rezervele de cărbuni din sud-vestul României. Caracteristicile medii ale lignitului livrat sunt:

1 Consumul permis (rezultând o capacitate disponibilă) este comunicat zilnic de către compania de gaz operatorilor centralelor.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

96

Valoare calorifică: 1750-2100 kcal/kg Conţinut de apă: 40- 43 % Conţinut de cenuşă: 16-20 % Conţinut de sulf: 0,9-1 % Conţinut de azot: 0,7 % În comparaţie cu standardele internaţionale, valoarea calorifică este mică în timp ce conţinutul de cenuşă se află la cealaltă extremă.

2.10.2 Depozitarea zgurei şi cenuşei În prezent, depozitul de zgură şi cenuşă al CET Timişoara Sud este singurul din România conform cu cerinţele de mediu. Acesta este situat la 1,5 km sud-vest de satul Utvin. Întreaga suprafaţă este împărţită în trei celule, după cum urmează: -1 celulă în folosinţă, -1 celulă de rezervă, -1 celulă supusă unor lucrări de ridicare a nivelului. Depozitul este construit pe un strat de argilă compactată cu o grosime de 3,5-6,5 m. Nămolul dens este pompat de la CET Sud cu o conductă DN80 pe o distanţă de 7.5 km. Depozitul de zgură şi cenuşă operează cu autorizaţia integrată de mediu nr. 21 emisă în 4 februarie 2008. Autorizaţia este valabilă până în februarie 2018. Depozitul este clasificat drept un depozit pentru deşeuri solide nepericuloase. Acesta are o capacitate totală de 4.821 mii m3. Soluţia tehnologică utilizată este evacuarea nămolului dense. Zgura şi cenuşa rezultată din procesul de ardere la CET Sud sunt amestecate cu apă tehnologică în proporţie de 1:1 (15 t/h zgură şi cenuşă + 15 m3/h apă) şi sunt pompate la depozit. Nămolul rezultat are o densitate de 1,36 t/m3. Cantitatea medie de apă tehnologică utilizată este de 360 m3/zi. Din cauza faptlui că CET Sud funcţionează în medie 6 luni/an, cantitatea totală de zgură şi cenuşă eliminată prin depozitare este de 50.000-70.000 t/an, peste 4350 ore/an de operare. Capacitatea disponibilă pentru depozitare este de 7 mil. m3, asigurând operarea pentru următorii 80-90 de ani. Depozitul pentru zgură şi cenuşă are un sistem de drenare. Apa drenată este colectată şi introdusă în sistemul de recirculare. Cu toate acestea, în viitor, este nesigur faptul dacă acest sistem va fi aprobat ca BAT, pentru că depozitele de zgură şi cenuşă sunt dăunătoare mediului înconjurător. Suprafeţele acoperite de zgura densă şi de şlamul de cenuşă vor avea o suprafaţă tare, care nu va fi potrivită pentru plante sau animale. La centrală au fost introduse pas cu pas tehnologii pentru colectarea uscată a cenuşei şi a şlamului dens şi operarea permanentă a acestora este planificată a începe cu 2008. În 2007, sistemul a funcţionat numai cu cenuşă colectată de la electrofiltre. Zgura de la cazane va fi amestecată în şlamul dens începând cu vara lui 2008.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

97

Între timp, se planifică un alt circuit pentru manipularea zgurii. Circuitul asigură valorificarea zgurii şi arderea conţinutului valoros, nears din zgură. Cenuşa recuperată din fiecare cazan va fi returnată şi introdusă în instalaţia de măcinat şi apoi va fi din nou injectată în cazan. Astfel, reziduurile din arderea lignitului vor fi în mare măsură cenuşă iar funcţionarea instalaţiei pentru şlam dens va fi simplificată. Mai mult, noul circuit pentru recuperarea şi arderea zgurii va duce la o creşetere de 2% a eficienţei cazanului.

2.10.3. Sistemele de transport şi distribuţie energie termică

Evaluare generală a sistemului de transport energie termică Lungimea totală (geografică) a reţelei de termoficare în Timişoara, inclusiv a conductelor de transmisie de la CET Sud este de 420 km. Pierderea de căldură din reţea la nivel de oraş este prezentată în Figura 2.10.3-1. În valori absolute, pierderea de căldură din reţea a scăzut puţin în ultimii ani. Cu toate acestea, din cauza vânzărilor crescute de căldură, pierderea de căldură sub formă de procent a crescut.

Figura 2.10.3-1: Pierderi de căldură la nivel de oraş ca procent din căldura livrată către reţea.

2.10.3.1. Reţele de transport Reţeaua de transport este construită în general ca un sistem cu două conducte, cu două conducte paralele (alimentare şi retur) pentru circularea apei calde de la centrale principale la substaţii, unde energia termică este transferată în sistemul de distribuţie prin intermediul schimbătoarelor de căldură. Energia termică produsă în CET Sud este transmisă oraşului prin două conducte principale: • 2 x 1000 mm (alimentare şi retur) • 2 x 600 mm (alimentare şi retur)

Magistralele alimentează partea de sud şi de est a oraşului şi o parte din zona centrală.

Pierderi de căldură la nivel de oraş (% din căldura produsă)

19%

20%

22%

18%

18%

19%

19%

20%

20%

21%

21%

22%

22%

23%

2005 2006 2007

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

98

Magistralele de la CET Sud au fost date în folosinţă în perioada 1982-1984, când CET Sud a început livrarea de abur industrial şi energie termică către oraş. Energia termică produsă în CET Centru este distribuită cu ajutorul a trei magistrale: • 1 x 500 mm (doar alimentare) • 2 x 700 mm (alimentare şi retur) • 2 x 700 mm (alimentare şi retur) • Magistralele alimentează întregul oraş.

Magistralele de la CET Centru au fost date în folosinţă în perioada 1960-1980, în paralel cu darea în folosinţă a substaţiilor şi a reţelelor de distribuţie.

Tabelul 2.10.3.1-1 prezintă date importante pentru întreaga reţea de transport valide pentru anul 2007.

Item Unitate Valoare

Lungime (geografică) [km] 80

Pierderi de energie [GJ/y] 527.151

Pierderi de energie [%] 13,15

Consum de energie electrică pentru pompat

[MWh/y] 13.180

Apă de adaos (debit maxim) [m3/h] 95

Apă de adaos (consum) [m3/y] 431.551

Reţea reechipată [km] 16

Reţea reechipată [%] 20 Tabel 2.10.3.1-1 Date cheie privind întreaga reţea de transport Reabilitarea reţelei de transport este realizată în principal prin montarea de noi conducte pre-izolate în canalele existente. Canalele sunt parţial demontate adică pereţii sunt demolaţi. Conductele existente puse la suprafaţă (conducte de suprafaţă) sunt înlocuite de conducte pre-izolate (subterane) sau de conducte de suprafaţă in situ noi. Reabilitarea a început în 1990 începând cu secţiunile de reţea cele mai afectate (ruginite). După cum s-a precizat şi în tabelul de mai sus, aproximativ 20% din reţelele de transport au fost reabilitate până în acest moment. Nu există un termen fixat pentru încheierea reechipării reţelelor de transport.

2.10.3.2. Reţelele de distribuţie Reţeaua de distribuţie este în general construită ca un sistem de 4 conducte, cu patru conducte paralele, două (alimentare şi retur) pentru circularea apei calde pentru încălzire de la substaţie la clădirile individuale, şi două conducte mai mici pentru alimentare şi recirculare apă caldă menajeră. Conducta de recirculare a pentru apa caldă menajeră este în mod normal cea mai mică, suficientă pentru a asigura că apa caldă menajeră este prezentă la intrarea fiecărei clădiri chiar şi pe timp de noapte, atunci când consumul este redus. În unele cazuri, este omisă conducta pentru recirculare (trei conducte în paralel) sau există un sistem separat pentru apa caldă menajeră pentru clădirile înalte (maxim 6 conducte în paralel). Tabelul 2.10.3.2-1 prezintă date importante pentru reţelele de distribuţie valide pentru 2007.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

99

Item Unitate Valoare

Lungime (geografică) [km] 340

Pierderi de energie [GJ/y] 431.451

Pierderi de energie [%] 10,76

Consum de energie electrică pentru pompat

[MWh/y] 15.365

Apă adaos (debit maxim) [m3/h] 95

Apă adaos (consum) [m3/y] 343.830

Reţea reechipată [km] 222

Reţea reechipată [%] 65,2 Tabel 2.10.3.2-1. Date importante pentru reţele de distribuţie Reţelele de distribuţie au fost date în folosinţă în perioada 1960-1980. Lucrările de reechipare sunt realizate pas cu pas, în funcţie de posibilităţile financiare şi condiţiile de pe amplasament. Reabilitarea a început în 1990 cu partea cea mai afectată (ruginită) a reţelelor. Precum a fost menţionat în tabelul de mai sus, mai mult de 65 % din reţelele de distribuţie au fost reabilitate până în acest moment. Reabilitarea reţelelor de distribuţie este realizată în principal prin montarea conductelor pre-izolate în canalele existente. Canalele sunt parţial demontate, adică unii pereţi sunt demolaţi. Nu există un termen fixat pentru finalizarea lucrărilor de reechipare a reţelelor cu conducte pre-izolate. Unele prognoze arată că finalizarea acestor lucrări va avea loc în 2012 sau 2013. Cantitatea de apă adaos utilizată pentru operarea reţelelor indică calitatea tehnică şi gradul de degradare al reţelelor, precum şi progresul reabilitării. Figura 2.10.3.2-2 prezintă canitatea totală de apă adaos utilizată pentru reţele în ultimii trei ani. După cum se vede, cantitatea de apă adaos injectată a scăzut în fiecare an. Dezvoltarea este o consecinţă naturală a procesului de reabilitare în plină desfăşurare.

Figura 2.10.3.2-2: Total canitate de apă adaos utilizată în reţelele de termoficare în Timişoara.

Chiar dacă a fost reabilitată numai 20% din reţeaua de transport, Colterm a reuşit să micşoreze substanţial pierderile de apă. Rezultatele sunt consecinţa concentrării lucrărilor de reabilitare pe părţile cele mai afectate ale reţelelor.

675 587

432

465

368

344

0

200

400

600

800

1.000

1.200

2005 2006 2007

Apă de adaos pentru reţelele de termoficare (1000 m3/an)

Reţea transport Reţea distribuţie

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

100

2.10.3.3. Substaţiile de energie termică O substaţie normală în Timişoara este echipată cu tuburi schimbătoare de căldură pentru energie termică şi pentru apă caldă menajeră. Pentru a asigura suficienţa apei calde menajre la sarcina de vârf, există şi rezervoare pentru apă caldă menajeră. Pomparea este necesară pentru circularea apei calde pentru încălzire şi pentru recircularea unei cantităţi mici de apă caldă menajeră. Apa caldă menajeră este transportată consumatorilor prin presiunea de la reţeaua de apă caldă menajeră. Apa de adaos este injectată în reţeaua de distribuţie printr-o instalaţie constând în rezervoare pentru apă de adaos şi pompe de injecţie. În Timişoara un număr de 114 substaţii transferă căldură de la reţeaua de transport prin schimbătoarele de căldură. La nivelul oraşului, din cele 114 substaţii 68 au fost reabilitate în totalitate, inclusiv introducerea de schimbătoare de căldură şi pompe noi. Pentru alte substaţii, reabilitarea este realizată pas cu pas, potrivit unei strategii care consideră prioritate necesităţile majore (de exemplu înlocuirea schimbătoarelor de căldură sau a pompelor). Nu există un termen fixat pentru realizarea reabilitării şi progresul viitor depinde de resursele financiare puse la dispoziţie pentru lucrări. Automatizarea este practic inexistentă în substaţiile reechipate. Operarea şi întreţinerea substaţiilor consumă în mare parte forţă de muncă şi una din ţintele majore ce trebuie atinse prin modernizarea substaţiilor este reducerea semnificativă a forţei de muncă care va duce la reducerea costurilor de O&I pentru Colterm. Contribuţia principală la creşeterea eficienţei vine din introducerea controlului şi monitorizării de la distanţă a substaţiilor. Structura substaţiilor în Timişoara rămâne la fel şi după reabilitare, conceptul termo-dinamic este considerat a fi bun. Reechipările constau numai în schimbarea mărimii componentelor,pentru a evita supradimensionarea actuală şi pentru a înlocui echipamentele ineficiente (schimbătoare de căldură, pompe) vechi cu unele moderne. De asemenea, şi sistemul pentru recircularea apei calde menajere va fi reechipat. Calitatea izolaţiei în substaţiile care încă nu au fost reechipate este acceptabilă. Cu toate acestea, pentru că reechiparea implică înlocuirea conductelor, aproape toată izolaţia va fi înlocuită după reechipare.

2.10.3.4. Centrale locale de termoficare La nivel de oraş, 17 centrale de termoficare echipate cu cazane apă caldă cu ardere pe gaz produc energie termică pentru sisteme mai mici, sisteme insulă de termoficare. Cantitatea de căldură produsă în centralele locale de termoficare în ultimii trei ani este prezentată în Figura 2.10.3.4-1.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

101

Figura 2.10.3.4-1: Cantitate anuală de căldură produsă în centralele termice locale în Timişoara.

Trei din cele 17 centrale termice locale au fost modernizate în totalitate, inclusiv cazanele au fost înlocuite. În plus, au fost îmbunătăţite alte 11 centrale termice locale, inclusiv reechiparea cazanelor existente cu arzătoare noi şi instalarea de schimbătoare de căldură noi. Cele trei centrale termice rămase sunt reechipate pentru cogenerare de energie termică şi electrică prin instalarea de motoare cu gaz şi unităţi de recuperare de căldură. Una a fost încheiată (instalarea motorului) şi celelalte două se estimează că vor fi finalizate în 2008, motoarele fiind deja pe amplasament. 2.10.4. Instalaţiile consumatorilor Suprafeţele încălzite din clădiri (blocuri, locuinţe individuale, clădiri publice etc) sunt încălzite cu radiatoare dimensionate potrivit standardelor în vigoare. Sistemul intern de distribuţie de energie termica (pentru energie termică furnizată de substaţii sau de instalaţii de cazane locale cu ardere pe gaz) este un sistem de două conducte, cu distribuţie orizontală în subsolurile clădirilor sau din canalul de încălzire (canal conductă de beton) cu coloane verticale până la ultimul etaj. Legătura între sistemul de distribuţie de căldură şi reţeaua de distribuţie de energie termică este facuta direct cu sau fără supape de închidere. Acest punct reprezintă şi limita de proprietate între sistemul de termoficare şi instalaţiile în proprietatea asociaţiilor de proprietari. Contoarele de căldură sunt instalate la punctele de separare, astfel, fiecare clădire are propriul contor de căldură. Conductele orizontale de distribuţie din subsol sunt izolate cu vată minerală şi protejate cu placă de bitum, separat (conducte de alimentare şi de retur) sau împreună. Sistemul de distribuţie este echipat cu supape de evacuare utilizate în cazul unor reparaţii sau lucrări de instalaţie. Apa din instalaţie este evacuată în reţeaua existentă de canalizare. Caloriferele sunt alimentate cu apă caldă de sistemul vertical de două conducte din subsol (coloane). Coloanele nu sunt izolate şi sunt vizibile în spaţiile încălzite (nu sunt clădite în pereţi). Caloriferele sunt conectate prin conducte orizontale la coloanele de căldură. Majoritatea caloriferelor existente sunt fabricate din fontă (model vechi) sau oţel (model nou). Rezervoarele de aerare sunt instalate în partea superioară a clădirilor, aerul este eliminat prin supape de aerare.

Energie termică produsă în centralele termice locale (1000 GJ/an)

446 463

328

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2005 2006 2007

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

102

Întregul sistem de termoficare funcţionează pe debit constant. Caloriferele nu au supape de termostat ci doar supape pentru control manual, din care multe nu mai funcţionează. În plus, capacitatea reală de căldură a caloriferelor este în mod normal redusă cu 15-20% în comparaţie cu capacitatea proiectată din cauza unor sedimente de minerale sau noroi. Principalele conseciţe negative sunt următoarele:

• discomfort pentru locuitori din cauza temperaturilor fluctuante în zonele de locuit, • temperaturi de retur crescute care duc la o eficienţă mai mică la surse de producere a căldurii, • consum mare de căldură din cauza temperaturilor mai mari decât cele necesare în zonele de

locuit.

Conductele de încălzire sunt golite pe perioada sezonului de vară şi sunt reumplute înainte de începerea sezonului de încălzire. În majoritatea cazurilor, sistemul este reumplut cu apă netrată ceea ce duce la ruginire rapidă şi depunere de sedimente. În 2007, sistemul de termoficare a avur următorii consumatori: -89.845 locuinţe, -277 instituţii publice, -1006 servicii, -23 industrii. 10.6% din numărul total de consumatori au fost conectaţi la 17 sisteme insulă (centrale locale de canaze cu ardere pe gaz). 100% din consumatori sunt contorizaţi la nivel de clădire atât pentru apă caldă menajeră cât şi pentru căldură, în timp ce 100% din consumatori sunt contorizaţi individual pentru apă caldă menajeră iar 10% pentru căldură. Există următoarele puncte slabe în ceea ce priveşte instalaţiile consumatorilor:

• capacitate scăzută a caloriferelor (între 80-85% din capacitatea proiectată), • discomfort pentru locuitori din cauza temperaturilor fluctuante în zonele de locuit, • rugină şi sedimentare din cauza utilizării apei netratate pentru reumplerea instalaţiilor

consumatorilor (la începutul fiecărui sezon rece şi la fiecare reparare neplanificată a sistemului), • lipsa contoarelor individuale şi a sistemului de facturare pe bază de normă nu încurajează

masurile individuale pentru economisirea de energie şi duce la facturi necorespunzătoare, • majoritatea clădirilor cu mai multe etaje sunt vechi de mai mult de 20 de ani şi conductele

existente sunt în stare proastă ducând frecvent la reparaţii neplanificate.

2.10.5. Eficienţă energetică în clădiri România se numără printre ţările UE cu potenţial ridicat de a realiza economisire de energie la nivel de consumator. Consumul mediu de căldură (încălzirea spaţiului şi apă caldă menajeră) pentru clădirile din România pe an este de aproximativ 200 kWh/m2 în cazul clădirilor cu mai multe etaje. Această valoare este cu aproximativ 60-70% mai mare decât valorile similare din alte ţări UE 15 (Europa de Vest) amplasate în zone cu climat asemănător. Consumul ridicat de energie termică se datorează în principal:

• pierderilor mari de energie termică din cauza unei performanţe termice slabe a învelişului clădirii, • supra-consum din cauza lipsei de stimulente pentru economisirea de energie (contorizarea şi

facturarea consumului individual redus), • supraîncălzire din cauza lipsei supapelor de termostat, • consum excesiv de apă caldă menajeră din cauza lipsei recirculării apei calde menajere.

Tabelul 2.9-4 (Capitolul 2.9) a arătat consumul (apă caldă şi încălzire) pentru ultimii trei ani comparat cu mărimea suprafeţei încălzite a clădirilor conectate la sistemul de termoficare, exprimat şi sub formă de intensitate a căldurii (GJ/100 m2). Suprafaţa de clădire încălzită scade cu fiecare an. Descreşterea este rezultatul deconectărilor de la reţelele de termoficare. În plus, intensitatea căldurii a crescut cu aproximativ 12% în ultimii trei ani. Descreşterea intensităţii căldurii se datorează în principal diferenţelor climatice (iarna lui 2007 a fost mai

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

103

caldă decât cea a lui 2005). În afară de diferenţele climatice, o mică parte a declinului se datorează şi îmbunătăţilor clădirilor din punctul de vedere al eficienţei energetice şi modernizării substaţiilor. Intensitatea căldurii clădirilor conectate la sistemul de termoficare în Timişoara în 2007 (aproximativ 55 GJ/100 m2) este cu puţin mai mică decât media la nivel de ţară pentru anul 2005. Aceasta poate avea legătură în general atât cu fluctuaţiile de sezon/anuale şi condiţiile climatice. Cu toate acestea, intensitatea căldurii este cu mult peste media pentru ţările membre UE cu condiţii climatice similare. Este clar că există un potenţial pentru realizarea de economisire privind energia la nivel de clădire.

O reducere cu 41,5% a intensităţii în perioada de planificare, după cum este prevăzut în Strategia Energetică Naţională pentru România este o ţintă realistă.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

Atasament: 05_Chapter_2_I_Timisoara_RO.pdf

18

2.Analiza situaţiei curente 2.1. Rezumat Capitolul 2 prezintă o analiză detaliată a situaţiei curente a sectorului termoficare în Timişoara. Însumează toate datele de bază relevante pentru proiecţiile curente, concentrându-se asupra datelor socio-economice cheie, precum dezvoltarea economică şi a populaţiei, resurse energetice şi necesar de căldură. Se descrie zona proiectului, inclusiv infrastructură şi mediu. În capitolul 2.6 se descrie o evaluare detaliată a cadrului legal şi instituţional. În capitolul 2.10 se descrie detaliat sistemul de termoficare cu componentele lui: producerea, transportul şi distribuţia căldurii. Pe baza datelor prezentate sunt centralizate concluziile referitoare la deficienţele actuale ale sistemului de termoficare. 2.2. Zona proiectului

Judeţul Timiş este localizat în partea de sud-vest a României, în Regiunea de Dezvoltare Vest, stabilită în 1998. Precum celelalte 7 regiuni de dezvoltare (prezentate în figura de mai jos), Regiunea de Vest nu are puteri administrative. Rolurile principale ale acestor regiuni sunt: coordonarea proiectelor de dezvoltare regională şi absorbţie a fondurile comunitare. Arad, Caraş-Severin, Hunedoara şi Timiş sunt cele patru judeţe incluse în Regiunea de Dezvoltare de Vest.

Figure 2.2-1: Regiunile de dezvoltare din România Judeţul Timiş are o suprafaţă totală de 8,697 km2 învecinat la sud cu judeţul Arad, judeţul Hunedoara la est, judeţul Caraş-Severin la sud-est, Serbia la sud-vest şi Ungaria la nord-vest.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL
Romania's Develop Regions / RDA: 6 “ North Eastern Region South-Eastern Region South Muntenia Region South Western Region Western Region North Western Region Centre Region Bucharest lfov Region EA DOLJ

19

Regiunea: Banat

Reşedinţă de judeţ: Timişoara

Populaţia judeţului: •Total: •Densitate:

locul 8 în Romania 659,512 locuitori 76 locuitori/km²

Suprafaţă: •Total:

locul 1 în Romania 8,697 km²

Judeţul Timiş include 10 oraşe (Timişoara, Lugoj, Sânnicolau Mare, Jimbolia, Buziaş, Făget, Deta, Gataia, Recaş şi Ciacova) şi 88 comune.

Figure 2.2-2: Hartă cu localizarea Judeţului Timiş în România Oraşul Timişoara este capitala administrativă şi cel mai mare oraş din judeţul Timiş. Este străbătut de râurile Bega şi Timiş, are o suprafaţă totală de 130.5 km2 şi aproximativ 303.640 locuitori (anul 2005). Oraşul este străbătut de drumurile europene E70 şi E671 ce leagă Timişoara de Lugoj, Moraviţa, Arad şi Reşiţa. Timişoara este legată rutier cu Serbia şi Ungaria. Aeroportul internaţional şi căile ferate asigură legătura naţională şi internaţională cu oraşul.

judeţul Timis

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

20

Figura 2.2-3: Harta judeţului Timiş 2.3. Caracteristici naturale 2.3.1. Mediu Prezentare generală Oraşul Timişoara este localizat la aprox. 550 km de Bucureşti, 170 km de Belgrad şi 300 km de Budapesta, la următoarele coordonate: 450 47’N, 21017’E.

Economie În ultimii ani Timişoara a cunoscut o creştere economică majoră datorată investiţiilor externe în special în industria tehnologiilor de vârf. Printre marile companii stabilite în judeţ se numără: Continental (producţia de anvelope), Solectron (electronice şi telefonie mobilă), Draxlmaier (componente pentru BMW), Linde Gas (furnizor de gaze tehnice), Procter & Gamble (producător de detergenţi), Nestle (producător de dulciuri). Zone protejate În judeţul Timiş s-au format 19 rezervaţii naturale ce însumează un procent de 0.76% din totalul suprafeţei judeţului. Conform dispoziţiei Consiliului Judeţean şi a Legii 5/2000, rezervaţiile naturale sunt protejate pentru următoarele scopuri:

1. Lunca Poganişului (rezervaţie naturală botanică - 75,50 ha) 2. Movila Sisitak (rezervaţie naturală botanică - 0,5ha) 3. Mlaştinile Satchinez (rezervaţie naturală ornitologică - 236 ha) 4. Beba Veche (rezervaţie naturală ornitologică - 2187 ha) 5. Mlaştinile Murani (rezervaţie naturală ornitologică - 200ha) 6. Pădurea Cenad (rezervaţie naturală forestieră - 279ha) 7. Arboretumul Bazos (rezervaţie naturală forestieră - 60ha) 8. Pădurea Bistra (rezervaţie naturală forestieră - 19,90ha) 9. Pădurea Dumbrava (rezervaţie naturală forestieră - 310ha) 10. Pădure-parc Buziaş (areal protejat mixt- 25,16ha) 11. Insula Mare Cenad (areal protejat mixt - 3ha) 12. Insulele Igriş (areal protejat mixt - 3ha) 13. Sărăturile Diniaş (rezervaţie naturală pedologică - 4ha) 14. Locul fosilifer Radmăneşti (rezervaţie naturală paleontologică - 4ha)

oraşul Timisoara

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

21

15. Pajiştea cu narcise Bateşti (rezervaţie naturală botanică - 20ha) 16. Parcul Botanic Timisoara (rezervaţie botanică ştiinţifică - 8ha) 17. Parcul Banloc (rezervaţie ştiinţifică mixtă - 8ha) 18. Lacul Surduc (areal protejat mixt - 362ha) 19. Lunca Muresului (Parc Natural Inferior- 3158 ha)

Din suprafaţa totală de 17.166 ha a Parcului Natural Inferior Lunca Mureşului, 3158 ha sunt situate în judeţul Timiş, inclusiv diferite suprafeţe protejate. În 2006 Parcul Natural Lunca Mureşului a fost declarat sit RAMSAR- suprafaţă umedă de importanţă internaţională. Starea de conservare a zonelor protejate menţionate mai sus este foarte bună. În concordanţă cu dispoziţiilor Ordinului nr. 1964/2007, ce stabileşte regimul zonelor naturale protejate şi zonele de importanţă comunitară ca parte integrată a Reţelei Europene Natura 2000 în România, au fost identificate următoarele zone aparţinând judeţului Timiş:

o ROSCI0064 Defileul râului Mureşul Inferior o ROSCI0108 Lunca Mureşului Inferior o ROSCI0109 Lunca Timişului o ROSCI0115 Mlaştina Satchinez o ROSCI0250 lRegiunea Pădurenilor

În judeţul Timiş, ca parte a reţelei ecologice Narura 2000 în România, în concordanţă cu dispoziţiile H.G. nr. 1284/2007, au fost identificate următoarele zone avifaunistice speciale protejate:

o ROSPA0047 Hunedoara Timişana o ROSPA0069 Lunca Mureşului Inferior o ROSPA0078 Mlaştina Satchinez o ROSPA0079 Mlaştinile Murani o ROSPA0095 Pădurea Macedonia

Dispoziţiile legale pentru planuri şi programe cu privire la Evaluarea Impactului asupra Mediului (EIA), vor fi aplicate pentru toate planurile, proiectele şi programele ce vor fi implementate în cadrul zonelor protejate precum şi în vecinătatea acestora. 2.3.2. Clima Timis County has a moderate temperate continental climate, characteristic for the South Eastern part of the Panonic Plain, with Mediterranean and oceanic influences. The annual average temperature ranges between 10 to 11˚C in the meadow, 9– to 10˚C in the hills and 4 to 7˚C in the mountain area.

Data regarding the average, maximum and minimum temperature as well as the annual rainfalls are registered in 5 meteorological stations in Timis County (Banloc, Jimbolia, Lugoj, Sannicolau Mare and Timisoara). The data presented below are provided by the National Meteorology Administration.

Judeţul Timiş are o climă temperat continentală moderată, caracteristică părţii sud-estice a Câmpiei Panonice, cu influenţe mediteraneene şi oceanice. Valorile medii de temperatură anuale se menţin între 10-110 C în luncă, 9-100 C în zona dealurilor şi 4-70 C în zona muntoasă.

Datele referitoare la temperaturi medii, maxime şi minime precum şi valorile cantităţilor de precipitaţii sunt înregistrate în 5 staţii meteorologice aflate în judeţul Timiş (Banloc, Jimbolia, Lugoj, Sânnicolau Mare şi Timişoara). Cifrele prezentate mai jos sunt furnizate de Agenţia Naţională de Meteorologie.

Temperatură medie (oC)

Temperatură maximă (oC)

Temperatură minimă (oC)

Cantitate de precipitaţii

(l/m2) normală 2007 absolută 2007 absolută 2007 normal 2007

10.6 12.4 41.1 24.VII.2007

41.1 24.VII.2007

- 35.3 24.I.1963

- 6.7 19.XII.2007

591.4 649.2

Cantităţile de precipitaţii cresc semnificativ pe perioada primăverii şi a verii.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

22

Direcţia predominantă a vântului este vest (îndeodebi nord-vest pe perioada verii şi sud-vest pe perioada iernii). În tabelul de mai jos se prezintă frecvenţa vântului (%) pe direcţiile principale:

Direcţiile principale Ale vântului

N

NE

E

SE

S

SV

V

NV

Calm

Frecvenţa vântului (%)

12,9

10,3

21,5

9,0

11,7

3,8

10,8

9,9

10,1

Calitatea aerului din Timişoara este afectată de un vânt cu viteză redusă ce se manifestă destul de des, astfel împiedicând împrăştierea poluanţilor. Oraşul Timişoara are aceeaşi climă temperat continentală moderată şi beneficiază de o cantitate de precipitaţii mai mare decât alte oraşe din Câmpia Română. 2.3.3. Peisaj şi topografie Timişoara este localizată în partea de sud-est a Câmpiei Panonice, în timp ce municipalitatea o situează din punct de vedere topografic în Câmpia Română. Altitudinea cea mai înaltă, localizată în partea de nord-est, este de 95 m, iar cea mai scăzută de 84 m. Banatul este o regiune cu numeroase centre seismice grupate in doua zone principale: Una in partea de sud-est si cealalta in aproperea Timisoarei. Desi este un centru seismic destul de activ, cu numeroase cutremure, au fost inregistrate doar cateva cu o magnitudine mai mare de sase grade pe scara Richter. 2.3.4. Calitatea mediului înconjurător Calitatea Aerului Calitatea aerului din Timişoara este monitorizată de APM Timiş în cadrul a 3 staţii de monitorizare permanentă, una de tip urban şi două de tip industrial, după cum urmează:

1. O staţie urbană de monitorizare permanentă situată în centrul oraşului monitorizează următorii parametrii: SO2, NO2, 03 folosind dispozitiv de analizare automat şi NH3 şi PM10 prin recoltare manuală de probe şi analiză ulterioară în laborator. În timpul anului 2007 nu s-au înregistrat depăşiri ale valorilor limită (LV/) de concentraţii maxime admisibile (MAC).

2. În partea de sud-est a oraşului o staţie industrială de monitorizare ce monitorizează impactul asupra calităţii aerului a societăţilor: S.C. Azur S.A., S.C. Detergenţi S.A., S.C. Spumotim S.A., S.C. Begachim S.A., S.C. Agatex S.A.

3. În partea de sud a oraşului o staţie industrială de monitorizare (Calea Şagului) monitorizează impactul asupra calităţii aerului a activităţii principalilor poluatori: S.C. Colterm CET SUD şi SC Pro Air Clean SRL (activitate de incinerare a deşeurilor periculoase).

Tabelul prezentat mai jos prezintă datele procesate din monitorizarea calităţii aerului în anul 2007 în cadrul staţiei industriale de monitorizare a impactului a S.C. Colterm CT SUD. Nu au fost inregistrate depăşiri ale LV/MAC.

Concentraţie [mg/m3] Tipul staţiei

Poluant

Nr. de eşantioane Medie

anuală

Maximă zilnică

LV/MAC *

Frecvenţa de depăşire

a MAC %

SO2 187 0,0024 0,025 MAC anual – 0,06 mg/m3

MAC 24 ore - 0,25 mg/m3

0

NO2 188 0.010 0,068 LV24 ore = 250 µg/m 3

LV anual = 50 µg/m 3

0

Industrial (Calea Şagului)

NH3 177 - 0,099 MAC anual = 0,1 mg/m3

0

*) LV – valori limită în conformitate cu Ordinului Ministerial 592 / 25/06/2002 MAC – concentraţii maxime admisibile conform prevederilor STAS 12574-87- Condiţii de calitate a aerului în zone protejate

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

23

Rezultatele obţinute din activitatea de monitorizare din anul 2007 arată că s-au înregistrat repetate depăşiri ale limitei pentru pulberi în Timişoara. Concentraţiile de sulf şi azot anuale, pe lună şi pe oră nu au depăşit valorile limită în cursul anului 2007. Valorile concentraţiilor pentru amoniac înregistrate în partea de sud a oraşului au fost apropiate MAC inclus în STAS 12574-87. Concentraţiile de ozon măsurate în centrul oraşului nu au depăşit valorile propuse (120 µg/m3). Calitatea apei Ape de suprafaţă Din punct de vedere hidrologic judeţul Timiş aparţine bazinului Bega-Timiş. Judeţul are o reţea hidrologică bogată incluzând râuri, lacuri şi mlaştini. Cu excepţia râurilor Bega şi Timiş toate celelalte râuri seacă în mod natural pe timpul verii Albia principală de râu este Bega, afluent al râului Tisa. Izvorăşte din Munţii Poiana Ruscă şi este amenajat; în aval de Timişoara şi până la legătura cu Tisa este amenajat pentru transport fluvial (115 km). Calitatea apelor de suprafaţă este monitorizată de Direcţia Apelor Banat în 22 de secţiuni, din care 4 sunt pentru inspectarea calităţii cursului apelor râului Bega. Evaluarea situaţiei ecologice şi chimice a apei este făcută în concordanţă cu prevederile Ordinului 161/2006 pentru aprobarea normelor de clasificare a apelor de suprafaţă, cu scopul de a stabili situaţia ecologică, în corelaţie cu rezultatele analizei chimic şi biologice. În tabelul de mai jos se prezintă calitatea apei a cursurilor majore de apă din bazinul Bega-Timiş în 2007

Lungime, km Nr Cursul de apă

Porţiune TOTAL I II III IV V

1 Bega 170 - 136 34 - - 2 Hauzeasca Izvoare – legătură cu Riu 9 9 3 Cladova Izvoare – legătură cu Bega 19 19 4 Saraz Izvoare – legătură cu Glavita 27 27 5 Biniş Izvoare – legătură cu Glavita 19 19 6 Bega Veche Izvoare – frontieră de stat 100 100 7 Apa Mare Izvoare – legătură cu Bega Veche 73 73 8 Canal Bega

Veche Izvoare – legătură cu Bega Veche 35 35

9 Timis 150 50 100 - - - 10 Nadrag Izvoare – legătură cu Timis 31 31 11 Spaia Izvoare – legătură cu Timis 17 17 12 Surgani Izvoare – legătură cu Timis 31 31 13 Poganis Limită de judeţ – legătură cu Timis 34 34 14 Lanca Birda Izvoare – legătură cu Timis 51 51

15 Barzava Limită de judeţ – frontieră de stat 39 39

16 Birdanca Izvoare – legătură cu Barzava 22 22 17 Moravita Izvoare – frontieră de stat 46 46 TOTAL bazin BEGA –TIMIS 873 186 247 396 53 -

Potrivit analizei generale a calităţii apei în secţiunile monitorizate, luând în considerare parametrii specifici de calitate (regimul de oxigen, conţinutul de fosfaţi şi azotaţi, salinitate, poluanţi toxici specifici, etc.), calitatea apei în judeţul Timiş se încadrează în clasele I-IV

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

24

Calitatea apei în lacurile artificiale din bazinul Bega-Timiş (Surduc şi Murani) este monitorizată în concordanţă cu programul naţional de monitorizare elaborat de Agenţia Naţională Apele Române. Evaluarea generală a calităţii apei în lacuri din anul 2007, în concordanţă cu prevederile Ordinului Ministerial nr. 161/2006, este mezotrofă pentru Lacul Surduc şi eutrofă pentru Lacul Murani. Apa de suprafaţă Direcţia Apelor Banat efectuează supravegherea variaţiei de nivel şi a calităţii apelor de suprafaţă din bazinul Bega-Timiş prin monitorizarea a 169 foraje. Pentru evaluarea calităţii apei, s-au comparat rezultatele analizelor cu concentraţiile maxime admisibile (MAC), în concordanţă cu Legea nr. 458/2002 modificată şi completată prin Legea nr. 311/2004. În 2007 s-au înregistrat depăşiri ale valorilor limită a poluării apelor de suprafaţă pentru următorii parametrii: compuşi organici analizaţi ca şi consum chimic de oxigen (COD), amoniac, fosfaţi şi nitraţi. Motivele acestor depăşiri ar putea fi:

• s-a deversat apă uzată menajera netratată corespunzător în cursurile de apă; • reţea de canalizare insuficientă în localităţi; • s-au produs infiltraţii din canale de desecare, accidentale sau din cauza faptului că au fost folosite

ca recipiente ale apelor uzate deversate de către fermele de animale • evacuarea/folosirea iraţională de către fermieri a îngrăşămintelor şi a pesticidelor • poluarea generată de agricultura agresivă în ultima decadă • depozit de deşeuri pe o locaţie necorespunzătoare

Calitatea apei în straturile acvifere adânci se monitorizează în 30 de foraje. S-au înregistrat depăşiri ale valorilor limită pentru amoniac, substanţe organice şi manganate iar calitatea apei este în general slabă. În bazinul Banat Un procent de 43,5% din totalul apei furnizate în Banat este asigurată de foraje la adâncime medie şi foarte mare.

Calitatea solului În judeţul Timiş s-au înregistrat 700.477 ha ca suprafaţă cultivată. Poluarea solului datorate activităţilor umane este o consecinţă a deversărilor industriale şi menajere incontrolabile şi din cauza îngrăşămintelor. Sursele principale de poluare în judeţul Timiş sunt marile depozite de îngrăşământ şi depunerile de la fermele de porci care au aparţinut S.C. COMTIM S.A. Timişoara. Fermele de creştere accelerată a animalelor generează probleme ecologice serioase datorită concentraţiilor înalte ale reziduurilor digestiv-metabolice rezultate, care ajung în apele utilizate având un potenţial de poluare ridicat pentru ecosistemele din împrejurimi.

Alte activităţi care pot produce poluarea solului:

• evacuarea necorespunzătoare a deşeurilor menajere urbane şi rurale; • tratamente de protecţie a culturilor (folosirea produselor fito-sanitare cu un grad ridicat de

toxicitate, supradozajul îngrăşămintelor chimice); • evacuarea necorespunzătoare a deşeurilor şi a reziduurilor generate de activităţile industriale din

localităţile judeţului Timiş, în mod special în oraşele Timişoara şi Lugoj. Degradarea solului este un proces complex ce implică factori numeroşi, eroziunea având un rol important. Fenomenul de eroziune naturală şi antropică poate fi observat în zona dealurilor şi a podişurilor. 2.3.5 Zone sensibile În Timişoara s-au identificat următoarele zone sensibile din punct de vedere ecologic:

A. Zone cu risc ridicat al poluării aerului Sursa principală de poluare precum şi principalii poluatori din Timişoara sunt prezentaţi în tabelul următor.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

25

Operator Activitate principală Sursă de poluare specifică SC LINDE GAZ ROMÂNIA SRL,

Industria chimică- îmbutelierea gazelor

CO2; SO2 ; NOx Compuşi organici volatili fără metan CH4; CO; N2O ; praf; Hg

SC DETERGENŢI SA,

Industria chimică – producţie de detergenţi

CO2; SO2 ; NOx Compuşi organici volatili fără metan CH4; CO;N2O ; praf

SC AZUR SA,

Industria chimică –vopsele şi pigmenţi

VOC; SO2; NO2 ; CO; praf

SC BEGA CHIM SA

Industria chimică CO2 ; SO2 ; NOx; Compuşi organici volatili fără metan ; ; CH4; CO;N2O ; praf t; Hg

SC COLTERM SA

Instalaţii mari de ardere SO2; NO2; CO; praf

SC COLTERM SA

Instalaţii mari de ardere SO2; NO2; CO; praf

După o analiză a rezultatelor obţinute din monitorizarea sctivităţii în anul 2007, se observă că s-au înregistrat depăşiri frecvente a nivelului de pulberi în zona Timişoarei. Valoarea medie anuală pentru pulberi PM10 măsurată în centrul oraşului în anul 2007 este mai mare cu 126,46% decât valoarea limită. Valoarea medie anuală pentru pulberi măsurată în în zona industrială este mai mare cu 102,67% decât MAC (STAT 12574-87). Valoarea particulelor de praf măsurată în centru şi în zonele industriale ale oraşului au depăşit concentraţiile maxime admisibile (MAC) cu 311,23% (STAS 12574-87). B. Zone ale cursurilor de apă cu risc de poluare

Sursa principală de poluare a cursurilor de apă este Uzina de tratare a apelor menajere din Timişoara aflată sub administrarea R.A. Apă Canal AQUATIM Timişoara. Debitul de apă menajeră netratată corespunzător ce se deversează în râul Bega este de 1630l/s. S-au înregistrat depăşiri ale concentrărilor poluante pentru: substanţe în suspensie, compuşi organici (măsurat ca BOD), amoniu şi fenoli. C. Zone de sol şi apă de suprafaţă cu risc de poluare Zonele critice în care se depăşesc sever limitele maxime admisibile pentru compuşi organici, amoniu, mangan,fosfat (în concordanţă cu prevederile Legii 311/2004) sunt în următoarele bazine de râuri:

- BH BEGA: Pe canalul Bega, secţiunea Balint- datorită lipsei sistemului de canalizare şi a folosirii

îngrăşămintelor chimice; În aval de Timişoara, pe canalul Bega până la frontiera de stat- unde se observă o

poluare răspândită . - BH TIMIS:

Pe râul Timiş- datorită sistemului de canalizare insuficient dezvoltat şi datorită lipsei instalaţiei de tratare a apelor utilizate.

- BH BÂRZAVA: Pe râul Bârzava- din cauza poluării de la fostele ferme de animale şi păsări.

- BH BEGA VECHE: Prima secţiune a râului Bega şi afluenţii săi- din cauza poluării generate de activităţi

intense de creştere a porcilor în ultima decadă. Un total de 6615 ha din judeţul Timiş este serios deteriorată de procesele de eroziune cauzate de activităţile umane. Aceste zone au fost propuse pentru a fi reabilitate ecologic. Activităţile umane precum şi depozitarea necontrolată a deşeurilor industriale şi menajere au fost principalele cauze ale poluării.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

26

2.4. Infrastructură Transport Accesul către CET Timişoara se poate face rutier sau feroviar. Transportul petrolului şi a cărbunilor se face în general pe cale ferată dar există posibilitatea aprovizionării pe cale rutieră. Accesul către CET Centru se face prin strada Episcop Joseph Lonovici şi către CET Sud prin Calea Şagului. Accesul către depozitul de zgură şi cenuşă se face printr-un drum comunal prin satul Utvin. Apa CET Centru Apa potabilă este asigurată din reţeaua de aprovizionare a AQUATIM Timişoara. Apa brută este asigurată din canalul Bega şi se foloseşte pentru acoperirea pierderilor de apă din sistemul de termoficare, după pre-tratare şi dedurizare. Apa menajeră provenită din activităţile domestice este deversată în reţeaua de canalizare a oraşului. Apa utilizată în domeniul tehnic care nu necesită prelucrare este deversată în canalul Bega. Restul de apă este pretratată şi apoi deversată în reţeaua de canalizare a oraşului. CET Sud Apa potabilă este asigurată de reţeaua de apă a oraşului AQUATIM Timişoara şi dintr-un puţ de o adâncime de 120 metri. Apa brută este asigurată de canalul Bega. Apa brută este folosită de CET Sud pentru evacuarea fără aer a zgurei şi a cenuşei, pentru instalaţia de tratare a apei, după cum se descrie mai jos şi pentru protecşia împotriva incendiilor.

Apă brută din canalul Bega este asigurată prin contract de către Administraţia Naţională a Apelor Române.

Apă brută din canalul Bega

Evacuarea fără aer a zgurei şi a cenuşei

Instalaţia de tratare a apei

Apă demineralizată - recuperare a pierderilor rezultate din circuitul apă-aburi şi a cazanelor cu apă caldă, precum şi din aburi necondensaţi ce nu revin de la utilizatori

Apă dedurizată - recuperare a pierderilor din sistemul de termoficare, răcirea condensatoarelor turbinelor şi a circuitelor de răcire

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

27

Apa potabilă este furnizată de reţeaua de apă a oraşului pe o bază contractuală. Apa potabilă este folosită pentru furnizarea apei calde de robinet şi pentru recuperarea pierderilor din reţeaua de termoficare a instalaţiilor de termoficare locale. Apa menajeră utilizată în activităţi casnice este deversată în reţeaua de canalizare a oraşului. Apa pluvială este colectată printr-o reţea separată şi deversată în canalul Bega. Apa industrială uzată care nu necesită tratament este deversată în canalul Bega. Restul este pretratată şi deversată în reţeaua de canalizare a oraşului. Deşeuri solide Deşeurile solide rezultate din arderea cărbunilor se amestecă cu apa în proporţie de 1:1 şi pompată într- un depozit de zgură şi cenuşă apropiat. Depozitul de cenuşă şi zgură este situat la 6 km sud-vest de CET Sud, în apropiere de satul Utvin, Comuna Sânmihaiul Roman. Energia electrică şi gaze naturale Energia electrică produsă este folosită (pentru toate punctele de consum în instalaţii şi reţele operate de către CET Timişoara: instalaţii CHP, staţii de pompare din cadrul reţelei de transport, substaţii ce includ pompe pentru circulaţia în reţelele de distribuţie, instalaţii locale de termoficare). În perioadele în care cantitatea de energie electrică produsă nu este suficientă pentru nevoile interne, se cumpără energie electrică de la Electrica Enel-Banat. În perioadele în care există producţia de energie electrică depăşeşte nevoile interne ale Colterm, aceasta se vinde către Electrica Enel-Banat sau direct către utilizatori. Surplusul de energie electrică produs de CET Timişoara poate acoperi doar o mică parte a consumului de energie electrică a oraşului. Gazul natural este furnizat CET Timişoara pe bază de contract de către E.ON Gaz România. Gazul trebuie furnizat prin reţeaua oraşului de distribuţie a gazului , iar preţul include o taxă de distribuţie. Termoficare Colterm Timişoara administrează două tipuri de sisteme de termoficare:

• Sistemul principal, furnizat de CET Centru şi CET Sud • Sistemul celor 17 „insule”, prin instalaţiile de termoficare locale

2.5. Evaluarea socio-economică 2.5.1.Profilul socio-economic al României Prima parte a sub-secţiunii prezente include o scurtă privire de ansamblu a dezvoltarii macro-economice recente, urmată de o descriere a veniturilor gospodăreşti şi a cheltuielilor. A doua parte prezintă o privire de ansamblu asupra situaţiei economice a regiunii ţintă. Profilul macro-economic România este ţară membră a Uniunii Europene din 2007. O privire de ansamblu asupra situaţiei demografice este furnizată în Tabelele 2.5.1-1, 2.5.1-2 şi 2.5.1-3.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

28

Tabel 2.5.1-1: Populaţia României , 1995, 2000 and 2005, total şi pe categorii de gen. 1 iulie, anul Totalul populaţiei,

milioane masculin, % feminin, %

1995 22,7 49,0 51,0

2000 22,4 48,9 51,1

2005 21,6 48,8 51,2

Sursă: Anuarul Statistic al României 2006, www.insse.ro, Tabel 2.1. Tabel 2.5.1-2: Populaţia României, 1995, 2000 and 2005, total şi pe categoria zonelor 1 iulie, anul Totalul populaţiei,

milioane Urban, % Rural, %

1995 22,7 54,9 45,1

2000 22,4 54,6 45,4

2005 21,6 54,9 45,1

Sursă: Anuarul Statistic al României 2006, www.insse.ro, Tabel 2.2. Tabel 2.5.1-3: Populaţia României, 1995, 2000 and 2005, total şi pe categoria grupelor de vârstă. 1 iulie, anul Totalul populaţiei,

milioane 0-14 ani, milioane 15-59 ani old,

milioane 60 ani şi mai mult,

milioane

1995 22,7 4,6 14,0 4,1

2000 22,4 4,1 14,3 4,0

2005 21,6 3,4 14,1 4,2

Sursă: Anuarul Statistic al României 2006, www.insse.ro, Tabel 2.3. România are o poluaţie de 21,6 milioane persoane cu o împărţire în funcţie de gen aproximativ egală, şi o distribuţie de 55:45 a populaţiei urbane şi rurale. În timp ce 3,4 milioane de români au sub 15 ani, 4,1 milioane au 60 de ani sau mai mult, 14,1 milioane locuitori au între 15 şi 59 de ani. În 2007 forţa de muncă a fost de 9,4 milioane, iar rata şomajului a fost de 6,4% din forţa de muncă1.

Tendinţele actuale ale Produsului Intern Brut (PIB) şi a PIB/locuitor sunt ilustrate în Tabelul 2.5.1-4, unde este prezentată de asemenea paritatea puterii de cumpărare în PIB/locuitor. Tabel 2.5.1-4: Produsului Intern Brut (PIB) şi a PIB/locuitor, 2002-2007.

Total populaţie, milioane

PIB preţuri curente,

RON miliarde

PIB/locuitor, preţuri actuale, RON/locuitor

Rată schimb RON/USD

Rată schimb RON/EUR

PIB/locuitor, preţuri actuale,

USD/locuitor

PIB/locuitor, preţuri actuale,

EUR/locuitor

1 2 3 =2/1 4 5 6=3/4 7=3/5 2002 21,795 151,5 6.950 3,31 3,13 2.100 2,220 2003 21,734 197,6 9.106 3,32 3,76 2.738 2.422 2004 21,673 246,4 11.372 3,26 4,05 3.487 2.804 2005 21,624 288,0 13.333 2,91 3,62 4.577 3.683 2006 21,581 344,5 15.963 2,81 3,52 5.680 4.535 2007 21,538 404,7 18.736 2,44 3,34 7.701 5.610

PIB/locuitor, PPC PIB/locuitor,

PPC PIB/locuitor,

PPC

1 (Comisia Nationala de Prognoza, Prognoza de Primavara, PROIECŢIA PRINCIPALILOR INDICATORI MACROECONOMICI PENTRU PERIOADA 2008 – 2013, 27 March 2008).

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

29

8=9*4 9 10=9*4/5 2007 27.784 11.387 8.319

Surse: l Coloana 1: Anii 2002-2005: Anuarul Statistic al României, 2006, Tabel 2.1; 2006-2007: Estimări. Coloana 2: Anii 2002-2005: Anuarul Statistic al României 2006, Tabel 11.3; 2006-2007: Banca Naţională a României, Buletin lunar 2/2008, p.16. Coloanele 4 and 5: Banca Naţională a României. Coloana 9: IMF World Economic Outlook Database – Aprilie 2008. Notă: PPC = Paritatea puterii de cumpărare.

În 2007 PIB-ul a atins 404 miliarde RON, sau 166 miliarde USD, sau 121 miliarde EUR. Astfel, PIB- ul/locuitor în 2007 a fost 18.700 RON (7.700 USD, 5.600 EUR) în preţurile actuale. În termeni ai parităţii puterii de cumpărare, PIB-ul/locuitor în 2007 a fost estimat la 27.800 RON (11.400 USD, 8.300 EUR), luând în considerare relaţia dintre venituri şi cheltuieli, ceea ce arată faptul că veniturile româneşti au o putere de cumpărare mai mare cu 50% decât valoarea de piaţă. România are o bază industrială largă: industriile majore sunt fierului, oţelului, metalelor neferoase, chimică, prelucrarea produselor alimentare, maşinilor şi transporturilor de echipamente, electronică, construcţiilor, mobilei şi a altor produse din lemn, construcţii nautice şi restaurare, mori de vânt, faramaceutică, a echipamentelor medicale, textile şi încălţăminte, asamblare auto, minieră, materialelor de construcţii, rafinării petrolului şi a tehnologiei informaţiei2. Tabel 2.5.1-5 ilustrează tendinţele actuale în creşterea reală şi inflaţie. Table 2.5.1-5: Creşterea PIB,inflaţiei, creşterea reală 2002-2007. Creşterea reală a PIB,

% p.a. Rata inflaţiei la

preţurile de consum, % p.a.

2002 5,1 22,5

2003 5,2 15,3

2004 8,4 11,9

2005 4,1 9,0

2006 7,7 6,6

2007 6,0*) 5,0

Surse: 2002-2006: The Economist Intelligence Unit, profil de ţară, România. 2007: Statistici (surse din INS, Institutul Naţional de Statistică). *) estimări.

În ultimii ani economia României a cunoscut o creştere anuală de aproximativ 6% pe an, în timp ce de la începutul anului 2000, inflaţia a fost redusă de la aproximativ 20% la 5% În tabelul 2.5.1-6 sunt prezentate sursele şi folosirea PIB-ului. Table 2.5.1-6: Surse şi utilizări ale PIB, 2006. Surse % din total Utilizări % din total

Agricultură/Industria forestieră 9,1 Consum privat 78,8

Industrie 34,9 Consum public 9,1

Servicii 56,0 Investiţii fixe brute 24,2

Total surse 100,0 Total utilizare internă 112,1

Export de bunuri şi servicii 32,4

Import de bunuri şi servicii -44,5

Importuri ce depăşesc exporturi 12,1

Sursa: Economist Intelligence Unit, profil de ţară, România

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

30

Îm 2006, majoritatea veniturilor interne au provenit din servicii (56%), urmate de manufacturi (35%) şi agricultură (9%). În ceea ce priveşte domeniul utilizărilor, consumul privat a atins 79% din PIB, consumul public 9% şi investiţiile 24% din PIB. Astfel, utilizarea internă a inclus 112% din PIB, i.e. ţara a cheltuit cu 12% mai mult decât a produs intern. Acest fapt s-a reflectat în faptul că importurile au depăşit exporturile- 44% faţă de 32%, arătând că există o intrare de resurse în România. Germania (15,2%), Italia (14,6%), China (7,9%) şi Rusia (6,5%) sunt cei patru cei mai mari importatori în România, în timp ce România exportă în mod special în Italia (17,9%), Germania (15,7%), Turcia (7,7%) şi Ungaria (7,5%)2. Dezechilibrul macro-economic este investigat mai departe în tabelul 2.5.1-7 axându-se pe dezechilibrul extern Tabel 2.5.1-7: Balanţa externă a economiei României, 2003-2008. Importuri

nete (-)

Servicii Venituri Transferuri curente

Deficit de cont curent

(-)

Investiţii externe directe (FDI)

Creştere în

datoria externă

(+)

Datorie externă totală

EUR mld pe an

EUR mld pe an

EUR mld pe an

EUR mld pe an

EUR mld pe an

EUR mld pe an

EUR mld pe an

EUR mld la sfârşit

de an 2003 -4,0 0,1 -1,2 2,0 -3,1 1,9 x 15,9

2004 -5,3 -0,2 -2,5 3,0 -5,1 5,1 5,8 21,7

2005 -7,8 -0,3 -2,3 3,6 -6,9 5,2 2,9 24,6

2006 -10,2 0,0 -3,2 4,8 -10,2 9,0 4,0 28,6

2007 -16,9 0,3 -4,4 4,9 -16,9 7,1 8,1 36,7

EUR mld pe

trimestru

EUR mld pe

trimestru

EUR mld pe

trimestru

EUR mld pe

trimestru

EUR mld pe

trimestru

EUR mld pe trimestru

EUR mld pe

trimestru

EUR mld pe

sfârşit trimestru

2007 Q1 -3,5 0,3 -1,0 1,1 -3,2 1,3 6,5 38,3

2007 Q2 -4,3 -0,1 -1,4 1,1 -4,6 1,7 -6,7 31,6

2007 Q3 -4,0 0,0 -1,3 1,7 -4,0 2,0 2,3 33,9

2007 Q4 -5,8 0,1 -0,7 1,0 -5,1 1,9 2,8 36,7

2008 Q1 -3,8 0,0 -1,1 1,4 -3,5 1,7 3,2 39,9

Surse: Banca Naţională a României,comunicate de presă, anuare. Notă: Suma investiţiilor externe directe şi datoria externă nu sunt calculate pe baza aceleiaşi împărţiri a anului ca şi deficitul de cont curent, dar corespund în final.

Importurile nete în economia României sunt reflectate în deficitul balanţei de plăţi curente; alte componente ale balanţei de plăţi nu influenţează în mod deosebit deficitul total. Finanţarea deficitului de cont curent este asigurată de investiţiile străine directe şi parţial de creşterea datoriei externe. Profilul gospodăriei Date statistice asupra distribuţiei venitului casnic sunt disponibile până în anul 2005. Pentru 2007 datele sunt extrapolate pe baza creşterii PIB-ului (Tabel 2.5.1-8).

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

31

Tabel 2.5.1-8: distribuţia venitului casnic, decili, 2005 and 2007. Decili (venit pe persoană, 2005)

RON pe gospodărie pe

lună, 2005

EUR pe gospodărie pe

lună, 2005

RON pe gospodărie pe

lună, 2007

EUR pe gospodărie pe

lună, 2007

Decil # 10 (689 +) 2.772 766 3.881 1.162 Decil # 9 (500-688) 1.751 484 2.451 734 Decil # 8 (404-500) 1.408 389 1.971 590 Decil # 7 (340-404) 1.181 326 1.653 495 Decil # 6 (289-340) 1.055 291 1.477 442 Decil # 5 (241-289) 997 275 1.396 418 Decil # 4 (194-241) 883 244 1.236 370 Decil # 3 (152-195) 781 216 1.093 327 Decil # 2 (104-152) 706 195 988 296 Decil # 1 (1-104) 587 162 822 246 Media, 2005 (412) 1.212 335 x x Media, 2007 (577) x x 1.697 508 Sursa: Anuarul Român de Statistică 2006, Tabelele 4.2, 4.3, 4.4. Notă: Decili pentru venitul total pe persoană. Datele pentru 2007 sunt calculate pe baza celor din 2005 cu un factor de extrapolare de 1.4.

În 2005 venitul mediu pe gospodărie era de 1.212 RON. Numărul mediu de persoane era de 2,94 persoane, unui membru corespunzându-i un venit de 412 RON2. Cel mai scăzut decil de venit, i.e. 10% din populaţie cu cel mai scăzut venit pe cap, a avut un venit mediu pe familie de 587 RON pe lună, adică jumătate din medie, în timp ce, cel mai ridicat decil de venit a avut un venit mediu pe familie de 2.772 RON pe lună. În 2007 venitul mediu pe gospodărie a crescut la 1.697 pe lună, iar decilul cel mai scăzut a crescut la 822 RON pe gospodărie/lună. Structura veniturilor casnice la nivel de ţară a fost compusă din salarii 47%, contribuţii sociale 20%, venituri din agricultură 4%, venituri din alte activităţi decât agricultura 3%, venituri în natură 20%, alte venituri 6%3. Distribuţia veniturilor este detaliată în Tabelul 2.5.1-9, unde gospodăriile sunt clasificate în funcţie de principala sursă de venit, de exemplu „angajaţi”, „agricultori”, „neangajat” şi „pensionari”. Tabel 2.5.1-9: Distribuţia veniturilor casnice, descompunere pe categorii, decili, anii 2005 şi 2007. Decili (venit pe persoană)

Toate gospodăriile

Angajaţi Agricultori Neangajaţi Pensionari

Decil # 10 10% 20,9% 2,2% 2,0% 3,9% Decil # 9 10% 17,6% 1,8% 3,3% 6,6% Decil # 8 10% 14,5% 2,7% 4,6% 9,0% Decil # 7 10% 11,2% 2,8% 5,0% 11,6% Decil # 6 10% 9,4% 3,7% 6,1% 12,8% Decil # 5 10% 9,0% 6,3% 9,7% 11,9% Decil # 4 10% 7,1% 9,1% 12,6% 12,4% Decil # 3 10% 5,1% 13,1% 12,1% 12,7% Decil # 2 10% 3,9% 21,0% 16,1% 11,4% Decil # 1 10% 1,3% 37,3% 27,7% 7,7% Total 100% 100% 100% 100% 100% Venit mediu, 2005, RON/lună

1.212 1.682 1.011 828 922

Venit mediu, 2007, RON/lună

1.697 2.355 1.415 1.159 1.291

Abatere de la medie 0% +39% -17% -34% -24%

Sursa: Anuarul Român de Statistică, Tabelele 4.1 şi 4.4.

2 Anuarul Român de Statistică 2006, Tabelele 4.1 şia 4.2.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

32

În timp ce, decilul, prin definiţie împarte totalul de 100% din distribuţia veniturilor în 10 părţi de câte 10%, se observă o diferenţă semnificativă între cele patru categorii, după cum se poate observa în Tabelul 2.5.1-9. Celule cu mai mult de 10% sunt evidenţiate. Tabelul 2.5.1-9 arată că 50% din gospodăriile din categoria „Angajaţi” se localizează în cei trei decili mai mari, 80% în decilii 5-10, şi doar 5% se localizează în decilii scăzuţi. În mod similar mai mult de 70% din „Agricultori” se situează în cei trei decili scăzuţi, în timp ce „Neangajaţii” arată o dispunere similară. Categoria „Pensionari” arată o dispunere mai echitabilă. Se presupune ca populaţia urbană se constituie din angajaţi şi pensionari. Tabelul 2.5.1-10 arată distribuţia cheltuielilor de consum lunare, în funcţie de articolele principale, pe gospodărie Table 2.5.1-10: Distribuţia cheltuielilor de consum lunare, în funcţie de articolele principale, pe gospodărie, 2005, 2007.

Descriere RON, 2005 RON, 2007 EUR, 2007 Procente

Venit mediu pe gospodărie 1.212 1.697 508 100,0%

Din care:

Cheltuieli de consum 864 1.210 362 71,3%

- din care

Produse agricole şi băuturi fără alcool

382 535 160 31,5%

Băuturi, ţigări 59 82 25 4,8%

Îmbrăcăminte şi încălţăminte 45 63 19 3,7%

Adăpost, apă, energie electrică, gaze naturale şi alţi combustibili

135 189 56 11,1%

Mobilă, dotarea locuinţei şi întreţinere

33 46 14 2,7%

Sănătate 33 46 14 2,7%

Transport 56 79 24 4,6%

Comunicaţii 42 59 18 3,5%

Timp liber şi cultură 36 51 15 3,0%

Educaţie 8 11 3 0,6%

Hoteluri, cafenele şi restaurante 10 13 4 0,8%

Diverse produse şi servicii 26 36 11 2,1%

Taxe, contribuţii sociale şi cheltuieli ce nu se referă la consum

348 487 146 28,7%

Sursa: Anuarul Român de Statistică, Tabel 4.20. În 2005, cheltuielile medii pe gospodărie au fost de 864 RON, iar în 2007 prin extrapolare cheltuielile au fost de 1.210 RON. Proporţia cea mai importantă din cheltuieli o reprezintă produsele agricole şi băuturile fără alcool (31,5%), adăpost, apă, energie electrică, gaze naturale şi alţi combustibili (11,1%). Nu a fost disponibilă o împărţire mai exactă a acestor categorii. Disponibilitatea cheltuielilor pentru încălzire se tratează în capitolul 9. Valoarea impozitului pe venit este de 16%, iar valoarea taxei pe valoare adăugată este de 19%. 49% din salariul unui angajat asigură un plan de protecţie socială3.

3 Sursa: Metodologie de stabilire a preţurilor reglementate de vânzare / cumpărare - Exemplu de calcul (ANRE).

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

33

2.5.2. Profilul socio-economic al municipiului Timişoara Timişoara este situată în Regiunea de Dezvoltare Vest. În continuare se prezintă o scurtă descriere a regiunii, judeţului şi a oraşului. Regiunea de Dezvoltare Vest4 Regiunea de Dezvoltare Vest acoperă o suprafaţă de 32.000 km2 sau 13,4% din suprafaţa României. Se învecinează cu Regiunea de Dezvoltare Nord-Vest, Regiunea Centrală şi Regiunea de Sud-Est, precum şi cu Serbia şi Ungaria. Centrele administrative sunt Arad, Caraş-Severin, Hunedoara şi Timişoara. Dunărea curge prin această regiune, reprezentând o importantă cale de circulaţie fluvială.

În ianuarie 2006, Regiunea de Dezvoltare Vest a avut o populaţie de 1,93 milioane locuitori, adică 8,9% din totalul populaţiei României. Procentul de populaţie urbană este de 63,5%, în timp ce popualţia rurală reprezintă 36,5% din total.

Regiunea conţine resurse naturale importante şi diverse: hidrocarbură lichidă şi gazoasă în câmpie, minerale, minerale metalice în zona munţilor şi a dealurilor, precum şi aur şi argint. Zăcămintele de cărbuni sunt concentrate în judeţele Hunedoara şi Caraş-Severin. În plus există resurse de apă minerală şi termală neexploatate.

Regiunea de Dezvoltare Vest este considerată o regiune în curs de dezvoltare care poate atinge rezultate economice însemnate, totuşi încă are probleme în legătură cu discrepanţele dintre mediul urban şi rural precum şi probleme de coeziune socio-economică.

În 2005 PIB-ul în Regiunea de Vest a fost de 28,8 miliarde RON, sau 14.960 RON pe cap de locuitor în comparaţie cu o medie de 13.326,8 RON la nivel de ţară. Prin extrapolare s-a obţinut pentru 20075 un PIB, la nivel de regiune, de 39,5 miliarde RON, sau 18.211 RON pe cap de locuitor, faţă de o medie naţională de 18.212 RON pe cap de locuitor. Astfel nivelul venitului în Regiunea Vest este aproximativ 12% din media naţională, datorită proporţiei importante a industriei şi serviciilor în economia Regiunii de Vest.

Rata de creşetere economică pentru Regiunea de Dezvoltare Vest a fost 5,6% pentru 2005 şi 7,1% pentru 2006, depăşind media naţională. Valoarea brută a contribuţiilor agriculturii s-a redus, dar prin creşterea contribuţiilor din domeniul construcţiilor, a serviciilor şi a industriei s-a ajuns la depăşirea mediei naţionale. Regiunea de Vest este orientată spre comerţ, importurile au fost uşor mai mari decât exporturile.

Structura angajărilor în Regiunea de Dezvoltare de Vest în 2005 este prezentată în Tabelul 2.5.2-0

Tabel 2.5.2-0: Structura angajărilor în Regiunea de Dezvoltare de Vest în 2005

Sectoare Angajaţi, 1000 persoane

Angajare, exprimare procentuală

Total populaţiei activă economic 845 100% Total angajaţi 788 93%

• Agricultură 163 19% • Industrie 270 32% • Construcţii 48 6% • Comerţ 85 10% • Servicii (turism, transport, financiar) 84 10%

4 Sursă:COMISIA NAŢIONALĂ DE PROGNOZĂ, Plan regional de dezvoltare –în prezent şi perspective – ianuarie 2007. 5 Pentru 2007 s-a aplicat un factor de multiplicare de 1.37 faţă de valorile anului 2005.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

34

• Administraţie, educaţie şi sănătate 108 13% • Altele 24 3%

Şomeri 57 7% Sursa: Anuarul Român de Statistică, 2006, Tabel 3.29.

19% din forţa de muncă este angajată în agricultură, 40% în industrie şi construcţii, comerţ 10%, servicii 10% şi administraţie, servicii sociale şi altele 16%. La nivel de regiune rata şomajului s-a situat la valoarea de 7% în 2005.

Numărul de persoane angajate a crescut în ultimul timp, iar rata şomajului a cunoscut un trend descendent. În timp ce unele judeţe au rata şomajului de 2% şi 4%, Timiş şi Arad, alte judeţe, marcate de prăbuşirea industriilor dominante, a fierului, oţelului şi industria minieră, Hunedoara şi Caraş-Severin, au o rată a şomajului de peste 4%, dar cu un trend descendent.

Venitul mediu al Regiunii de Vest în 2007 a fost de 664 RON pe cap de locuitor. Presupunând că o gospodărie este de 2,94 persoane, venitul mediu pe gospodărie în 2007 a fost de 1.952 pe lună.

Cele mai mari rate de creştere pentru 2007 şi 2008 s-au înregistrat în domeniul construcţiilor (14,5% respectiv 11%), urmate de servicii (6,3% respectiv 6,3%), industrie (4,5% respectiv 4,7%) şi agricultură (3% respectiv 3%). Comerţul exterior continuă tendinţa din trecut, angajările sunt în creştere şi şomajul în descreştere. Rezultă că diferenţele dintre judeţe sunt în scădere.

Tabel 2.5.2-1: distribuţia netă cheltuielilor lunare de consum pe gospodărie, 2005.

Descriere RON, 2004 RON, 2005 EUR, 2005 Procentaj

Venit mediu pe gospodărie 958,06 1081,34 298,71 100,0%

Din care:

Cheltuieli de consum 683,10 771,00 212,98 71,3%

- din care

Produse agricole şi băuturi fără alcool

332,66 375,47 103,72 48,7%

Băuturi, ţigări 53,96 60,90 16,82 7,9%

Îmbrăcăminte şi încălţăminte 45,08 50,88 14,05 6,6%

Întreţinere, apă, energie electrică, gaze naturale şi alţi combustibili

95,63 107,94 29,81 14,0%

Mobilă, cheltuieli de amenajare şi întreţinere

19,12 21,58 5,96 2,8%

Sănătate 16,39 18,50 5,11 2,4%

Transport 37,57 42,40 11,71 5,5%

Communicaţii 28,00 31,61 8,73 4,1%

Timp liber şi cultură 24,59 27,75 7,66 3,6%

Educaţie 4,78 5,39 1,48 0,7%

Hoteluri, cafenele şi restaurante 8,88 10,02 2,76 1,3%

Diverse produse şi servicii 16,39 18,50 5,11 2,4%

Sursa: Anuarul Român de Statistică, 2006.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

35

Judeţul Timiş Structura populaţiei judeţului Timiş în 2005 este prezentată în Tabelul 2.5.2-2. Tabel 2.5.2-2: Structura populaţiei judeţului Timiş, persoane, în 2005.

An Totalul populaţiei Vârsta 0-14 ani Vârsta 15-59 ani 60 de ani şi peste 2005 658.837 97.156 456.472 105.209

Sursa: Anuarul Român de Statistică, Tabel 2.36

Structura angajărilor în sectoarele importante este indicată în Tablelul 2.5.2-3. Tabel 2.5.2-3: Structura angajărilor în sectoarele importante, judeţul Timiş, 2006

Agricultură Industrie Construcţii Servicii Total 2006 3,4% 38,0% 8,0% 50,7% 100,0

Sursa: Anuarul Român de Statistică,, extrapolate din datele prezentate în Capitolul 3. Table 2.5.2-4: Numărul mediu de angajaţi, judeţul Timiş 2003-2007. în persoane

An Numărul mediu de angajaţi 2003 181,000 2004 181,000 2005 190,000

2006 200,000

2007 n/a Sursa: Anuarul Român de Statistică, www.enssi.ro, capitolul 3, locaţia Judeţul Timiş Populaţia activă este localizată în principal în Timişoara, în timp ce restul oraşelor din judeţ au o populaţie ce reprezintă 20% din populaţia activă. Ideea este susţinută şi de procentul mic de oameni implicaţi în agricultură, 3,4% în 2006, din totalul de populaţie activă a judeţului (a se vedea Tabelul 2.5.2-3). Din datele prezentate în tabelul 2.5.2-4 se poate trage concluzia că populaţia activă este aproape constantă din punct de vedere numeric (o creştere de 10% în 4 ani) şi în uşoară creştere. În concluzie cifrele prezentate în tabelele de mai sus arată o stabilitate a creşterii atât pentru economia judeţului cât şi pentru populaţia activă, o tendinţă ce poate fi menţinută în următorii 3 până la 5 ani, luând în considerare localizarea judeţului, la vestul frontierei de stat, precum şi tendinţa de investire a capitalului extern în regiune. Oraşul Timişoara Timişoara este un centru administrativ şi industrial, având o populaţie de aproximativ 300.000, după cum se observă în Tabelul 2.5.2-5 Tabel 2.5.2-5: Populaţia Timişoarei, persoane, 2003-2007.

An Total populaţie 2003 308.019 2004 307.265 2005 303.640

2006 303.224

2007 307.347 Sursa: Anuarul Român de Statistică, www.enssi.ro, Tabel 2.5.2-5, şi www.primariatimisoara.ro Ponderea sectoarelor economice în venitul Timişoarei este prezentată în Tabelul 2.5.2-6 Table 2.5.2-6: Distribuţia veniturilor generate de sectoarele majore, Timişoara, 2003-2007.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

36

Agricultură Industrie Construcţii Servicii Total 2003 1,7% 48,0% 7,5% 42,8% 100,0%

2004 1,9% 46,7% 8,5% 42,9% 100,0%

2005 2,9% 26,5% 12,9% 57,7% 100,0%

2006 3,0% 23,0% 12,9% 61,1% 100,0%

2007 n/a n/a n/a n/a 100,0%

Sursă: Primăria Timişoarei Distribuţia angajărilor în sectoarele majore este prezentată în Tabelul 2.5.2-7. Tabel 2.5.2-7: Distribuţia angajărilor în sectoarele majore, Timişoara, 2003-2007.

Agricultură Industrie Construcţii Servicii Total 2003 1,2% 47,7% 11,7% 39,4% 100,0

2004 1,9% 44,1% 11,5% 42,4% 100,0

2005 1,8% 34,8% 13,6% 49,8% 100,0

2006 3,6% 33,7% 13,2% 49,5% 100,0

2007 n/a n/a n/a n/a n/a

Sursă: Primăria Timişoarei După cum se vede în Tabelele 2.5.2-6 şi 2.5.2-7, agricultura joacă un rol minor în economia Timişoarei. Industria prezintă o uşoară scădere a contribuţiei, urmată de o scădere minoră a procentului de angajaţi. Sectorul construcţiilor a cunoscut o creştere importantă atât în termeni de venit cât şi de angajări. Sectorul serviciilor a cunoscut o situaţie opusă faţă de sectorul industriilor: creştere însemnată în proporţia veniturilor şi o creştere mai puţin însemnată în proporţia angajărilor. Tabel 2.5.2-8: Venituri pe gospodării în Regiunea de Dezvoltare de Vest şi în Timişoara, 2007.

Regiunea de Dezvoltare de

Vest, RON pe gospodării pe

lună

Timişoara, “angajaţi”

households, RON pe

gospodării pe lună

Timisoara, “pensionari”,

RON pe gospodării pe

lună

Timisoara, media pe gospodării,

RON pe gospodării pe

lună

Nivel relativ, 2007 100% 139% 76% X

Nivel actual, 2007 1.952 2.713 1.484 X

Procentul populaţiei x 75% 25% X

Venit mediu pe gospodării

x X x 2.406

Surse: Table 2.8, Table 2.9 şi informaţii asupra PIB-ului pe cap de locuitor al Regiunii de Dezvoltare.

Bazându-se pe supoziţia că populaţia oraşului este compusă din aproximativ ¾ gospodării cu angajaţi şi ¼ gospodării cu pensionari6, în 2007 cele două segmente de consumatori au avut un venit mediu de 2.713 RON respectiv 1.484 Ron pe lună. Media rezultată a fost de 2.406 RON pe lună, mai mare cu 41% decât media naţională (1.697 RON). Tendinţe viitoare şi estimări pentru Timişoara sunt prezentate în capitolul 3.3 Estimări socio-economice. Consumul mediu de apă/zi/cap de locuitor pentru Timişoara este de 127l/zi/cap de locuitor în 2007. (sursa: Primăria Timişoarei, Raport: Starea economică, socială şi de mediu a municipiului Timişoara, 2008) 6 Neţinând seama de categoriile de şomeri şi agricultori.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

37

2.6. Aprecieri asupra cadrului legal şi instituţional 2.6.1. Cadru general administrativ 2.6.1.1. Istoric al autorităţilor publice româneşti. În baza articolului 3 din Constituţia României, teritoriul României este organizat în comune, oraşe şi judeţe. Există 2.685 comune, 276 oraşe (la sfârşitul lui 2003), din care 82 sunt municipii, respectiv 41 judeţe, plus capitala Bucureşti. În concordanţă cu articolul 3 al Constituţiei României, autorităţile publice au rolul de a aplica legile precum şi rolul de a oferi servicii publice în cadrul legal. Astfel sunt 2 categorii de administraţii publice:

• Administraţia publică centrală (guvern, ministere, instituţia prefectului, alte organisme centrale). • Administraţia publică locală (consiliul judeţean, consiliul local, primăria, serviciile publice locale).

Administraţia publică centrală Guvernul este corpul central care conduce întreaga administraţie publică. Guvernul trebuie să implementeze programul de guvernare aprobat de Parlament şi trebuie să conducă politica internă şi extrenă a ţării. Ministerele sunt structuri specializate ale administraţiei publice centrale, care implementează politica guvernamentală în cadrul ariei proprii de competenţă. Sunt subordonate guvernului. Prefectura este reprezentantul în teritoriu al administraţiei publice centrale cu rolul principal de a monitoriza aplicarea legislaţiei de către administraţia publică locală. Autorităţile administrative autonome sunt independente de guvern, dar reprezintă structuri executive ale statului având rolul major de a implementa legea şi de a asigura funcţionarea unor structui publice centrale. Serviciile publice descentralizate sunt structuri teritoriale prin care ministerele şi alte structuri centrale îşi exercită competenţa în teritoriu. Sunt aprobate de prin ordine ministeriale. Administraţia publică locală La nivelul local Consiliul Judeţean are rolul de a coordona consiliile locale din municipii, oraşe şi comune la nivel judeţean. Consiliul Local are rolul de iniţia şi de a lua decizii în orice probleme de interes local. În baza Legii 215 a Administraţiei Publice Locale şi pe baza Legii 51/2006 a Serviciilor de Utilităţi Locale amendate de Guvern prin H.G. 13/2008, se stipulează ca Guvernul are rolul principal de a realiza politica generală în zona utilităţilor publice în corelaţie cu Planul Naţional de Dezvoltare prin:

- Aprobarea şi actualizarea strategiei naţionale privitor la serviciile publice; - Oferirea suportului pentru administraţia publică locală pentru o organizare eficientă în

domeniul serviciilor de utilitate publică; - Oferirea suportului prin garanţii guvernamentale pentru credite interne şi externe: - Oferirea de resurse financiare din bugetul naţional pentru proiecte de dezvoltare a

infrastructurii locale. Autorităţile publice locale au competenţa exclusivă de a organiza, coordona, monitoriza şi de a controla serviciile de utilitate publică locală. Pe baza acestor responsabilităţi, autorităţile publice locale îşi asumă responsabilitatea pentru:

- Elaborarea şi aprobarea strategiilor locale referitoare la dezvoltarea serviciilor publice; - Coordonarea proiectării şi a implementării programelor de dezvoltare infrastructurală; - Delegarea serviciilor publice către alţi operatori în baza legislaţiei în vigoare; - Contractarea şi garantarea împrumuturilor pentru dezvoltare locală; - Elaborarea regulilor şi regulamentelor pentru serviciile publice locale; - Aprobarea tarifelor pentru serviciile publice locale; - Protecţia şi conservarea mediului înconjurător.

În baza Legii 215/2003, Legii 51/2006 şi a H.G. 13/2008, autorităţi publice locale din judeţe (municipii, oraşe, comune) pot forma Asociaţii de Dezvoltare Intercomunitare (ADI) pentru o mai efectivă organizare a utilităţilor publice locale; ADI reprezentând toţi membrii în relaţia cu operator utilităţii de care aparţin membrii ADI ca acţionari. Administraţia publică locală poate delega direct serviciul public către un operator public propriu cu următoarele condiţii:

1. Control direct.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

38

2. Exclusivitate (singura sursă de activitate a operatorului este managementul serviciilor delegate şi pot fi delegate doar servicii non-fundamentale).

3. Fără acţionari privaţi/doar capital public. Reglementări ale serviciilor publice naţionale Serviciile publice locale sunt reglementate prin agenţii naţionale din diferite zone. În domeniul utilităţilor publice locale principalele agenţii naţionale de reglementare sunt:

- Agenţia Naţională de Reglementare a Serviciilor Publice de Gospodărire Comunală (ANRSC); - Agenţia Naţională de Reglementare în Energetică (ANRE); - Autoritatea Rutieră Română (ARR).

ANRCS, ANRE, ARR sunt cei care reglementează la nivel naţional elaborarea şi monitorizarea regulilor şi regulamentelor generale pentru serviciile publice. ANRSC este autoritatea cu competenţă în următoarele utilităţi publice:

• Distribuţia apei; • Domeniul apei utilizate; • Producţia, transportul, distribuţia şi furnizarea energiei termice în sisteme de termoficare, cu

excepţia energiei termice din cogeneraţie; • Manipularea deşeurilor solide; • Iluminatul public; • Domeniile publice şi private ale autorităţilor publice.

ANRSC este structura instituţională care elaboreză metodologii şi cadre agrement şi emite licenţe pentru operatorii ce funcţioneză în domeniul utilităţilor publice. Producţia energiei termice prin cogeneraţie este sub controlul şi monitorizarea ANRE în baza Legii 318/2003 pentru Producţia de energie electrică. ARR este cel care reglementează transportul local. 2.6.1.2. Administrarea şi implementarea fondurilor UE România beneficiază de Cadrul suport comunitar (CSF) bazat pe Planul Naţional de Dezvoltare. CSF-ul este un acord între Comisia Europeană şi statele membre, care determină volumul şi direcţia suportului financiar prin fondurile structurale pentru implementarea şi dezvoltarea iniţiativelor. CSF-ul este format din priorităţi care pot fi atinse prin cel puţin un program operaţional. Autoritatea care administrează CSF este Autoritatea Naţională pentru Coordonarea Instrumentelor Structurale (ANCIS) din cadrul Ministerului Economiei şi Finanţelor. Cadrul strategic naţional de referinţă (NSRF) 2007-2013 este documentul strategic naţional care stabileşte priorităţile Instrumentelor Structurale (EFRD, ESF, CF). NSRF-ul se bazează pe Planul naţional de dezvoltare (NDP) 2007-2013, elaborat ca un instrument pentru ghidarea surselor de finanţare naţionale, europene şi din alte surse disponibile României. Justifică şi prioritizează investiţiile publice în concordanţă cu politica de adeziune europeană economică şi socială şi defineşte planificarea şi programarea strategică multi-anuală a României. Scopul principal al NSRF este de a evidenţia atenţia strategică asupra politicilor economice şi sociale de aderare a României, si de a face legăturile corespunzătoare cu politicile Uniunii Europene, în special a Strategiei de la Lisabona, care elaborează politici pentru creştere economică şi crearea de noi locuri de muncă. Implementarea acţiunilor strategice din NSRF se realizează prin Programele Operaţionale. Există două diferenţe majore între Planul Naţional de Dezvoltare şi Cadrul strategic naţional de referinţă:

- NSRF nu are legătură cu aspecte de dezvoltarea rurală şi de pescuitului; acestea fac parte din Strategia naţională pentru dezvoltare rurală şi sunt finanţate prin Fondul European pentru Dezvoltare Rurală (EFRD).

- Din punct de vedere financiar, NSRF este finanţat exclusiv prin Fonduri structurale şi de aderare; Planul Naţional de Dezvoltare considerând şi ale surse de finanţare: programe de investiţii locale şi naţionale, împrumuturi externe, Fondul European pentru Dezvoltare Rurală.

Programele operaţionale (OP-uri) sunt documente aprobate de Comisia Europeană, specificând implementarea în sectoarele prioritare (determinate în baza Planului Naţional de Dezvoltare), finanţate prin CSF.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

39

Elaborarea cadrului instituţional referitor la politica de aderare şi instrumente structurale în România şi-a avut originea în Hotărârea Guvernului nr. 497/2004 referitoare la elaborarea cadrului instituţional pentru coordonarea, implementarea şi administrarea instrumentelor structurale, care a stabilit:

• Cadrul instituţional pentru nivelul autorităţilor administrative, autorităţilor de plată şi organismelor intermediare;

• Atribuţiile principale ale Autorităţii pentru administrarea cadrului comunitar de suport, Autorităţile de administrare pentru Planurile operaţionale, Autoritatea de administrare pentru fondurile de coeziune şi Autorităţile de Plată, pe baza regulamentelor comunitare;

• Obligaţia pentru toate Autorităţile de administrare, Autorităţile de plată şi Organismele intermediare, de a stabili unităţi de audit intern;

• Obligaţia de a respecta principiile segregării adecvate a funcţiilor; • Flexibilitatea suficientă a cadrului instituţional, funcţia de dezvoltare ulterioară a politicii de

aderare şi viitoarelor dovezi ale programelor. Hotărârea Guvernului nr. 497/2004 a fost ulterior modificată şi completată prin H.G. nr. 1179/2004 şi amendată prin H.G. 128/2006.

Instrumente structurale

Programe operaţionale Autoritatea de administrare

Organisme intermediare Fonduri

Obiective convergente

SOP Creşterea competivităţii economice

Ministerul Economiei şi Finanţelor

- Ministerul pentru Intreprinderi Mici şi Mijlocii, Comerţ, Turism şi Profesii Liberale

- Ministerul Educaţiei, Cercetării şi Tineretului

- Ministerul Comunicaţiilor şi Tehnologia Informaţiei

- Ministerul Economiei şi Finanţelor (Directoratul General pentru Energiei)

ERDF

SOP Transport Ministerul Transporturilor

ERDF+CF

SOP Mediu Ministerul Mediului şi Dezvoltării Durabile

8 IBs-uri regionale coordonate de MMDD

ERDF+CF

OP Regionale Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice şi Locuinţelor

- Agenţii de Dezvoltare Regională

- Ministerul pentru Intreprinderi Mici şi Mijlocii, Comerţ, Turism şi Profesii Liberale

ERDF

SOP Dezvoltarea resurselor umane

Ministerul Muncii, Familiei şi Egalităţii de Şanse

- Agenţia Naţională pentru Ocuparea Forţei de Muncă

- 8 IBs-uri regionale coordonate de MMFEŞ

- Ministerul Educaţiei, Cercetării şi Tineretului

ESF

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

40

- Centrul Naţional de Dezvoltare a Învăţământului Profesional şi Tehnic

OP Dezvoltarea capacităţilor administrative

Ministerul Internelor şi Reformei Administrative

ESF

OP Asistenţă tehnică Ministerul Economiei şi Finanţelor

ERDF

AUTORITATEA DE ADMINISTRARE A FONDURILOR PENTRU ADERARE În concordanţă cu prevederile Ordinului Consiliului nr. 1164/1994 (prin Prevederea Consiliului European nr. 1264/1999 şi nr. 1265/1999) şi cu Ordinul Comisie nr. 1386/2002, Autoritatea de administrare a fondurilor pentru aderare are următoarele reponsabilităţi:

• Să asigure coordonarea generală şi administrarea fondului de aderare; • Să asigure folosirea efectivă şi corectă a acestor fonduri şi implementarea proiectelor, în

conformitate cu obiectivele stabilite prin aceste proiecte şi conformarea totală cu cerinţele stabilite de Comisia Europeană;

• Să asigure îndrumarea adecvată a pregătirii administrării şi controlului sistemelor către Autoritatea de plată, Organismele intermediare şi Organismele de implementare;

• Să asigure o separare şi definire clară a funcţiilor din structura implicată în dezvoltarea proiectului finanţat prin Fondul de aderare şi să propună căi de optimizare a implementării procesului;

• Să se asigure că Autoritatea de plată este informată în mod corespunzător asupra procedurilor ce trebuie respectate de organismele intermediare şi cele de implementare, cu privire la: verificarea duratei de plată; implementarea proiectului în conformitate cu obiectivele propuse şi cu condiţiile impuse; consistenţa operaţiunilor cu regulile specifice UE şi menţinerea pistei de audit;

• Să participa ca observator la planificarea şi implementarea operaţiilor de audit, cu scopul de a le maximiza eficienţa;

• Să se informeze asupra existenţelor procedurilor menţinerii unei piste de audit suficiente; • Să evalueze strategiile propuse de ministerele adecvate şi a proiectelor ce vor fi finanţate prin

Fondul de aderare şi să le transmită către Comisia Europeană; • Să asigure monitorizarea proiectelor, prin indicatori financiari şi fizici, cu scopul de a evalua

îndeplinirea obiectivelor; • Să elaboreze rapoarte de monitorizare şi să le transmită către Comitetele de Monitorizare pentru

cadru suport comunitar şi către Comitetul de monitorizare pentru programele operaţionale sectoriale pentru transport, energie şi infrastructură de mediu;

• Să coordoneze elaborarea Rapoartelor anuale pentru fonduri de aderare şi să le transmită către Comisia Europeană;

• Să asigure organizarea unui sistem de informaţii pentru administrarea tehnică şi financiară; • Să asigure informarea publicului şi a presei asupra rolului Comisiei Europene în dezvoltarea

proiectelor şi conştientizarea asupra beneficiilor potenţiale ale oportunităţilor generate de măsurile implementate;

• Să asigure preşedenţia şi postul de secretar al Comitetului de monitorizare ale fondului de aderare.

Obiective şi priorităţi ale SOP de mediu SOP de mediu va finanţa în perioada 2007-2013 proiecte de investiţii pe următoarele axe prioritare:

- Sisteme de apă şi apă utilizată - Administrarea integrată a deşeurilor solide - Reabilitarea sistemelor de termoficare municipale - Implementarea administrării adecvate a suprafeţelor naturale protejate - Dezvoltarea infrastructurii pentru prevenirea riscurilor din zonele expuse

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

41

- Asistenţă tehnică Toate aceste proiecte pot fi finanţate din Fondul European pentru Dezvoltare Regională (EFDR) din Fondul de aderare. 2.6.2 Cadru legal Acest capitol prezintă o vedere de ansamblu asupra cadrului legal precum şi asupra documentelor relevante pentru a obţine conformitate între cerinţele naţionale şi comunitare în cazul sectorului termoficării. Legislaţie naţională şi comunitară relevantă sectorului termoficării Înainte de aderare, România a transpus legislaţia europeană în materie de mediu în legislaţia românească şi a început procesul implementării. În tabelul de mai jos se prezintă transpunerea legislaţiei europene relevante din sectorul termoficării în legislaţia românească:

Tabel nr.1 Transpunerea legislaţiei relevante europene din domeniul LCP în legislaţia românească

Directiva EU Legislaţia românească Directiva Consiliului 2001/80/CE asupra limitării emisiilor a anumitor poluanţi de către marile uzine de ardere a combustibililor (Directiva LCP).

H.G. nr. 541/2003 asupra limitării de emisii de anumiţi poluanţi de către marile uzine de ardere a combustibililor, modificată prin H.G. 322/2005 şi H.G. 1502/2006. MO nr. 833 din 13 septembrie 2005 pentru aprobarea Programului Naţional de Reducere a dioxidului de sulf, oxidului de azot şi a emisiilor de praf rezultate din operarea LCP-urilor

Directiva Consiliului 2001/81/CE privitoare la limitele emisiilor naţionale pentru anumiţi poluanţi atmosferici

H.G. nr. 1856/2005 privitoare la limitele emisiilor naţionale pentru anumiţi poluanţi atmosferici

Directiva Consiliului 2003/87/EC ce stabileşte un plan pentru stabilirea cotelor de emisii de gaze poluante

H.G. 780/2006 ce stabileşte un plan pentru stabilirea cotelor de emisii de gaze poluante.

Directiva Consiliului nr. 93/389/EEC pentru un mecanism comunitar de monitorizare a emisiilor de gaze poluante, amendată prin Directiva nr. 99/296/EEC.

Legea nr. 3/ 2001 ce ratifică PROTOCOLUL DE LA KYOTO LA CONVENTIA-CADRU A NATIUNILOR UNITE ASUPRA SCHIMBARILOR CLIMATICE, adoptat la Kyoto pe 11 decembrie 1997.

Directiva Consiliului 96/61/EC din 24 septembrie 1996 referitoare la prevenirea şi controlul integrat al poluării.

Ordonanţa de Urgenţă 152/2005 asupra prevenirii şi controlului integrat al poluării modificată şi completată de Legea 84/2006

Directiva cadru privind aerul 96/62 şi Directivele de raportare: 1999/30/CE, 2000/69/CE, 2002/3/CE.

Legea nr. 655/2001 aprobarea O.U. nr. 243/2000 asupra protecţiei atmosferei. M.O. 745/2002 stabilind aglomerările şi clasificarea lor şi a zonelor de clasificare privind calitatea aerului în România. H.G. nr. 586/2004 reglementarea Evaluării Naţionale şi a Sistemului de Administrare Integrat pentru calitatea aerului. H.G. 543/2004 asupra elaborării şi implementării planurilor şi programelor pentru administrarea calităţii aerului. MO 35/2007 asupra aprobării metodologiei pentru elaborarea şi implementarea planurilor şi programelor pentru administrarea calitaţii aerului. MO 592/2002 asupra aprobării normelor de setare a valorilor limită, valorilor de prag şi a criteriilor de apreciere şi a metodelor pentru evaluarea emisiilor de dioxid de sulf, dioxid şi oxizi de azot, macroparticule (PM10 şi PM2.5), plumb, benzeni, monoxid de carbon şi emisii de ozon în aerul ambiant.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

42

Directiva Consiliului 93/12/EEC privitoare la conţinutul de sulf din anumiţi carburanţi amendată prin Directiva 99/32/EEC.

H.G. 142/2003 privind limitarea conţinutului de sulf în anumiţi combustibili.

Decizia Consiliului 2003/507/EC asupra aderării Comunităţii Europene la Protocolul din 1979 al Convenţiei privind poluarea transfrontieră pe distanţe lungi pentru reducerea acidifierii, eutrofizării şi a nivelului de ozon troposferic

Legea 271/2003 privind ratificarea Protocolul din 1979 al Convenţiei privind poluarea transfrontieră pe distanţe lungi pentru reducerea acidifierii, eutrofizării şi a nivelului de ozon troposferic întocmită la Geneva, 13 noiembrie, 1979, adoptată în Aarhus, 24 iunie, 1998 şi la Gottenborg, 1 decembrie 1999.

Decizia Comisiei 2000/479 din 17 iulie 2000 asupra implementării Registrului european al emisiilor poluante (EPER), potrivit Articolului 15 din Directiva Consililului 96/61/EC în legătură cu prevenirea şi controlul integrat al poluării.

Ordinul 1144/2002 pentru formarea Registrului de emisii poluante cauzate de activităţile prevăzute în articolul 3, litera (g) şi (h) din O.U. 34/2002 privitoare la prevenirea şi controlul integrat al poluării.

Document de Îndrumare pentru implementarea EPER

Ordinul Ministerial 1440/2003 privind aprobarea Ghidul Naţional de realizare a Registrului de emisii poluante.

Regulamentul(EC) nr. 166/2006 al Parlamentului European şi a Consiliului din 18 ianuarie 2006 privitoare la stabilirea unui Registru de Emisii Poluante şi Transfer ce amendează Directiva Consiliului 91/689/EEC şi 96/61/EC.

A fost elaborată o schiţă de H.G./M.O. ce este supusă procedurii de aprobare.

H.G. nr 541/2003 privitoare la limitarea de emisii de anumiţi poluanţi de către marile uzine de ardere a combustibililor, modificată prin H.G. 322/2005 şi H.G. 1502/2006, stabileşte valori limită ale emisiilor pentru dioxid de sulf, oxid de azot şi emisii de praf rezultate din operarea LCP-urilor în funcţie de tipurile diferite de combustibili (a se vedea Anexa 1). Conformarea cu valorile limită ale emisiilor din Directiva LCP ar trebui să fie privită ca şi o necesitate, dar nu este suficientă pentru conformarea cu cerinţele Directivei 96/61/EC referitor la folosirea tehnologiei cele mai adecvate. Asemenea conformări pot presupune valori limită ale emisiilor (ELV) mai stringente pentru alte substanţe, şi alte condiţii. Ca urmare, în momentul emiterii unei autorizaţii de mediu, autorităţile de protecţie a mediului competente pot să stabilească condiţii şi mai restrictive pentru emisii luând în considerare condiţiile de mediu locale. Tratatul de aderare semnat la data de 25 aprilie 2005 include angajamentul României de a implementa acquis-ul comunitar şi stipulează perioade de tranziţii acordate pentru implementarea prevederilor de mediu. Perioadele de tranziţie acordate pentru implementarea Directivei LCP 2001/80/CE sunt prezentate în Anexa 2.6.2-2. Ordinul Ministerial 592/2002 referitor la reglementarea stabilirii valorilor limită, valorilor prag şi a criteriilor şi metodelor de evaluare ale emisiilor de dioxid de sulf, dioxizi şi oxizi de azot, macroparticule (PM10 şi PM2,5), plumb, benzeni, monoxid de carbon şi emisii de ozon în mediul ambiant, stabileşte valorile limită, valorile marginale, toleranţele şi termenele finale pentru poluanţii menţionaţi mai sus (a se vedea Anexa 2.6.2-3). Şapte Ordine Ministeriale au fost emise în 2007 (O.M. Nr. 346-352) asupra aprobării listei ce include calitatea aerului ambiant în localităţile de aparţin regiunilor 1-7, în conformitate cu prevederile O.M. 745/2002. Legea nr. 458/2002 transpune Directiva Apei de Băut 98/83/EC în legătură cu calitatea apei de băut pentru consum uman şi reglementează calitatea apei de băut, având ca obiectiv protejarea sănătăţii umane împotriva efectelor consumului apei de băut contaminate prin asigurarea calităţii apei.

H.G. 351/2005 aprobă programul pentru eliminarea progresivă a deversărilor, emisiilor şi pierderilor de substanţe periculoase.

H.G. 352/2005 referitoare la aprobarea normelor pentru deversarea apelor menajere, asigură valori limită ale poluanţilor casnici şi industriali deversaţi în recipienţi naturali şi în reţelele de canalizare.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

43

Ordinul nr. 756/1997 referitor la aprobarea reglementării evaluării poluării mediului, stabileşte proceduri tehnice şi norme pentru identificarea pagubelor cu scopul de a identifica responsabilii precum şi pentru remedierea lor. LCP-urile sun de asemenea subiectul Directivei 96/61/EC (Directiva IPPC). Valorile limită ale emisiilor precum şi parametrii echivalenţi şi măsurile tehnice ce vor fi incluse în permisul de mediu integrat, emis pentru acest gen de instalaţii, va fi bazat pe BAT, fără indicarea vreunei tehnici sau tehnologii anume, dar luând în considerare caracteristicile tehnice ale instalaţiei în cauză, locaţia geografică precum şi condiţiile locale de mediu. În mod obligatoriu, permisul va conţine prevederi asupra reducerii poluării transfrontaliere sau pe distanţe lungi şi va asigura un nivel ridicat de protecţie pentru mediu înconjurător per ansamblu. Directiva EU 1999/31/EC asupra depozitelor de deşeuri este transpusă în legislaţia românească prin H.G. 349/2005 care include o programare a închiderii depozitelor existente de deşeuri lichide industriale nepericuloase. Acest tabel este inclus în Anexa 2.6.2-4. Document de referinţă asupra celei mai disponibile tehnici Există un Document de Referinţă asupra celei mai bune tehnici disponibile pentru LCP-uri. Acest document acoperă, în general, instalaţiile de ardere a combustibilului cu o rată termică mai mare de 50 MW. Informaţiile oferite de document sunt intenţionate pentru a folosi la determinarea BAT în situaţii specifice. Când se determină BAT şi condiţiile de acordare a permisului de mediu pe considerente BAT, trebuie luat luat în considerare o protecţie ridicată a mediului înconjurător per ansamblu, scoţând în evidenţă reducerea emisiilor poluante în aerul ambiant. Ar trebui accentuat, faptul că acest document nu stabileşte valorile limită ale emisiilor. Determinarea condiţiilor propice de acordare a permisului va presupune luarea în considerare a factorilor locali, specifici locaţiei, precum şi caracteristicile tehnice ale instalaţiei în cauză, locaţia geografică precum şi condiţiile locale de mediu. Alte acte legale ale UE care trebuie luate în considerare Protocolul de la Gotteborg axat pe reducerea acidifierii, eutrofizării şi a nivelului de ozon troposferic, este un pas mare înspre dezvoltării controlului internaţional asupra poluării. România este una din cele 16 ţări semnatare ale protocolului, ratificat prin Legea nr. 271/2003. Are rolul de a controla mai mulţi poluanţi şi efectele lor printr-un singur document. Protocolul stabileşte ţinte noi pentru reducerea emisiilor de dioxid de sulf, oxid de azot şi compuşi organici volubili (VOC). Protocolul mai stabileşte valori limită pentru sursele de emisii poluante (instalaţii de ardere a combustibilului, producţia de energie electrică, maşini şi autocamioane) şi prevede BAT pentru menţinerea la nivel scăzut a emisiilor. Pericolele mediului înconjurător nu respectă frontierele de stat. Guvernele au înţeles că pentru a preveni aceste pericole trebuie să se consulte şi să se anunţe între ei asupra tuturor proiectelor majore care ar putea avea efecte adverse peste graniţă. Convenţia de la Espoo este un pas important în apropierea factorilor de decizie pentru a preveni dezastrele ecologice înainte de a se produce. Convenţia a intrat în vigoare în 1997 şi România a rectificat tratatul prin Legea nr. 22/2001. Convenţia de la Espoo (EIA) stabileşte obligaţia de a evalua impactul ecologic al anumitor activităţi încă dintr-o fază incipientă. De asemenea prevede obligaţia statelor de a se notifica şi de a se consulta asupra tuturor proiectelor majore sub aspectul posibilităţii existenţei unui impact ecologic transfrontalier. Cadru legal pentru sistemul de termoficare Termoficare şi energie Principalul act care reglementează situaţia în sectoarele termoficării şi al energiei este Legea nr. 13/2007 (Legea energiei electrice)- stabilind cadrul de reglementare pentru activităţile din domeniul energiei electrice şi a termoficării produse prin cogeneraţie. Legea nr. 13/2007 abrogă şi înlocuieşte Legea nr. 318/2003. Legea transpune Directiva 2003/54/EC privitoare la reguli comune pentru piaţa internă a energiei electrice şi abrogă Directiva 96/92/EC şi prevederile Articolului 4 partea 3 a Directivei 2004/8/EC asupra promovării co-generării bazate pe necesarul de căldură pe piaţa internă. Legea 325/2006 privind organizarea si functionarea serviciilor publice de alimentare cu energie termica produsa si centralizata reglementează activităţi specifice furnizării de căldură şi apă caldă, mai ales pentru producţia, transportul, distribuţia şi furnizarea de căldură în sisteme de

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

44

termoficare eficiente şi la standarde înalte de calitate, cu scopul de a asigura folosirea optimă a resurselor energetice şi de a îndeplini cerinţele din domeniului mediului. Legea 51/2006 pentru serviciile comunitare de utilităţi publice, modificată şi completată prin O.U. 13/2008 stabileşte cadrul instituţional şi unităţile legale precum şi obiective specifice, competenţe, roluri şi instrumente pentru stabilirea, organizarea, administrarea, finanţarea, monitorizarea şi controlarea serviciilor comunitare de utilităţi publice, inclusiv serviciul public de furnizare a căldurii. Ordinul ANSRC 91/2007 aprobă cadrul prin care se reglementează serviciile de furnizare a apei calde operând conform Legii 325/2006 şi a Legii 51/2006. HG 219/2007 privind promovarea cogenerarii bazate pe cererea de energie termica utila stabileste baza legala pentru promovarea si dezvoltarea cogenerarii eficiente pentru productia de caldura si electricitate bazata pe cererea actuala si pe reducerea consumului de combustibil marind eficienta energetica si imbunatatind siguranta furnizarii de energie electrica tinand cont de specificul economic si conditiile climatice ale Romaniei. Legea 199/2000, modificată şi completată de Legea 56/2006 stabileşte cadrul legal pentru elaborarea şi aplicarea politicii naţionale de folosire eficientă a energiei. Legea 3/2001 ratifică Protocolul de la Kyoto şi stipulează angajamentul României de a-şi reduce emisiile de gaze poluante în perioada 2008-2012 cu o cantitate echivalentă cu 8% comparativ cu nivelul de gaze de seră emise înainte de 1989. O.U. 174/2002 aprobată prin Legea 211/2003 stabileşte măsuri speciale pentru reabilitarea termică a clădirilor supraetajate. H.G. 443/2003 amendată prin H.G. 958/2005 transpune Directiva 2001/77/CE privitor la promovarea producerii de energie electrică din resurse regenerabile. Directiva 2006/32/CE privitoare la eficienţa energetică la consumatorii finali şi a serviciilor energetice, care va fi transpusă în legislaţia românească în anul 2008, stipulează, conform articolului 14(2), faptul că statele membre se angajează să reducă consumul de energie cu minim 9% între 2008-2012 comparativ cu consumul mediu din perioada 2001-2005. Legea 230/2007 reglementează aspectele juridice, economice şi tehnice referitoare la stabilirea, organizarea şi funcţionarea asociaţiilor de proprietari precum şi folosirea şi administrarea clădirilor având cel puţin 3 proprietari persoană fizică sau juridică, inclusiv spaţiile cu altă destinaţie decât de locuit. 2.6.3 Instituţiile de mediu

Operarea sistemului de termoficare are un impact semnificativ asupra mediului şi posibil asupra sănătăţii umane, în special în zone identificate cu probleme. Mai jos sunt prezentate instituţiile principale care au responsabilitatea de a aplica politicile şi strategiile guvernului român privitoare la îmbunătăţirea mediului înconjurător şi a sănătăţii umane, precum şi competenţele în legătură cu sistemele de termoficare. a. La nivel central

H.G. nr. 368/2007 stabileşte responsabilităţi pentru MESD precum şi pentru alte instituţii din subordine, autoritate sau coordonare, pentru promovarea politicilor de mediu, ape şi sectoare ale dezvoltării durabile.

MESD asigură coordonarea inter-ministerială a procesului elaborării şi implementării a Strategiei Naţionale pentru Dezvoltare Durabilă şi coordonează activitatea în integrarea cerinţelor de mediu în politica altor sectoare, în concordanţă cu cerinţele europene şi standardele internaţionale.

În cadrul Ministerului, Directoratul General pentru Administrarea Instrumentelor Structurale are rolul de a administra Autoritatea în cadrul Programului Operaţional pe Sector (SOP) pentru mediu. Această autoritate coordonează din punct de vedere metodologic Organismele Intermediare pentru SOP de mediu, organizat la nivel regional în 8 regiuni de dezvoltare

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

45

În subordinea MESD au fost formate unităţi de administrare şi unităţi de implementare a proiectelor cu scopul de a asigura administrarea adecvată a proiectelor finanţate din surse externe.

Cu scopul de a-şi îndeplini obiectivele, MESD este de asemenea coordonatorul concesiilor alocate României de către UE pentru sectorul de mediu.

Ca şi un organism central de administraţie publică, MESD îndeplineşte multe funcţii specifice precum elaborarea, actualizarea şi implementarea strategiilor şi programelor naţionale în domeniul protecţiei mediului şi în domeniul administrării apelor inclusiv:

- Strategia Naţională şi Planul de Acţiune pentru Protecţia Aerului

- Strategia Naţională şi Planul de Acţiune pentru Schimbările Climatice

- Strategia Naţională şi Planul de Acţiune pentru Administrarea Deşeurilor

- Planul Naţional pentru Reducerea Progresivă a Emisiilor de SO2, NO(x), VOC şi NH3

- Planul Naţional pentru Reducerea Emisiilor de SO2, NO(x) şi a emisiilor de praf provenite de la LCP

- SOp-ul de mediu

MESD coordonează şi monitorizează implementarea procesului de alocare a cotelor de emisii de gaze poluante.

Potrivit prevederilor Planului de Implementare a Directivei IPPC, MESD are următoarele responsabilităţi specifice:

• Coordonarea procedurii de acordare a permisului de mediu integrat pentru activităţile/instalatiile cu impact transfrontalier, potrivit Ordinului Ministerial (O.M.) 860/2002 şi O.M. 818/2003, completat şi modificat prin O.M. 1158/2005;

• Coordonarea procedurii de acordare a permisului/licenţei de mediu integrat; • Să conducă centrul de informaţii şi documentare BREF/schimbul de informaţii şi comunicări BAT

cu Centrul European IPPC (EIPPCB= şi cu Forumul de Informare (IEF); • Să coordoneze sistemul de monitorizare şi control pentru conformare cu condiţiile permisului

integrat şi a administrării impactului transfrontalier; • Să coordoneze perticiparea publică în activităţile sectorului de control şi evaluare a riscului în

cazul poluării industriale, în context transfrontalier.

Conform prevederilor H.G. nr 459/2005, Agenţia Naţională pentru Protecţia Mediului (ANPM) este un organism specializat al administraţiei publice centrale cu statut legal, aflat în subordinea MESD, care are competenţe de implementare a politicilor şi legislaţiei de mediu. ANPM exercită, conform legii, atribuţii asupra planurilor strategice, permiterea activităţilor cu impact ecologic, implementarea politicilor şi legislaţiei de mediu stabilite de MESD la un nivel naţional, regional şi local, prin reglementarea organizării şi a operaţiilor.

ANPM are următoarele responsabilităţi:

• Coordonarea activităţilor pentru implementarea strategiilor şi politicilor la nivel naţional, regional şi local;

• Să fie autoritatea competentă în aprobarea activităţilor cu impact asupra mediului; • Să monitorizeze statutul implementărilor angajamentelor asumate de România în cadrul

planurilor de implementare negociate cu EC în perioada de aderare; • Să coordoneze activităţile specifice din domeniile incluse în Capitolul 22 al Documentului de

Poziţie; • Să realizeze/actualizeze lista instalaţiilor/activităţilor la nivel naţional şi să coordoneze procesul

de inventariere la nivel local şi regional.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

46

Garda Naţională de Mediu (GNM)

Potrivit H.G. 1224/2007 pentru organizarea şi funcţionarea GNM, această instituţie este un organism de control specializat şi inspecţie, asigurând implementarea efectivă, uniformă şi integrată a politicii guvernamentale raportată la cerinţele UE în materie de mediu.

GNM are competenţe de a impune politica guvernamentală, de a preveni, stabili şi aplica penalizări legale pentru încălcarea prevederilor legale referitoare la protecţia mediului, fonduri guvernamentale şi alte sectoare incluse în legislaţia specifică în vigoare.

În domeniul protecţiei mediului (după art. 12 din H.G. 1224/2007) GNM are un număr de responsabilităţi, dintre care următoarele sunt relevante pentru proiect:

- Verificarea conformării operatorilor cu legislaţia în domeniu, inclusiv măsurile de protecţie a mediului stabilite în conformitate cu programele de conformare şi planurile de acţiune;

- Verificarea conformării cu procedurile legale pentru acordarea autorizaşiei de mediu;

- Să aplice penalizările legale pentru încălcări ale prevederilor legale, inclusiv suspendarea anumitor activităţi pe anumite perioade de timp când concentraţia maximă de poluanţi este depăşită;

- Să verifice conformarea cu prevederile din domeniul administrării deşeurilor.

Comisariatul General reprezintă departamentul central al GNM şi coordonează în mod direct activitatea comisariatelor din cele 41 de judeţe, Comisariatul Bucureştiului şi a Comisariatului Rezervaţiei Biosferei Deltei Dunării

Administraţia Naţională Apele Romane (ANAR)

Administraţia Naţională Apele Romane (ANAR) este sub autoritatea MESD.

ANAR este o entitate economică pentru ramura serviciilor legate de apă aflată sub coordonarea MESD, având sediul central în Bucureşti şi filiale teritoriale localizate în cele 11 bazine de râuri. ANAR este de o importanţă majoră pentru autorizaţia de mediu integrată, datorită competenţelor multilaterale de a efectua controale regulate referitoare la furniazrea de apă şi la deversarea apelor utilizate.

b) La nivel regional

Agenţiile Regionale de Protecţie a Mediului (ARPM)

Conform articolului 10 din H.G. nr. 459/2005, 8 ARPM-uri îndeplinesc la nivel regional sarcinile ANPM, implementarea strategiilor, politicilor, legislaţiei şi reglementărilor de mediu, pune în vigoare şi coordonează elaborarea planurilor de acţiune ecologice la nivel regional. ARPM-urile acordă autorizaţiile de mediu, conform criteriilor stabilite de ANPM. Câteva responsabilităţi ale ARPM, relevante proiectului de faţă sunt: • Îndeplinirea/coordonarea procesului de acordare a autorizaţiei de mediu la nivel regional şi local pentru activităţi cu impact asupra mediului conform prevederilor stabilite şi legislaţiei în vigoare; • Coordonează realizările planurilor de acţiune la nivel regional în sectorul de mediu; • Monitorizează starea de conformare a angajamentelor României la nivel regional în domeniul protecţiei mediului, după cum s-au negociat acestea cu UE în timpul perioadei de aderare; • Actualizează în cooperare cu GNM şi alte autorităţi publice, integrarea planurilor regionale de mediu în alte planuri regionale; • Participă la elaborarea şi monitorizarea planurilor de dezvoltare regională; • Efectuează/actualizează lista de instalaţii/activităţi la nivel regional şi coordonează acest proces la nivel local; • Primeşte, evaluează documentaţia necesară pentru autorizaţiile de mediu integrate şi administrează procedura de emitere a autorizaţiilor de mediu integrate pentru proiecte şi activităţi specifice IPPc, conform H.G. 860/2002 şi H.G. 919/2003 completată şi modificată de H.G. 1158/2005;

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

47

• Stabileşte programul anual de control al prevederilor stabilite în autorizaţia de mediu integrată, în colaborare cu Agenţiile locale de protecţie a mediului (ALPM) şi cu comisariatele regionale ale GNM; • Asigură monitorizarea activităţilor conform cu articolul 13 şi 14 a Directivei 96/61/EC; • Redactează şi emite rapoartele de emisii poluante la nivel regional (EPER).

Organisme intermediare

Luând în considerare prevederile H.G 369/2007 şi H.G. 457/2008 asupra stabilirii cadrului instituţional pentru coordonare, implementarea şi administrarea instrumentelor structurale, Organismele Intermediare au fost formate pentru SOP de Mediu. Aceste departamente sunt sub coordonarea directă a autorităţilor de mediu publice centrale. Organismele intermediare pentru SOP de mediu au următoarele responsabilităţi, delegate de Autoritatea de Administrare a SOP ENV (MESD) printr-un agrement corespunzător:

a) Să identifice priorităţile regionale pentru SOP ENV, pe baza strategiilor regionale; b) Să organizeze, la nivel regional, promovarea activităţilor pentru SOP ENV şi să se implice în

proiectarea şi implementarea Planului de raport pentru SOP ENV; c) Să promoveze parteneriatul la nivel local; d) Să evalueze în mod formal aplicaţiile; e) Să sprijine beneficiarii cu proceduri SOP aplicate în timpul stagiilor de programare şi

implementare; f) Să monitorizeze servicii/lucrări de intermediere în cadrul SOP ENV; g) Să adune date pentru monitorizarea şi evaluarea progresului programului; h) Să pregătească documente suport pentru rapoartele anuale şi finale ale SOP ENV; i) Să monitorizeze proiectele sub SOP, verificare la faţa locului, controlul cheltuielilor; j) Să asigure suportul pentru evaluarea instituţională a beneficiarului; k) Să confirme exactitatea cerinţelor de plată, a progresului implementării procesului, a plăţilor, a

certificatelor de lucrări finalizate, etc.; l) Sa identifice şi să raporteze posibile neregularităţi la nivel regional către MA; m) Să asigure conştientizarea acţiunilor promovate la nivel regional;răspândirea informaţiei

referitoare la oportunităţile financiare din cadrul SOP ENV

c) La nivel local

Agenţiile Locale de Protecţia Mediului (ALPM)

Conform prevederilor H.G. nr. 459/2005 agenţiile locale de protecţia mediului sunt situate în fiecare judeţ (41) plus Bucureşti. Aceste instituţii îndeplinesc la nivel local responsabilităţile autorităţilor regionale de protecţia mediului subordonate ANPM.

ALPM-URILE acţionează în zona proprie de responsabilitate pentru protecţia şi îmbunătăţirea mediului şi a calităţii vieţii, implementând prevederile convenţiilor şi agrementelor internaţionale semnate de România. Acţiunile ALPM sunt bazate pe îndeplinirea obiectivelor dezvoltării programelor şi planurilor.

2.6.4. Instalaţii de termoficare/energie

2.6.4.1.Compania locală de termoficare

SC Colterm SA este operatorul de termoficare pentru Oraşul Timişoara, producţia (prin CET Centru şi CET Sud), trasnport şi distribuţie acoperind 80% din piaţa potenţială.

Statutul legal al operatorului

Compania a fost constituită din punct de vedere legal prin Decizia nr. 313/16.12.2003 a Consiliului Local al Timişoarei, ca o societate pe acţiuni având Municipalitatea ca unic acţionar, prin fuzionarea „Termocet 2002”, producătorul local de termoficare (şi o cantitate mică de energie electrică) cu „Calor”, operatorul de transport şi distribuţie a căldurii din municipiu.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

48

Municipalitatea este proprietar exclusiv a sistemului de termoficare.

Numele întreg al companiei de termoficare

Compania locală de termoficare şi distribuţie Colterm Timişoara

Scopul principal Producţia, transportul, distribuţia şi furnizarea de căldură pentru consumatorii din Timişoara, precum şi furnizarea de apă caldă şi rece menajeră folosind staţii de pompare;

Producţia şi furnizarea de energie electrică

Structura legală Societate pe acţiuni

Proprietar Municipalitatea Timişoara ca unic acţionar (100%)

Capital înregistrat 103.509.700 RON

Numărul de înregistrare la Camera Comerţului

J35/185/19.01.2004

Cod Unic de Înregistrare (CUI) R16063013/20.01.2004

Adresă Strada Episcop Joseph Lonovici nr. 4, Timişoara, judeţul Timiş

Licenţe/permise

Societatea are următoarele licenţe de operareşi permise:

Licenţe/permise Autoritatea emitentă

Număr de referinţă Valabilitate

Producţia de căldură ANRE Nr. 597/ 06.04.2004 modificată prin Decizia 1786/2007 Serie L nr. 2020/15.11.2007

06.04.2029

Producţia de energie electrică

ANRE Nr. 596/ 06.04.2004 modificată prin Decizia 539/2007 Seria L nr. 1625/06.04.2004

06.04.2029

Distribuţia de energie termică

ANRE Nr. 598/ 06.04.2004 seria L nr. 1627/06.04.2004

06.04.2029

Furnizare de energie termică

ANRE Nr. 599/ 06.04.2004 Seria L nr. 1628/06.04.2004

06.04.2029

Furnizare de energie termică

ANRSC Licenţă clasa 2 Nr. 0217/20.05.2008

20.05.2013

Autorizaţie de mediu integrată

REPA Timisoara

Autorizaţie de mediu integrată nr. 22/27.12.2006 pentru CET CENTRU Timişoara

31.12.2013

Autorizaţie de mediu integrată

REPA Timisoara

Autorizaţie de mediu integrată nr. 8/31.01.2007 pentru CET SUD Timişoara

31.12.2013

Autorizaţie de mediu integrată

REPA Timisoara

Autorizaţie de mediu integrată nr. 21/04.02.2008 pentru depozitul de zgură şi cenuşă

04.02.2018

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

49

2.6.4.2 . Caracteristicile principale ale companiei de termoficare

Începutul companiei dateză din 1884, când o companie britanico-austriacă „Brush Electrical” construieşte o uzină electrică ce asigură iluminatul public din oraş.

După 9 ani, în 1893, municipalitatea a preluat proprietatea în stăpânire… în 1923 capacitatea de generare a fost mărită la 11,5 MW. Începând cu anii 60 s-a înlocuit echipamentul vechi şi a fost extinsă infrastructura pentru o mai bună acoperire a oraşului.

În 1986 CET Timişoara Sud a început să producă căldură, din anii 90 sistemul de termoficare din Timişoara a cunoscut o un proces de îmbunătăţire continuu.

Începând cu 1 ianuarie 2004 serviciile de termoficare sunt oferite de SC COLTERM SA, companie formată din fuziunea producătorului de căldură TERMOCET 2000 şi a companiei ce opera infrastructura de distribuţie din oraş, CALOR SA

Societatea operează două mari surse de căldură CET TIMIŞOARA CENTRU şi CET TIMIŞOARA SUD; ambele pot rula într-un mod interconectat datorită configuraţiei potrivite a reţelei de distribuţie.

Activităţile principale ale SC COLTERM Timişoara, după cum figurează în actul constitutiv:

• Furnizarea de aburi şi aer condiţionat (include distribuţia de căldură şi apă caldă)- EA 3530 (CAEN rev.2 code);

• Producţia de electricitate- EA 3511 (CAEN rev.2 code);

• Transport de energie electrică – EA 3512 (CAEN rev.2 code);

• Distribuţie a energiei electrice- EA 3513 (CAEN rev.2 code),

În 2007, producţia combinată de căldură şi apă caldă a celor două uzine de termoficare au fost:

- CET Timişoara Centru: 748.385 MWh

- CET Timişoara Sud: 471.843 MWh

CET Timişoara Sud funcţionează folosind următoarele instalaţii principale:

- 3 cazane cu abur pe bază de gaz natural şi lignit, fiecare cu o capacitate de 100t/oră

- 4 cazane cu abur pe bază de gaz natural, fiecare cu o capacitate de 10t/oră

- 2 cazane cu apă caldă pe bază de gaz natural şi lignit, fiecare cu o capacitate de 116 MW

CET Timişoara Centru funcţionează folosind următoarele instalaţii principale:

• 1 cazan cu abur pe bază de gaz natural, cu o capacitate de 30t/oră

• 3 cazane cu apă caldă pe bază de gaz natural şi combustibil greu, fiecare cu o capacitate de 116 MW

• 2 cazane cu apă caldă pe bază de gaz natural, fiecare cu o capacitate de 50-58 MW

Compania operează 112 substaţii locale, o reţea de transport de 80 km şi o reţea de distribuţie de 340 km

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

50

2.6.4.3. Contractul de concesiune

Municipalitatea Timişoarei a delegat administrarea serviciului de termoficare către COLTERM SA prin acord direct urmat de Decizia nr 155/18.04.2006 a Consiliului Local.

Contractul de concesie a fost aprobat prin Decizia nr. 216/30.05.2006 a Consiliului Local şi a avut următoarele puncte principale (extrase din contract):

• Scopul contractului: producţia de căldură şi electricitate, transport, distribuţie şi furnizare a căldurii şi a apei calde şi reci de robinet, cu scopul de a furniza căldură, apă caldă şi abur tehnologic pentru uz casnic, industrial şi pentru instituţile publice ale oraşului Timişoara;

• Durata contractului: 15 ani, până la data de 30.05.2021;

• Contractul se anulează daca se schimbă structura acţionariatului;

• Titularul concesionării trebuie să plătească o taxă aprobată prin contract şi actualizată anual;

• Municipalitatea are dreptul să monitorizeze şi să verifice de 2 ori pe an titularul concesionării în privinţa obligaţiilor asumate în momentul semnării contractului;

• Municipalitatea are dreptul să aprobe studii de fezabilitate referitor la reabilitarea, extinderea şi modernizarea infrastructurii şi de a contracta şi garanta, potrivit legilor în vigoare, împrumuturi pentru programe de investiţii financiare referitor la infrastructura serviciilor;

• Municipalitatea are dreptul sa stabilească preţuri de referinţă pentru consumatori;

• Municipalitatea are dreptul de a contracta şi de a garanta împrumuturi pentru finanţarea programelor de investiţii referitoare la infrastructura de termoficare a domeniului ăublic;

• Infrastructura serviciilor este proprietatea municipalităţii şi este administrată de titularul concesiunii;

• Toate lucrările şi bunurile obţinute de companie din fonduri de la bugetul local şi de stat vor deveni proprietatea publică a municipalităţii; compania este obligată să organizeze licitaţii pentru prestări de servicii şi achiziţii de bunuri după prevederile legale în vigoare;

Contractul de concesiune mai prevede un set de criterii de performanţă revizuite anual precum şi obiective pentru titularul concesiunii.

2.6.4.4. Structura organizaţională şi de administrare

A. Administrarea strategică

Viziune şi misiune.

Compania a angajat un consultant extern pentru a implementa sistemul de calitate, programarea pentru auditul final în septembrie, 2009. Ca parte a procesului, consultantul oferă ajutor pentru o revizuire a viziunii companiei şi o dezvoltare a misiunii formale.

Autorităţile locale ale oraşului Timişoara au beneficiat de asistenţă tehnică (GTZ Stadtwerke Karlsruhe - 2003, ISPE – 2007) pentru a defini acţiunile strategice principale ce urmează a fi implementate pentru a îmbunătăţi sistemul de termoficare, rezultând următorul set de acţiuni propuse:

• Creşterea eficienţei operative prin reabilitarea unităţilor de producţie ce folosesc cogeneraţia;

• Modernizarea reţelei de termoficare

• Reducerea costurilor pentru producţia de căldură;

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

51

• Asigurarea siguranţei maxime şi conformarea cu cerinţele europene de protecţia mediului.

Ca parte a unui proiect în derulare finanţat de BRDE, o asistenţă tehnică furnizată de IDOM Consultoria (Spania) ţinteşte la dezvoltarea unui program de dezvoltare corporativă (CDP) pentru a îmbunătăţi performanţele comerciale şi standardele de conducere corporativă ale companiei, reforma structurii tarifului şi reforma operaţiilor subsidiare; CDP-ul se estimează că va fi finalizat nu mai tărziu de septembrie 2008, şi va fi implementat în următorii 5 ani. Ramboll va colabora strâns cu acest Asistent Tehnic (TA) în realizarea analizei structurale cu scopul de a sprijini COLTERM în implementarea celei mai potrivite opţiunii de restructurare.

B.Structura organizaţională

Structura organizaţională este prezentată în Anexa 2.6.4-1.

Organizarea structurală prezentă a fost aprobată în 11 martie 2008, de către Consiliul de Administraţie.

Structura este bine definită, având o separare clară a „nucleului afacerilor” a companiei şi este compusă din 2 elemente principale: a) producţia şi b) furnizarea şi distribuţia . designul structural este funcţional, cu un grad mediu de complexitate orizontală şi verticală.

Structura este foarte bine definită prin Regulamentul de Funcţionare (ultima versiune din 2007), unde s- au stabilit sarcini şi responsabilităţi clare pentru fiecare unitate.

Sunt câteva slăbiciuni care reduc eficienţa actualei organizări structurale:

• O mare concentraţie a factorilor de decizie;

• Folosirea principiului „nucleul afacerilor” chiar şi în structurile cu funcţiii suport (Resurse Umane, Financiar, Transport, Mentenanţă), care pot duce la suprapuneri în decizii şi eficienţă scăzută de folosire a forţei de muncă

• Structura include o subordinare dublă- sectoarele operaţionale şi de mentenaţă 1 şi 3 sunt subordonate atât directorului tehnic şi de întreţinere, cât şi directorului tehnic şi operaţional;

• Nu există o unitate de implementare a proiectelor, necesară pentru implementarea proiectelor de investiţii; până recent, responsabilităţile asociate cu implementarea şi monitorizarea proiectelor au fost alocate unei echipe ce avea în componenţă angajaţi din departamentele financiar şi tehnic;

• Nu există un departament de relaţii cu publicul precum şi un departament de marketing; din cauza competiţiei din partea sistemelor individuale pe bază de gaze naturale existente pe piaţă, aceste funcţii ar trebui întărite.

Analiza instituţională parte a Aplicaţiei CF va identifica mai detaliat schimbările necesare ce trebuie implementate.

C. responsabilităţi cheie în cadrul Adunării Generale (AG) şi a Consiliului de Administraţie

SC COLTERM SA este o entitate juridică românească acţionând pe piaţă ca o societate comercială aparţinând de Consiliul Local Timişoara.

Adunarea Generală decide toată activitatea şi politica economică a companiei; defineşte strategiile globale pentru dezvoltare, modernizare şi restructurare financiar-economică a companiei.

Până când Consiliul Local Timişoara este unicul acţionar al SC COLTERM SA, responsabilităţile AG sunt delegate către Consiliul de Administraţie.

Principalele responsabilităţi ale AG a Colterm SA sunt:

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

52

• Să aleagă Consiliul de Administraţie şi Preşedintele Consiliului de Aministraţie, ca va acţiona din calitatea de Director General al Societăţii;

• Să discute şi să aprobe bugetul societăţii;

• Să decidă asupra contractării împrumuturilor pe termen lung, inclusiv împrumuturi de la IFI;

• Să discute, aprobe şi să modifice bilanţul companiei în raportul anual al CA.

CA include 9 membrii numiţi pe maxim 4 ani prin decizia Consiliului Local Timişoara, ca unic acţionar.

Rolul major al CA este de a stabili şi de aproba organizarea structurală precum şi regulamentele de funcţionare internă a companiei. CA are de asemenea competenţa de a:

• Aproba delegarea de competenţe către directorul general şi directorii executivi;

• Să aprobe contracte complexe de import sau export;

• Să aprobe investiţii financiare din surse proprii ale companiei;

• Să negocieze contractele de muncă cu sindicatul;

• Să stabilească politici şi strategii de marketing;

• Să stabilească drepturi şi responsabilităţi pentru personal pe baza organizării structurale.

D. Managementul de top Echipa managerială este destul de experimentată în activitatea managerială şi managementul de proiect. Distribuţia responsabilităţilor între manageri este prezentată în următorul tabel: Poziţia mangerială responsabilităţi Director General Preşedintele Consiliului de Administraţie, este responsabil

pentru coordonarea întregii activităţi a societăţii. Responsabil direct de:

• Departamentul legal • Departamentul de resurse umane • Controlul financiar intern • Departamentul IT • Relaţii publice şi departamentul de comunicaţii

Managerul general adjunct

Responsabil pentru producţia de energie; Direct responsabil pentru:

• Departamentul administrativ • Departamentul pentru protecţia mediului • Oficiul pentru mentenanţă şi investiţii • Departamentul calităţii • Departamentul protecţiei muncii şi a protecţiei

împotriva incendiilor • Departamentul securităţii instalaţiilor (ISCIR, UCC)

Directorul tehnic şi de operaţii

Responsabil cu operarea substaţiilor de termoficare şi furnizării de căldură

Directorul tehnic şi de mentenanţă

Responsabil pentru mentenanţa sistemului de distribuţie

Directorul economic

Responsabil pentru chestiunile economice şi financiare, aprovizionare şi transport

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

53

Actuala delegare de competenţe din cadrul echipei manageriale a dus la o bună funcţionare a societăţii. Este, totuşi important a se evalua în Analiza instituţională delegarea responsabilităţilor între Managerul general deputat, Directorul tehnic şi de operaţii şi Directorul tehnic şi de mentenanţă, poziţii care sunt însărcinate cu principalele procese din „nucleul afacerii”. Organizarea structurală organizaţională actuală nu include un Director de marketing responsabil pentru activităţile comerciale şi de marketing ale societăţii. Directorul de marketing ar trebui sa coordoneze Departamentul de management al relaţiilor cu publicul şi un Oficiu de marketing; oficiul de marketing ar trebui sa definească acţiunile principale de analiză a pieţei potenţiale şi în mod special să atragă clienţi noi (în special foşti clienţi actualmente debranşaţi de la reţeaua de termoficare).

2.6.4.5. Managementul resurselor umane

Fluctuaţia perosnalului

Pe 31 decembrie 2007 SC COLTERM SA avea 1255 angajaţi, divizaţi pe categoriile prezentate în diagrama de mai jos. Structura personalului este în general echilibrată comparativ cu activităţile majore ale societăţii. Totuşi, raportul dintre muncitori calificaţi şi necalificaţi pare să fie în dezechilibru, cu mult prea puţini muncitori necalificaţi comparativ cu funcţiile ce trebuie acoperite de această categorie.

În ultimii doi ani, numărul de angajaţi a scăzut uşor de la 1294 angajaţi în 2005, la 1255 la sfârşitul anului 2007.

Evoluţia personalului pentru diferite categorii de personal în ultimii trei ani (2005-2007) este ilustrată în diagrama de mai jos:

Unskilled Skilled Foremen Functionaries University Degree Management

2005 17 1006 50 65 150 6 2006 5 1002 49 65 147 6 2007 5 983 50 62 149 6

0

200

400

600

800

1000

1200

N um

be r o

f e m

pl oy

ee s

Staff number evolution

0.4%

78.5%

3.9%

5.1% 11.7%

0.5%

Employees' structure - 2007

Unskilled

Skilled

Foremen

Functionaries

University Degree

Management

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

54

Planificarea şi dezvolatarea organizaţională

Auditul de management al resurselor de resurse umane a evaluat structurarea şi organizarea departamentului de resurse umane, pentru a propune o strategie generală, direcţie şi management efectiv a organizării forţei de muncă pentru a-şi îndeplini obiectivele organizaţionale.

Pot fi menţionate ca atuuri:

• Organizarea structurală este revizuită anual

• Directorul de resurse umane este subordonat direct managerului general

• Societatea foloseşte un regulament de funcţionare (RF) şi un regulament de ordine interioară care defineşte roluri, responsabilităţi şi reguli de disciplină în cadrul companiei;

• Directorii tuturor nivelurilor societăţii sunt implicaţi în procesul de elaborare a bugetului anual, iar bugetele sunt administrate la nivel de director;

• Departamentul de resurse umane este perceput ca un consultant intern;

• Departamentul de resurse umane are obligativitatea de a-şi îmbunătăţi propria activitate pentru a se alinia noilor cerinţe ale societăţii.

În acelaşi timp, există câteva neajunsuri care pot afecta abilitatea departamentului de resurse umane de a-şi îndeplini total şi în mod eficient obiectivele societăţii, ceea ce ar putea duce la apariţia confuziei şi a nepotrivirii ale distribuirii de repartiţii care ar putea stingheri productivitatea:

• Departamentul de resurse umane nu este privit ca un partener strategic;

• Obiectivele societăţii nu sunt comunicate şi răspândite în cadrul societăţii

• Bugetul departamentului de resurse umane este compus în principal din salarii fără alte considerente asupra altor funcţii ale managementului resurselor umane.

Zonele principale de activitate ale activităţii de resurse umane sunt prezentate mai jos

a) procesul de planificare a resurselor umane (include analiza locului de muncă, descrierea locului de muncă, evaluarea, identificarea competenţelor necesare, prognosticarea/planificarea cerinţei de forţă de muncă, necesităţi ale personalului).

Pot fi menţionate ca atuuri:

• existenţa unei baze de date cu angajaţii ce include informaţii referitoare la calificarea, vechimea şi experienţa;

• existenţa unei descrieri a locului de muncă, cu o structură bine definită;

• managerii departamentelor sunt implicaţi şi participă la procesul de analiză şi design a locului de muncă

Cu toate acestea, modificarea unor zone constituie o prioritate: • ierarhia nu este bazată pe o evaluare obiectivă şi structurală • nu există o planificare a necesarului de forţă de muncă pe termen scurt şi mediu, cu excepţia

programelor de modernizare şi investiţii;

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

55

• nu există o prognoză pentru evoluţia resurselor umane corelată cu obiectivele societăţii pe termen scurt şi mediu

• lipseşte un sistem pentru planificarea carierei şi a succesiunii; • indicatori folositori ai procesului de planificare, de exemplu fluctuaţiile în numărul de angajaţi,

absenţele, nu sunt calculaţi şi verificaţi b) Procesul de selecţie şi recrutare (include recrutarea, selectarea, transferul intern, reconversia profesională, şomajul, managementul procesului de pensionare).

Pot fi menţionate ca atuuri:

• o metodologie elaborată şi folosită pentru procesul de recrutare şi selectare, cuprinzând cel puţin 2 etape- filtrarea cererilor deja existente în baza de date a societăţii şi testele sau interviurile cu conducerea

• surse de recrutare atât interne cât şi externe

• managerii departamentelor relavante participă la procesul de selecţie

• societatea foloseşte contracte part-time pentru dezvoltarea unor proiecte;

• legături strânse cu instituţiile de învăţământ vocaţionale locale.

Ca slăbiciuni se pot menţiona:

• nu există planuri de recrutare • managerii participanţi la procesul de selecţie nu sunt iniţiaţi în tehnici specifice de selecţie • nu există date de evaluare a eficienţei procesului de selecţie(costul procesului, evaluare după

perioada de probă, rata a continuităţii). c) Administrarea performanţelor şi a recompenselor (include salarul de bază şi compensările variabile, sisteme de motivaiţe sisteme de promovare în carieră, evaluarea performanţelor).

Pot fi menţionate ca atuuri:

• Sistemul de slarizare este definit formal în contractul colectiv, având o structură pe grade şi beneficii (vechime, schimb de noapte, ore suplimentare, etc.) care permite calculul bugetului precum şi alocarea de creşteri salariale pentru departamente;

• Sistemul de recompensare este comunicat angajaţilor;

• Bugetul salarial este corelat prin lege cu un coeficient de productivitate

• Se oferă periodic bonusuri pe baza performanţelor

Ca slăbiciuni în acest domeniu se pot menţiona: • Structura şi nivelul sistemului de recompensare nu este favotabil păstrării forţei de muncă înalt

calificată; • Lipseşte un sistem de evaluare la nivel individual; • Lipseşte un plan de succesiune

d) Dezvoltarea resurselor umane/ instruiri (include estimarea nevoii de instruire, planuri de instruire, instruiri interne şi externe).

Atuurile în acest domeniu:

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

56

• Angajaţii par să fie calificaţi corespunzător pentru îndeplinirea sarcinii curente

• Societatea are un buget anual pentru instruiri

• Se oferă programe de instruire, în principal pentru a se îndeplini cerinţele de calificare pentru anumite locuri de muncă;

• Societatea este în curs de pregătire a unei proceduri de evaluare a necesităţilor de instruire

Sunt necesare îmbunătăţiri în următoarele domenii:

• evaluare a necesităţilor de instruire ar trebui să se bazeze pe identificarea lacunelor în cunoştinţele necesare pentru locul de muncă, nu pe oferte externe de instruire;

• o strategie de instruire bazată pe îmbunătăţirile tehnologice pe termen scurt şi mediu

• este necesară o procedură de evaluare a rezultatelor instruirii.

e) Relaţii între angajaţi

Cu toate că în cadrul societăţii există 4 organizaţii sindicale, nu s-au înregistrat conflicte de muncă de-a lungul a 3 ani, toate disputele fiind rezolvate pe cale amiabilă.

2.6.4.6. operaţii curente şi performanţe financiare

Tabel 2.6.4.6-1: Producţia de căldură, populaţia conectată, angajaţii Colterm, 2005-2007.

2005 2006 2007

Producţia de căldură GJ/an

5,113,205 4,735,022 4,336,897

Populaţie branşată la sistemul de termoficare (nr. de apartamente/clădire)

91,500 90,610 89,845

Populaţia deservită

(persoane)

269,925 267,300 265,043

Nr. de angajaţi Colterm

1,294 1,274 1,255

Tabel 2.6.4.6-2: Costuri totale şi venituri totale ale Colterm (RON, EUR), 2005-2007. 2005 2006 2007

Total costuri, RON

187,069,156

201,089,882 202,593,011

Total venituri, RON

187,372,142

201,591,879 209,670,552

Total costuri, EUR

52,844,395

56,805,051 57,229,664

Total venituri, EUR

52,929,984

56,946,858 59,228,969

Tabel 2.6.4.6-3: Bilanţul Colterm la sfârşitul lui 2007 (RON, EUR), articole principale.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

57

Bilanţul Colterm 2007 RON EUR %

1 Active

23,827 6,731 0%

2 Active curente

110,095,426 31,100,403 21%

3 Active pe termen lung

407,582,706 115,136,358 79%

4 Total active

517,701,959 146,243,491 100%

5

6 Obligaţii curente

102,457,825 28,942,888 20%

7 Avansuri (subvenţii)

99,128,951 28,002,529 19%

8 Obligaţii pe termen lung

163,922,218 46,305,711 32%

9 Capital şi rezerve

152,192,965 42,992,363 29%

10 Total obligaţii

517,701,959 146,243,491 100%

Balanţa indică faptul că până la sfârşitul lui 2007 proporţia activelor curente şi a obligaţiilor curente, sau indicele contabil curent a fost de 1.07. Subvenţiile nu sunt incluse în categoria obligaţiilor curente. Balanţa indică faptul că până la sfârşitul lui 2007, Colterm avea în posesie un procent important de capital şi rezerve (29%). Obligaţiile pe termen lung (32%) au depăşit capitalul şi rezervele. Acestea îndică faptul că un potenţial creditor poate accepta o proporţie a datoriei pe termen-lung şi a capitalului şi rezervelor cu mult sub 50:50, în cazul unei proporţii de 60:40 între datoria pe termen lung şi capital şi rezerve ar fi loc pentru 21,5 milioane EUR ca şi datorie pe termen lung suplimentară. Table 2.6.4.6-4: Proporţiile Coltermului, 2005-2007. 2005 2006 2007

Proporţii operaţionale (costuri totale împărţite la venituri totale)

0.998 0.998 0.966

Producţia pe angajat TJ/angajat

3.95 3.72 3.46

Producţia pe angajat, RON/angajat

144,567

157,841

161,429

Producţia pe angajat, EUR/angajat

39,936

44,841

48,332

Rată de colectare a taxelor, % 98,9 98,8 97%

Ex rate (average) RON/EUR 3.62

3.52

3.34

După cum se arată în Tabelul 2.6.4-2 de mai sus, costurile totale ale operaţiunilor Colterm a fost de 202,6 milioane RON sau 57,2 milioane EUR şi veniturile totale au fost de 209,7 milioane RON, adică 59,2 milioane EUR. Astfel raportul extern de funcţionare a fost 202,6/209,7=0,966. Este o îmbunătăţire comparativ cu cei doi ani precedenţi, cu un raport extern de funcţionare de 0,998. Aşa cum se arată în tabelul 2.6.4.6-1, în ultimii 3 ani, 2005-2007, SC Colterm SA a produs 5,113 TJ, 4,735 TJ şi respectiv 4,337 TJ. Astfel producţia de căldură a cunoscut o tendinţă de -7-9% anual. În 2007

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

58

Colterm a deservit 89,845 apartamente, sau o populaţie de 265.000 de persoane. Popualţia deservită a avut şi ea o tendinţă negativă, cu o reducere de aproximativ 1%. Producţia anului 2007 a fost de 3.45 TJ. Acest fapt reprezintă o reducere cu 7% din anul precedent, şi cu 12% din 2005, indicând o tendinţă descendentă anuală de 5-6%. Costul de producţie pe angajat a fost de 161,4 RON în 2007 (48,3 EUR, sau cu 2,5% mai mare decât în anul precedent). A fost o creştere mai temperată decât în anul precedent, când s-a înregistrat o creştere de 9%. Rata de colectare a taxelor a rămas la 97% în 2007. În opinia noastră, Colterm poate să îşi îmbunătăţească productivitatea angajaţilor în termeni de TJ/angajat prin reducerea personalului. Nu credem că acest lucru va alimenta costurile de producţie pe angajat, în principal datorită nevoii de a creşte salariile pentru a se menţine în tendinţele actuale. Totuşi este posibil pentru Colterm să îşi menţină costurile de producţie sau chiar o uşoară scădere în termeni de cost real. 2.6.5. Tarife curente şi preţuri Acest capitol prezintă o consemnare a costurilor pe unitate pentru combustibili, energie electrică şi forţă de muncă în producerea de căldură din Timişoara, precum şi tarife şi subsidii. În continuare se prezintă o evaluare a consumului şi a plăţii consumului necontorizat în clădiri. În final se prezintă şi se evaluează viitorul sistem de subsidii. Costuri pe unitate pentru conbustibili şi alte unităţi de consum În tabelele 2.6.5-1, 2.6.5-2 şi 2.6.5-3 sunt prezentate costuri pe unitate pentru combustibili, energie electrică şi forţă de muncă în Timişoara pentru 2007 Table 2.6.5-1 costuri unitare pentru combustibili şi alte unităţi de consum, Timişoara, decembrie 2007. Preţuri de combustibili pentru societăţi de termoficare

Unitate RON pe unitate

EUR pe unitate

Lignit, fără transport Tone 52,32 14,78

Lignit, cu transport Tone 107,42 30,34

Combustibil lichid greu, casnic, (cu excepţia transportului **) Tone 898,66 253,86

Combustibil lichid greu, casnic, inclusiv transport **) Tone 961,57 271,63

Importul de combustibili lichizi grei, inclusiv transport Tone Nu se

foloseşte Nu se

foloseşte Gaze naturale, preţ import de referinţă *) 1000 Nm3 1414* 399,44

Gaze naturale, importat, fără transport 1000 Nm3 773,77 214,33

Gaze naturale, autohton, fără transport 1000 Nm3 470 130,19

Gaze naturale, inclusiv transmitere şi distribuţie 1000 Nm3 856,46 237,23

Gaze naturale, inclusiv transmitere 1000 Nm3 682,02 188,91

Surse: Colterm, www.anre.ro *) Conform documentului „Evaluarea preţului fix: anul 2007”, preţul internaţional de referinţă pentru gaz natural (potrivit Raportului preţurilor Platts Oilgram) folosit de ANRE pentru calculul QIV 2007 a fost media celor 9 luni din decembrie 2006 şi august 2007. În baza estimării, ANRE a stabilit preţul gazului natural, importat, fără transport la 1399 EUR/1000 Nm3. Table 2.6.5-2: preţuri pentru energia electrică produsă, Timişoara, decembrie.

Energie electrică vândută reţelei, Timişoara Unitate RON pe unitate

EUR pe unitate

1 Tarif de zi- aprobat de ANRE MWh 196,68 55,55 2 Tarif de noapte- aprobat de ANRE MWh 196,68 55,55 3 Tarif de zi –pe baza tarifului pieţei în avans MWh N/A N/A 4 Tarif de noapte– pe baza tarifului pieţei în avans MWh N/A N/A 5 Către reţeaua de înaltă tensiune MWh 196,68 55,55

6 Către reţeaua de medie tensiune MWh N/A N/A

7 Către reţeaua de mică tensiune MWh N/A N/A

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

59

Energie electrică cumpărată de la reţea, Timişoara

RON pe unitate

EUR pe unitate

9 Tarif de transmitere MWh 40,85 11,54 10 Tarif de distribuţie MWh 46,23 13,06

11 Tarif transmisie şi distributie pentru energia electrică cumpărată de la reţe (rândul 9+10)

MWh 87,08 24,60

12 De la reţeaua de înaltă tensiune MWh 253,11 71,50 13 De la reţeaua de medie tensiune MWh 293,96 83,04 14 De la reţeaua de mică tensiune MWh 340,19 96,10

Surse: Colterm, ANRE Costul unitar pentru muncă este reprezentat de costul lunar pe persoană calculat pe baza costurilor totale cu salarii pentru 2007 la Colterm Timişoara împărţit la numărul mediu de persoane pentru acelaşi an (Tabelul 2.6.5-3). Table 2.6.5-3: Costuri unitare pentru muncă la Colterm, Timişoara, decembrie 2007

Unitate RON pe unitate

EUR pe unitate

Muncă Luni de muncă 2.709 765

Source: Colterm Costuri unitare pentru producţia de căldura şi tarifele de consum Costul unitar pe producţia de căldură este indicat de costul total de producţie împărţit la cantitatea de căldură vândută. Tariful indică suma pe unitatea de căldură facturată consumatorului. Tariful nu are legătură cu costul unitar. Este stabilit în mod independent, diferenţa dintre tarif şi costul unitar al producţiei de căldură este plata sub formă de subsidii. Mecanismele pentru stabilirea tarifelor şi a costurilor unitare sunt prezentate mai jos. Costurile unităţii de producţie de căldură pentru companiile de termoficare sunt stabilite pe baza unor bugete de costuri de producţie ale acestor societăţi, în concordanţă cu un model oferit de ANRE. În unităţile cu regim compus, costul este stabilit ca şi costul net rezultat luând în considerare veniturile rezultate din vânzările de electricitate. Astfel, costul unitar calculat pentru producţia de căldură este costul unitar care echilibrează veniturile şi cheltuielile ale societăţilor de termoficare, în timp ce preţul energiei electrice este tratat ca şi o variabilă exogenă. Conform unui şablon comun, oferit de organismul naţional de reglementare, ANRE7,costul bugetar poate include un profit admisibil maximde 5%8. Producătorul are voie să stabilească o componentă de dezvoltare în costuri, dar fără specificări asupra mărimii, limitări sau folosire. Societăţile de termoficare se adresează către 2 segmente de consumatori: populaţia şi agenţii economici. Agenţii economici au contracte de furnizare individuale cu societăţile de termoficare şi plătesc preţul total al căldurii. Populaţia plăteşte un tarif unitar care este aproximativ 60% din costul de producţie. Costurile unitare ale producţiei de căldură sunt stabilite anual pentru furnizarea de apă caldă şi căldură, după următoarele caracteristici:

• combustibilul folosit • modul de producţie (doar căldură, regim compus) • modul de transport al căldurii (abur, apă caldă) • sistemul de furnizare (central, sisteme locale) • categoria de utilizatori finali (agenţi economici, populaţie). Instituţii publice (spitale, şcoli,

administraţie publică) sunt incluse în categoria agenţilor economici. • Producţie, furnizare şi distribuţie

7 Metodologie de stabilire a preţurilor reglementate de vânzare / cumpărare - Exemplu de calcul, ANRE. 8 A se face referire la Lege nr. 325, 14/7-2006, Capitolul VIII, Articol 40, secţiunea 1, şi la Ordin 66 of 28/2-2007, Metodologia pentru tarife energetice.., Articol 10.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

60

Astfel, costul unitar pe producţia de căldură variază în funcţie de aceste caracteristici Tariful consumatorului este stabilit după criterii politice la 60% din costul unitar de producţie, după cum se observă în Tabelele 2.6.5-4, 2.6.5-5, 2.6.5-6. Tariful consumatorului este arătat în Rândul 5. Tabel 2.6.5-4: Costuri unitare calculate pentru producţia de căldură şi tarife de consum, Timişoara, 2005, fără TVA.

Costuri unitare pe unitatea de căldura pentru populaţie

RON/Gcal RON/MWh EUR/MWh

1 Cărbuni, combustibil lichid sau gaz natural, regim compus, inclusiv transportul şi distribuţia 176,30 149,03 42,10

2 Cărbuni, combustibil lichid sau gaz natural, regim compus, fără transport şi distribuţie 128,30 108,45 30,64

3 transport şi distribuţie (rândurile 1 – 2) 48,00 40,57 11,46 4 Gaze naturale, doar căldură, inclusiv distribuţia 132,46 111,97 31,63 Tarife de consum pentru populaţie RON/Gcal RON/MWh EUR/MWh 5 Orice combustibil 107,50 90,87 25,67 Subvenţii de la bugetul local şi de stat RON/Gcal RON/MWh EUR/MWh 6 Furnizare centrală (de la rândul 1 la 5) 68,80 58,16 16,43 7 Furnizare locală (rândurile 4 – 5) 24,96 21,10 5,96 Contribuţia populaţiei, în procentajul costurilor

unitare de producţie a căldurii Percent

8 Contribuţia populaţiei, furnizare centrală 61% - - 9 Contribuţia populaţiei, furnizare locală *) 81% - -

Surse: decizii ale ANRE. *) furnizarea locală reprezintă furnizarea de la instalaţiile locale cu cazane cu gaz Tabel 2.6.5-5: Costuri unitare calculate pentru producţia de căldură şi tarife de consum, Timişoara, 2005, fără TVA.

Heat production unit costs when serving the population

RON/Gcal RON/MWh EUR/MWh

1 Cărbuni, combustibil lichid sau gaz natural, regim compus, inclusiv transportul şi distribuţia 191,00 161,45 45,61

2 Cărbuni, combustibil lichid sau gaz natural, regim compus, fără transport şi distribuţie 146,41 123,76 34,96

3 transport şi distribuţie (rândurile 1 – 2) 44.59 37.69 10.65 4 Gaze naturale, doar căldură, inclusiv distribuţia 187,28 158,31 44,72 Tarife de consum pentru populaţie RON/Gcal RON/MWh EUR/MWh 5 Orice combustibil 124,24 105,02 29,67 Subvenţii de la bugetul local şi de stat RON/Gcal RON/MWh EUR/MWh 6 Furnizare centrală (de la rândul 1 la 5) 66,76 56,43 15,94 7 Furnizare locală (rândurile 4 – 5) 63,04 53,29 15,05 Contribuţia populaţiei, în procentajul costurilor

unitare de producţie a căldurii Percent

8 Contribuţia populaţiei, furnizare centrală 65% - - 9 Contribuţia populaţiei, furnizare locală *) 66% - -

Surse: decizii ale ANRE. *) furnizarea locală reprezintă furnizarea de la instalaţiile locale cu cazane cu gaz Tabel 2.6.5-6: Costuri unitare calculate pentru producţia de căldură şi tarife de consum, Timişoara, 2007, fără TVA.

Heat production unit costs when serving the population

RON/Gcal RON/MWh EUR/MWh

1 Cărbuni, combustibil lichid sau gaz natural, regim compus, inclusiv transportul şi distribuţia

220,66 189,73 53,60

2 Cărbuni, combustibil lichid sau gaz natural, regim compus, fără transport şi distribuţie

171,15 147,16 41,57

3 transport şi distribuţie (rândurile 1 – 2) 49,51 42,57 12,03 4 Gaze naturale, doar căldură, inclusiv distribuţia 205,68 176,85 49,96 Tarife de consum pentru populaţie RON/Gcal RON/MWh EUR/MWh 5 Orice combustibil 124,24 106,83 30,18 Subvenţii de la bugetul local şi de stat RON/Gcal RON/MWh EUR/MWh 6 Furnizare centrală (de la rândul 1 la 5) 96,42 82,91 23,42 7 Furnizare locală (rândurile 4 – 5) 81,44 70,03 19,78 Contribuţia populaţiei, în procentajul costurilor Percent

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

61

unitare de producţie a căldurii 8 Contribuţia populaţiei, furnizare centrală 56% x x 9 Contribuţia populaţiei, furnizare locală *) 60% x x

Surse: decizii ale ANRE. *) furnizarea locală reprezintă furnizarea de la instalaţiile locale cu cazane cu gaz Tabelele 2.6.5-4, 2.6.5-5, 2.6.5-6.arată legătura dintre costurile unitare de producţie a căldurii , tariful de consum plătit de populaţie şi subvenţiile rezultate pentru anii 2005,2006 şi 2007. Costurile unitare de producţie a căldurii sunt propuse de societăţile de termoficare şi înaintate către ANRE spre aprobare. În cazul aprobării costul unitar este înaintat către autorităţile locale pentru aprobare. Se stabileşte un tarif de consum în funcţie de sursa şi modul de furnizare. Astfel, în 2007 consumatorii au plătit între 56% şi 60% din costul total, restul de până la 100% fiind acoperit prin subvenţii din bugetul local şi de stat. Potrivit legii (reflectată în Decizia nr. 123, din 28 septembrie 2007), autorităţile locale vor asigura o subvenţie de minim 10% şi compensări de la bugetul de state de maxim 45%9. Astfel, se observă că echilibrul este acoperit în proporţie de 10% până la 40% din bugetul se stat şi local. Societatea de termoficare facturează subvenţiile calculate către autorităţile bugetului local, iar mai departe acestea facturează maximul de 45% către bugetul de stat. Costul căldurii este format din costuri fixe şi costuri variabile. Combustibilul este componenta principală din cadrul costurilor variabile. Instalaţii în regim compus folosind gaze naturale au posibilitatea să cumpere gaze naturale printr-o înţelegere directă cu furnizorul, şi de asemenea pot să schimbe furnizorul. Preţurile pentru gazul autohton sunt stabilite de către ANRE pe o bază trimestrială. Pentru ultimul trimestru al anului 2007 preţul de achiziţie al gazului importat a fost de 773 RON pe 1.000 Nm3 (218 EUR/1.000 Nm3), în timp ce preţul pentru gazul autohton a fost de 470 RON pe 1.000 Nm3 (133 EUR/1.000 Nm3). Se poate observa că nivelul gazului autohton a fost de 60% din nivelul preţului gazului importat. Societăţile de termoficare cumpără gaze naturale la preţuri stabilite de ANRE. Aceste preţuri sunt stabilite deasupra preţului de import. Gazul natural furnizat către societăţile de termoficare şi populaţie este un amestec de gaz autohton cu gaz importat. Nu a fost disponibilă proporţia de gaz autohton din poducţia sectorului de termoficare. Politica guvernului este de a creşte gradual preţul gazului autohton pentru a se apropia de cel al gazului importat. ANRE reglementează costurile de furnizare şi distribuţie a gazelor naturale. Instalaţiile de producţie a energiei termice în regim compus (CHP) trebuie să îşi declare caracteristicile de funcţionare ANRE, inclusiv energia electrică, capacitate de rezervă a energiei electrice, căldură, apă caldă. Vânzări în unităţi de măsură şi monetare sunt raportate ANRE, conform prevederilor Legii Electricităţii. Instalaţiile de producţie a energiei termice în regim compus trebuie să îşi declare şi justifice costurile ANRE. Sarcinile ANRE sunt stabilite în cadrul Legii Electricităţii nr. 13/2007, articolul 11. ANRE poate aproba tarifele de producţie a căldurii din instalaţiile de CHP, dacă nu sunt mai scăzute decât costurile variabile pe produs şi nu sunt mai mari decât costul total pe unitate comparativ cu instalaţiile cu cazane cu abur. Documentaţia ce susţine cererea pentru aprobarea noilor tarife este prezentată de obicei în luna octombrie a anului următor. ANRE poate cere clarificări şi alte documentaţii dacă consideră necesar, după cum se indică în „metodologia pentru stabilirea preţurilor şi cantităţilor de energie electrică vândută de producător pe baza unui contract şi pentru stabilirea preţurilor căldurii vândute de instalaţii CHP”, ANRE. Tarife Tarifele pentru principalii consumatori valabile în luna decembrie 2007 sunt prezentate în tabelul 2.6.5-7. Tabel 2.6.5-7: tarife pentru sistemul de termoficare şi gaze naturale, Timişoara , decembrie 2007

RON/Gcal RON/MWh EUR/MWh Populaţie: termoficare 1 Termoficare, orice combustibil, în orice mod,

orice sistem 124,24 106,83 30,18

9 Decizia Nr. 123, 28 septembrie 2007, de către ANRSC, Art. 4.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

62

Populaţie: gaze naturale - RON/1.000 Nm3 EUR/1.000 Nm3 2 Gaze naturale(până la 2.400 m3 pe an) - 907 256 Agenţi economici: termoficare RON/Gcal RON/MWh EUR/MWh 3 Termoficare în sisteme centrale, inclusiv costul de

distribuţie, orice combustibil (inclusiv gaz natural) 227,28 192,12 54,27

4 Termoficare în sisteme centrale, fără costul de distribuţie, orice combustibil (inclusiv gaz natural)

176,28 149,01 42,09

5 Termoficare în sisteme centrale, costuri de distribuţie (rândurile 3 – 4)

51,00 43,11 12,18

6 Termoficare în sisteme locale, orice combustibil (inclusiv gaz natura*)

233,20 200,52 56,66

7 Termoficare în sisteme locale, gaz natural 211,85 182,15 50,59 Surse: Decizia Nr. 1668, 13/12-2007. *) opţional schimbarea combustibilului. În decembrie 2007 preţul gazului natural către consumatorii casnici de categoria „B1” (consum anual de până la 2,4 m3) a fost de 907 RON/100 Nm3. Consumul contorizat şi necontorizat în apartamente Legea nr. 933/2004 stabileşte ca termen-limită 30 iunie 2006, cu privire la echiparea spaţiilor de locuit cu contoare individuale, şi 31 iulie 2007 pentru echiparea tuturor apartamentelor cu contoare. Legea a fost modificată prin H.G. nr. 609/2007, pentru extinderea termenului-limită până în iunie, 2009 Pentru Timişoara, până la sfârşitul anului 2006, toate spaţiile de locuit aveau contoare la intrare, iar consumul de apă caldă şi rece era contorizat individual pe apartamente. În timpul anului 2007 s-au achiziţionat mai multe contoare moderne pentru apă caldă. Se estimează că instalarea lor va fi finalizată în 2008. Surse: www.primariatm.ro Pentru consumul ce nu este contorizat, există o metodă de conversie, prin care consumul este determinat pe baza numărului de camere din locuinţă. Consumuri specifice în funcţie de numărul de apartamente în cele două zone, „caldă” şi „rece” sunt prezentate în Tabelele 2.6.5-8 şi 2.6.5-9 de mai jos. Timişoara este localizată în zona caldă. Subvenţiile sociale lunare sunt calculate pe baza tabelului (întregul sistem al factorilor de conversie este stabilit prin O.U. 57/2007). Consumatorii pot alege din 3 metode de plată: 1. Plata în timpul sezonului rece (octombrie-martie); 2. Plata pe o perioada de 12 luni; 3. Plata unei sume fixe. Tabel 2.6.5-8: Consumul lunar stipulat pe tipul de apartamente din zona caldă. Tipul apartamentului

Consum lunar (Gcal) Consum lunar transformat în MWh

1 cameră 0,82 0,95 2 camere 1,22 1,42 3 camere 1,59 1,85 4 camere 2,21 2,57 Sursa: EO 57/2007. Notă: facturare lunară în timpul sezonului rece, 6 luni. Table 2.6.5-9: : Consumul lunar stipulat pe tipul de apartamente din zona rece. Tipul apartamentului

Consum lunar (Gcal) Consum lunar transformat în MWh

1 cameră 1,01 1,17 2 camere 1,49 1,73 3 camere 1,94 2,26 4 camere 2,70 3,14 Sursa: EO 57/2007. Notă: facturare lunară în timpul sezonului rece, 6 luni. Combining Tables 2.6.5-7, 2.6.5-8 and 2.6.5-9, the monthly expense for DH is computed in Table 2.6.5- 10, for an apartment with no metering.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

63

Table 2.6.5-10: Monthly expense for DH, Timisoara, December 2007, unmetered apartments Tipul apartamentului

RON pe lună pentru sezonul de termoficare*)

RON pe lună pentru o perioadă de 12 luni

1- cameră 102 51 2- camere 152 76 3- camere 201 101 4- camere 275 138 Notă: *) Sezon: 6 luni Tabelul 2.6.5-10arată că în Timişoara costul lunar al unui apartament necontorizat oscilează între 102 RON pentru un apartament cu 1 cameră şi 275 RON pentru un apartament cu 4 camere. Consumatorii pot opta pentru plata unei facturi pe baza a 12 luni, sau pot plăti un avans şi să plătească diferenţa dupa sezonul rece. În medie costul de încălzire al unui apartament cu 2 camere se situează în jurul sumei de 76 RON pe lună. Nu au fost disponibile informaţii statistice despre apartamente contorizate, dar tendinţa este similară şi pentru apartamentele contorizate. Sistemul prezent şi viitor de subvenţii Sistemul actual de subvenţii include o subvenţie a producătorului şi o subvenţie a consumatorului. Tariful de consum este stabilit în mod autonom de preţul local de referinţă (LRP) (H.G. 36/2006, bazat pe deciziile ANRE şi ANRSC). LRP este stabilit conform metodologiei publicate în Monitorul Oficial nr. 815/03.10.2006 pe baza următoarei formule: LRP= Ph - S/la – S/sb unde Ph este costul căldurii ce include producţia, transportul şi distribuţia, aprobată de ANRE (RON/Gcal) S/la este subvenţia acordată de autorităţile publice locale (minim 10%)(RON/Gcal) S/sb este subvenţia acordată din bugetul de stat producătorului pentru compensarea costurilor combustibililor (maxim 45% din costul combustibilului calculat pentru producerea cantităţii totale de căldură) S/la şi S/sb sunt subvenţii pentru producător. Societăţile de termoficare îşi recuperează aceste subvenţii prin facturarea lor către bugetul local. În plus faţă de subvenţii acordate producătorului, consumatorul are dreptul de a avea subvenţii pe bază de criterii sociale. Baza legală a acestor subvenţii este O.U. 57/30.08.2006 care schimbă O.U. 5/20.12.2003 referitor la facilităţile oferite populaţiei pentru plata încălzirii. Consumatorii au dreptul să primească subvenţii potrivit deciziilor autorităţilor locale. Deciziile sunt bazate pe declaraţiile de venit pe gospodărie strânse de reprezentanţi ai Asociaţiei Proprietarilor/Chiriaşilor sau pe fiecare gspodărie în parte. Consumatorii plătesc societăţii de termoficare doar LRP, în timp ce societăţile de temoficare vor cere diferenţa (suma de subvenţii acordate consumatorului) autorităţilor locale. Subvenţia pentru producător continuă şi în 2008, însă se estimează că nu va mai fi prelungită după 2008, pentru că începând cu 2009 va fi înlocuită de „bonusul pentru o cogenerare de mare eficienţă”. Acest bonus va fi acordat numai producătorilor care vor atinge o „eficienţă mare”. Problema este că termenul „eficienţă mare” este definit diferit în mai multe documente. Trebuie notat faptul că datorită limitării privind profitul (5%), producătorul de energie termică care primeşte acest bonus poate beneficia direct de acest bonus doar dacă nu are un profit mai mare de 5%. Orice surplus trebuie trecut la consumatori. Tarifele pentru anul 2009 încă nu au fost anunţate, aceasta fiind o modalitate de a testa noul sistem. În plus, consumatorii au dreptul la subvenţii sociale care nu sunt direct legate de costurile specifice al energiei termice. Se estimează că acest tip de subvenţii vor rămâne în vigoare şi după 2008. În sezonul 2007-2008, subvenţiile sociale au fost oferite din bugetul la nivel de municipiu potrivit următorului program (Tabel 2.6.5-11): Tabel 2.6.5-11: Subvenţii pentru energie termică, procent din factura de energie termică potrivit venitului net pe membru de familie, RON pe lună.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

64

Perioada Venit brut pe gospodărie*), RON pe lună Procent subvenţie 01.11.07-31.12.07 <363 90% 01.11.07-31.12.07 364-493 80% 01.11.07-31.12.07 494-609 70% 01.11.07-31.12.07 610-725 60% 01.11.07-31.12.07 726-841 50% 01.11.07-31.12.07 842-1.001 40% 01.11.07-31.12.07 1.002-1.131 30% 01.11.07-31.12.07 1.132-1.276 20% 01.11.07-31.12.07 1.277-1.450 10%

01.01.08-31.03.08 <450 90% 01.01.08-31.03.08 451-609 80% 01.01.08-31.03.08 610-754 70% 01.01.08-31.03.08 755-899 60% 01.01.08-31.03.08 900-1.030 50% 01.01.08-31.03.08 1.031-1.233 40% 01.01.08-31.03.08 1.234-1.392 30% 01.01.08-31.03.08 1.393-1.566 20% 01.01.08-31.03.08 1.567-1.744 10%

Notă: *) Venitul brut pe gospodărie este estimat ca venitul net pe membru de familie înmulţit cu 2,9. Sursă: HG 1197/2007, publicat în MO 687/2007 Sistemul de subvenţie a dus la contribuţii semnificative la veniturile companiilor de termoficare provenite din bugete publice. Acest fapt este prezentat în Tabelul 2.6.5-12, cu informaţii pentru anii 2005-2007. Tabel 2.6.5-12: Facturare şi subvenţii pentru producători şi consumatori de energie termică. Timişoara, 2005-2007. Millioane RON Millioane RON Millioane RON 2005 2006 2007 Subvenţie combustibil din bugetul central guvernamental

N/A 15,9 27,6

Companie de termoficare facturare către populaţie şi agenţi economici

100,3 113,9 117,7

Subvenţii pentru companiile de termoficare din bugetul central guvernamental sau local

90,0 77,3 79,7

Subvenţii guvernamentale pentru populaţie 0,0 0,164 0,168 Sursă: COLTERM SA, Primăria Timişoara Tabelul 2.6.5-12 prezintă mărimea subvenţiilor pentru combustibil, facturarea către consumatori, subvenţii din diferite bugete pentru producătorii de energie termică şi subvenţiile sociale. Sistemul viitor de subvenţii Schema de bonus planificată pentru producător se estimează că va fi în vigoare pe perioada 2009-2019 (inclusiv) şi va fi îndreptată spre eficienţă sau utilizarea de combustibili regenerabili. Bonusul va fi aplicat pentru cogenerare şi se va baza pe vânzările de electricitate din cogenerare. Potrivit HG nr. 21/2007 cu reglementările aferente, schema de bonus este limitată la o capacitate totală instalată de 4.000 MW. Peste 4.000 MW, schema de bonus poate fi acordată doar pentru centrale de eficienţă mare care înlocuiesc centralele existente de cogenerare. Schema va fi administrată de C.N. Transelectrica S.A. / S.C. OPCOM S.A. Companiile de cogenerare vor avea dreptul să vândă electricitate la 90% din preţul pieţei pe grila de electricitate şi pentru anii 2009-2011 este garantat un preţ minim de 40 EUR pe MWh. Bonusul se pare că urmează programul din Tabelul 2.6.5-13. Subvenţiile urmează să fie plătite producătorilor în fiecare lună, pe baza vânzării de electricitate.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

65

Tabel 2.6.5-13: Schemă de bonus pentru eficienţă ridicată pentru cogenerare, EUR/MWh, 2009-2019.

Combustibil şi modalitate de vânzare

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Pe bază de gaz natural, vândut reţelei de distribuţie

28,7 28,0 27,4 26,9 26,4 26,0 25,7 25,5 25,3 25,3 25,3

Pe bază de gaz natural sau combustibil lichid, vândut direct grilei naţionale de transmisie

20,6 19,6 18,5 17,6 16,6 15,8 14,9 14,2 13,5 12,8 12,3

Pe bază de lichid solid

21,9 20,1 18,4 16,7 15,0 13,3 11,7 10,1 8,6 7,1 5,6

Sursa: pagină web ANRE Analiză Neajunsuri importante şi recomandări Sunt analizate trei aspecte privind reglementarea tarifului:

1. Echitatea; 2. Stabilirea bazei de costuri pentru calculul tarifului; şi 3. Schemele de subvenţii.

Echitate Neajunsuri importante: Tarifele pentru consumatori sunt stabilite pentru apartamente contorizate şi necontorizate. Consumatorii care încă nu şi-au instalat contoare s-ar putea să plătească un preţ mai mare decât consumatorii care au contoare. Acest neajuns se estimează că va dispare atunci când toate apartamentele vor fi contorizate. Există legislaţie în vigoare pentru contorizarea invidviduală a apartamentelor pe apartament (HG nr. 933/2004, modificată prin HG nr. 609/2007). Potrivit legislaţiei menţionate, termenul limită pentru implementarea contorizării separate este iunie 2009. Costuri unitare producţie de energie termică Neajunsuri importante: Metodologia pentru calculul costurilor unitare pentru producţia de energie termică pare să aibă la bază costurile reale ale fiecărei centrale de termoficare, fără vreo referinţă la cele mai bune practici disponibile. Recomandări: Baza pentru calculul costului unitar pentru producţia de energie termică ar trebui să fie „cel mai eficient reper”, forţând companiile producătoare de energie termică să crească eficienţa. Schemele de subvenţii Neajunsuri importante: Model actual de subvenţii nu încurajează producătorii de energie termică să îmbunătăţească performanţele. Se pare că schema de bonus „cogenerare de mare eficienţă” acordă bonus pe unitate de electricitate vândută, pentru o perioadă de 11 ani, cu subvenţie descrescătoare. În unele documentaţii se menţionează faptul că, companiile trebuie să depăşească un prag de eficacitate de 65%, însă baza de calcul al acestui procentaj nu este foarte clară. Cu alte cuvinte, se întelege că schema de bonus trebuie

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

66

aplicată unei capacităţi totale instalate de 4,000 MW, însă este neclar care este procedura pentru aprobarea producătrilor cu cogenerare. La ora realizării acestui raport, bazele legale pentru schema de bonus pentru versiunea actuala este prezentată în Tabelul 2.6.5-13. Bonusul este menţionat în noua Lege Energetică nr. 13/2007, Articol 68, care stipulează că se acordă bonus pentru centralele care realizează o economisire de combustibil de 10% iar Articolul 72 menţionează că schema de sprijin este stabilită prin Hotărâre de Guvern. Hotărârea mai sus menţionată nu include totuşi nicio definiţie pentru „mare eficienţă”. Principiul de 10% pare să contrazică criteriul de eficienţă de 65%. Presupunând că pragul limită de 65% este singurul criteriu, acest model nu încurajează producătorii de energie termică să maximizeze eficienţa procesului lor de producţie pentru că va fi suficientă atingerea pragului limită. Singurul stimulent este că producătorul de energie termică de mai înainte se califică pentru bonus, cu cât este mai mare bonusul (calculat pe kWh). Cu toate acestea, din cauza limitelor privind profitul companiilor de cogenerare, orice bonus fi va transferat aproape în totalitate consumatorului de energie termică. Nu este foarte clar cum se acordă noul bonus. Recomandări pentru îmbunătăţire: Subvenţiile/stimulentele ar trebui să aibă în vedere atât cerinţa privind pragul prevăzut (65%) cât şi eficacitatea atinsă pentru a oferi stimulente pentru maximizarea eficienţei, nu doar pentru a trece pragul. Ar trebui să existe stimulente pentru companiile de cogenerare pentru maximizarea eficienţei. Recomandare pentru îmbunătăţire: Ar trebui ca o Hotărâre de Guvern să descrie clar criteriile pentru calificarea pentru bonus, modul în care bonusul este calculat şi pragurile şi valorile limită care urmează să fie aplicate. În plus faţă de bonusul menţionat mai sus, Planul Naţional de Alocare al României pentru perioadele 2007 şi 2008-2012, Anexa F – stabilirea de criterii pentru cotele limită de CO2 – introduce un bonus pentru CO2 pentru cogenerare eficientă. Bonusul de CO2 se aplică pentru centralele care ating o eficacitate minimă de 65%. Un bonus în ceea ce priveşte o cotă limită mărită de CO2 va fi dată pe baza reducerii emisiilor de CO2 datorită economisirii de combustibil prin utilizarea cogenerării în comparaţie cu generarea separată de energie electrică şi energie termică10. Bonusul corespunde economisirii prin cogenerare a 50% din cantitatea de CO2. În contrast cu bonusul pentru eficienţa cogenerării menţionat mai sus, principiile pentru atingerea şi calculul bonusului de CO2 sunt clare şi transparente, fiind un adevărat stimulent pentru o cogenerare eficientă. 2.7. Resurse de energie 2.7.1. Consumul de energie Tabelele de mai jos furnizează o privire de ansamblu asupra consumului total de energie (pentru încălzire şi apă caldă menajeră), inclusiv consumul pentru producţia de alte produse energetice (electricitate, abur pentru industrie şi scopuri auxiliare). Tabel 2.7.1-1. Bilanţ total energie termică pentru sistemul de termoficare 2005, 2006 şi 2007 2005 2006 2007 Energie sub formă de apă caldă vândută consumatorilor (GJ/y)

4106133 3828770 3442134

Energie termică vândută consumatorilor (GJ/y) 3158447 2939278 2619093 Apă caldă menajeră vândută consumatorilor (GJ/y) 947686 889492 823041

Energie sub formă de abur de 1,2 bar vândută consumatorilor (GJ/y)

91422 12667 720

Energie sub formă de apă caldă vândută locuinţelor (GJ/y)

3548048 3313628 2952003

Energie sub formă de apă caldă vândută serviciilor 217180 177929 171999 10 PLANUL NAŢIONAL DE ALOCARE pentru 2007 şi perioada 2008-2012, ANEXE, p. 36 - 37.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

67

2005 2006 2007 (GJ/y) Energie sub formă de apă caldă vândută instituţiilor publice (GJ/y)

340905 337213 318132

Energie (sub formă de apă caldă) vândută industriilor (GJ/y)

0 0 0

Pierderi totale din reţea (GJ/y) 991047 948412 958602 Pierderi reţea de transport (GJ/y) 598104 538729 527151 Pierderi reţea de transport (%) 11,51 11,37 12,15 Pierderi reţea de distribuţie (GJ/y) 392943 409683 431451 Pierderi reţea de distribuţie (%) 7,56 8,65 9,94 Total energie sub formă de apă caldă la ieşirea din centralele de termoficare, CET Centru, CET Sud şi centralele individuale (GJ/y)

5193205 4735022 4336897

Total consum gaz natural, Colterm (GJ/y) 3506454 2860864 2779591 Total consum lignit, Colterm (GJ/y) 1258525 1547093 1385269 Sunt incluse şi datele pentru anii 2005, 2006 şi 2007 pentru a furniza o privire de ansamblu asupra tendinţelor generale de dezvoltare. Pentru fiecare tabel a fost realizată o diagramă Sankey, vezi Anexa 2.7.1-1. Structura producţiei de energie termică este dată în tabelele de mai jos:

2005 2006 2007 Total energie termică produsă în cazane în CET Centru (GJ/y)

2977118 2828171 2642129

Total energie termică livrată sub formă de apă caldă din CET Centru (GJ/y)

278287 2782146 2641066

Total energie termică produsă sub formă de abur pentru utilităţile interne şi consum industrial în CET Centru (GJ/y)

194247 46025 1063

Total energie termică vândută sub formă de abur industrial din CET Centru (GJ/y)

91422 12667 0

Abur pentru utilităţile interne 102825 33358 1063 Energie termică produsă în cogenerare la CET Centru (GJ/y)

553691 522149 488427

Tabel 2.7.1-2. Bilanţ total energie termică pentru CET Centru 2005, 2006 şi 2007

2005 2006 2007 Total energie termică produsă în cazane în CET Sud (GJ/y)

1567929 1675554 1594471

Total energie termică livrată sub formă de apă caldă din CET Sud (GJ/y)

1617336 1700050 1611405

Total energie termică produsă sub formă de abur pentru utilităţile interne şi consum industrial în CET Sud (GJ/y)

0 0 720

Total energie termică vândută sub formă de abur din CET Sud (GJ/y)

0 0 0

Abur pentru utilităţile interne 0 0 0 Energie termică produsă în cogenerare la CET Sud (GJ/y)

0 0 418416

Tabel 2.7.1-3. Bilanţ total energie termică pentru CET Sud 2005, 2006 şi 2007

2005 2006 2007 Energie termică produsă în alte centrale termice 446.265 463.010 327.925 Tabel 2.7.1-4. Total energie termică produsă în alte centrale termice 2005, 2006 şi 2007

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

68

CET Centru are drept surse de energie termică 5 cazane apă caldă (CAF) şi 8 cazane cu abur (CA). Tabelul de mai jos prezintă bilanţul energetic detaliat pentru CET Centru pentru ultimii trei ani.

2005 2006 2007 Outlet energie termică IMA1-CAF nr. 1 (GJ/y) 0 0 0 Input gaz IMA1-CAF nr. 1 (GJ/y) 0 0 0 Eficienţă CAF nr.1 (%) - - - Outlet energie termică IMA2-CAF nr. 2 (GJ/y) 256.710 204.339 294.983 Input gaz IMA2-CAF nr. 2 (GJ/y) 295.314 229.474 326.998 Eficienţă CAF nr.2 (%) 86,9 89,0 90,20 Outlet energie termică IMA3-CAF nr. 3 (GJ/y) 0 0 890.784 Input gaz IMA3-CAF nr.3 (GJ/y) 0 0 986.099 Input HFO IMA3-CAF nr.3 (GJ/y) 0 0 0 Eficienţă CAF nr.3 (%) 0 - 90,3 Outlet energie termică IMA 4-CAF nr. 4 (GJ/y) 1.262.912 1.005.276 628.775 Input gaz IMA4-CAF nr.4 (GJ/y) 1.452.820 1.128.928 695.684 Input HFO IMA4-CAF nr.4 (GJ/y) 0 0 0 Eficienţă CAF nr.4 (%) 86,9 89,0 90,4 Outlet energie termică IMA5-CAF nr. 5 (GJ/y) 1.068.288 852.005 105.039 Input gaz IMA5-CAF nr.5 (GJ/y) 1.221.452 956.805 116.278 Input HFO IMA5-CAF nr.5 (GJ/y) 0 0 0 Eficienţă CAF nr.5 (%) 87,5 89,0 90,3 Outlet energie termică CA nr. 1 (GJ/y) 479.870 439.317 496.044 Input HFO CA nr.1 (GJ/y) 181.511 0 0 Input gaz CA nr.1 (GJ/y) 365.661 476.482 538.008 Eficienţă CA nr.1 (%) 87,7 92,2 92,2 Outlet energie termică CA nr. 2 (GJ/y) 0 0 2.067 Input gaz CA nr.2 (GJ/y) 0 0 2.241 Eficienţă CA nr.2 (%) - - 92,2 Outlet energie termică CA nr. 3 (GJ/y) 169.307 178.685 167.236 Input gaz CA nr.3 (GJ/y) 193.052 193.801 181.481 Eficienţă CA nr.3 (%) 87,7 92,2 92,2 Outlet energie termică CA nr. 6 (GJ/y) 171.914 42.041 0 Input gaz CA nr.6 (GJ/y) 14.287 24.235 0 Input HFO CA nr.6 (GJ/y) 181.511 21.362 0 Eficienţă CA nr.6 (%) 87,7 92,2 - Outlet energie termică CA nr. 7 (GJ/y) 0 51.093 28.360 Input gaz CA nr.7(GJ/y) 0 15.013 30.759 Eficienţă CA nr.7 (%) - 92,2 92,2 Outlet energie termică CA nr. 8 (GJ/y) 0 55.415 28.841 Input gaz CA nr.8 (GJ/y) 0 56.343 31.281 Eficienţă CA nr.8 (%) - 92,2 92,2 Tabel 2.7.1-5. Bilanţ energetic detaliat pentru CET Centru 2005, 2006 şi 2007

Notă: 1) Fiecare cazan apă caldă (CAF) este înregistrat ca LCP (IMA) în timp ce cazanele cu abur nu sunt LCP. 2) Cazanele cu abur 2, 3 şi 6 au fost demontate la începutul lui 2008. CET Sud are drept surse de energie termică 3 cazane cu abur (CA) şi 2 cazane apă caldă (CAF). Tabelul de mai jos prezintă bilanţul energetic detaliat pentru CET Sud pentru ultimii trei ani.

2005 2006 2007 Energie termică produsă IMA6 (GJ/y) 218.241 315.833 782.881 Input cărbuni IMA6 (GJ/y) 118.352 215.607 635.251 Input gaz IMA6 (GJ/y) 124.937 162.314 309.116 Eficienţă IMA6 (%) 89,7 83,6 82,9 Energie termică produsă IMA6 –CA nr.1 (GJ/y) 0 0 131.900 Input cărbuni CA nr.1 (GJ/y) 0 0 96.285

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

69

Input gaz CA nr.1 (GJ/y) 0 0 50.647 Eficienţă CA nr.1 (%) - - 89,8 Energie termică produsă IMA6 –CA nr.2 (GJ/y) 189.374 12.637 363.068 Input cărbuni CA nr.2 (GJ/y) 97.041 9.443 293.854 Input gaz CA nr.2(GJ/y) 111.141 5.701 147.904 Eficienţă CA nr.2 (%) 91,0 83, 82,8 Energie termică produsă IMA6 –CA nr.3 (GJ/y) 28.666 303.196 287.913 Input cărbuni CA nr.3 (GJ/y) 21.311 206.164 245.112 Input gaz CA nr.3 (GJ/y) 13.796 156.613 110.565 Eficienţă CA nr.3 (%) 81,7 83,6 80,9 Energie termică produsă IMA7 (GJ/y) 1.349.889 1.359.721 811.590 Input cărbuni IMA7 (GJ/y) 1.140.173 1.331.486 750.018 Input gaz IMA7 (GJ/y) 407.469 378.713 342.137 Eficienţă IMA7 (%) 87,2 79,5 74,3 Energie termică produsă IMA7 –CAF nr.1 (GJ/y) 247.756 941.728 518.080 Input cărbuni CAF nr.1 (GJ/y) 205.320 904.577 486.234 Input gaz CAF nr.1 (GJ/y) 64.097 261.585 185.462 Eficienţă CAF nr.1 (%) 92,0 80,8 77,1 Energie termică produsă IMA7 –CAFnr.2 (GJ/y) 1.102.133 417.993 293.509 Input cărbuni CAF nr.2 (GJ/y) 934.853 426.909 263.784 Input gaz CAF nr.2(GJ/y) 343.372 117.128 156.675 Eficienţă CAF nr.2 (%) 86,2 78,5 69,8 Energie electrică produsă CTP (4 cazane) (GJ/y)

81.555 124.956 76.926

Input gaz CTP (GJ/y) 92.712 146.933 86.926 Eficienţă CTP (%) 87,9 85,0 88,5 Tabel 2.7.1-6. Bilanţ energetci detaliat pentru CET Sud 2005, 2006 şi 2007

Notă: 1) Cele trei cazane cu abur (CA) sunt grupate si înregistrate sub IMA 6 (LCP 6) şi cele două cazane apă

caldă (CAF) sunt înregistrate ca IMA 7 (LCP 7). 2) Centrala mai are trei cazane cu abur de 10 t/h fiecare, numite intslaţii de pornire cazane (CTP).

Acestea nu sunt înregistrate ca LCP. Atât CET Centru cât şi CET Sud au instalate o turbină mică cu abur (CET Sud doar începând cu 2007). Situaţia în ceea ce priveşte producţia/consumul de energie electrică în CET Centru este prezentată în tabelul următor:

2005 2006 2007 Energie electrică produsă în CET Centru (MWh) 20.825 19.190 17.948 Energie electrică vândută din CET Centru (MWh) 5.975 7.796 6.135 Energie electrică cumpărată de pe grilă (MWh) 256 1.499 827 Total consum energie electrică în CET Centru (MWh) 15.106 12.893 12.640 Transport pompare energie electrică consumată în CET Centru (MWh)

10.134 8.858 8.733

Tabel 2.7.1-7. Bilanţ producţie/consum energie electrică CET Centru 2005, 2006 şi 2007

Situaţia în ceea ce priveşte producţia/consumul de energie electrică în CET Sud este prezentată în tabelul următor.

2005 2006 2007 Energie electrică produsă în CET Sud (kWh) 0 0 10.992 Energie electrică vândută din CET Sud (kWh) 0 0 5.470 Energie electrică cumpărată de pe grilă (MWh) 18.430 15.722 12.137 Total consum energie electrică în CET Sud (MWh) 18.430 15.722 17.659

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

70

Transport pompare energie electrică consumată în CET Sud (MWh)

5.342 3.925 4.447

Tabel 2.7.1-8. Bilanţ producţie/consum energie electrică CET Sud 2005, 2006 şi 2007

2.7.2. Resurse locale de energie Producţia naţională de hidrocarburi este în descreştere şi în ultimii ani nu au mai fost decoperite zăcăminte noi cu un potenţial ridicat. Zăcămintele de ţiţei şi gaz natural sunt insuficiente pentru a acoperi cererea naţională şi producţia a tot scăzut din 1990. Astfel, creşte importanţa cărbunelui local, în special a lignitului în balanţa energetică natională. Pe baza creşterii consumului de energie primară, dependenţa de combustibilul importat a crescut de la 22,5% în 2000 la aproximativ 34% în 2004.

Tabelul 2.7.2.-1 prezintă stadiul resurselor de hidrocarburi locale.

Rezerve Perioadă estimată de furnizare

Rezerve Extractibile, concesiune

În zone noi

Produc ţie

anuală estima

Rezerve geologice

Rezerve extractabil e, concesiun e

În zone noi

Mil. tone

Mil. tone

Mil. tone

Mil. tone

Mil. tone

Mil. tone

Mil. tone

Ani Ani Ani

1 2 3 4 5 6 7 8 9=2/8 10=4/8 11=6/8 Antracit 755 422 105 38,8 3,3 229 32

Lignit 1490 276 445 82,4 1045 133 32 47 14 33

Ţiţei 74 72 5,2 14 Gaz natural

185 159 12,5 15

Tabel 2.7.2.-1 Resurse de hidrocarburi în România (sursă: Strategia Energetică pentru România 2007- 2020) Tabelul 2.7.2.-2 prezintă o estimare a evoluţiei rezervelor naturale de ţiţei şi gaz natural între 2006- 2020. Sunt luate în considerare doar rezervele cunoscute şi cele eficiente.

An Ţiţei (mil. tone) Gaz natural (mild.

Nm3) 2006 80 170 2007 76 162 2008 72 155 2009 68 148 2010 64 141 2011 60 134 2012 56 127 2013 52 120 2014 48 114 2015 45 107 2016 41 101 2017 38 95 2018 34 89 2019 31 83

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

71

2020 28 77 Tabel 2.7.2.-2 Estimarea evoluţiei rezervelor naturale de ţiţei şi gaz natural între 2006-2020 (sursă: Strategia Energetică pentru România 2007-2020) În 2006, consumul total de gaz natural a fost de 17,26 mild. Nm3, din care 2,66 mild. Nm3 reprezintă consum menajer (15.8%). Consumul real este acoperit de producţia locală de 12,07 mild. Nm3 şi de importul de 5,19 mild. Nm3. Producţia de ţiţei a scăzut în continuu în ultimul deceniu, ducând la creşterea importului după cum se vede în Figura 2.7.2.-3.

Figura 2.7.2-3. Producţie de ţiţei 1997-2007 (sursa: Strategia Energetică pentru România 2007-2020) În 2006, producţia de cărbuni din România a însumat 35,1 mil. tone, din care 32,5 mil. tone lignit şi 2,6 mil. Tone antracit. Întreaga producţie de cărbuni (99%) a fost utilizată pentru producerea de energie termică şi energie electrică. Antracitul local a contribuit la producţia a 7.2% din totalul de electricitate produsă, în timp ce lignitul a contribuit la 32.2%. Având în vedere creşeterea prognozată a preţului de hidrocarburi în anii următori şi dependenţa de o singură sursă de import de gaz natural, producţia de energie pe bază de cărbuni şi resurse regenerabile de energie sunt principalele opţiuni pentru viitor.

Industria cărbunelui are un rol important în producţia de energie în România. Rezervele de cărbuni pot satisface în medie 25% din cererea de resurse regenerabile de energie. Principalele tipuri de cărbuni sunt huila, lignitul şi cărbunele brun. Zăcămintele de huilă (95% se găsesc în Bazinul Valea Jiului şi 5% în Banat) se găsesc în general la adâncimi mari (peste 500 m) şi au o structură tectonică complexă. Din totalul de rezerve confirmate, 79% sunt exploatabile, ceea ce ar putea asigura producţia pentru o perioadă de 59. Cu toate acestea, din cauza condiţiilor de exploatare de geominerit şi epuizării rezervelor de calitate înaltă, gradul de producţie este mult mai scăzut, de aproximativ 25 de ani pentru o producţie anuală de 3,5 milioane tone. Zăcămintele de lignit şi cărbune brun au în general o calitate mai slabă şi caracteristicile de geominerit ale acestora au o influenţă defavorabilă asupra activităţii economice a exploatărilor. Din totalul de rezerve de lignit şi cărbune brun (din care aproximativ 80% se găsesc în Bazinul Carbonifer Oltenia) 58% sunt zăcăminte exploatabile, acestea putând asigura o producţie de 30 milioane tone pe an, în exploatări de suprafaţă, pe o perioadă de 50 – 70 ani. În comparaţie cu alţi combustibili minerali feroşi, cărbunele are următoarele avantaje:

• se găseşte în mult mai multe zone decât petrolul sau gzul natural, • preţul este relativ stabil,

Producţie ţiţei 1997 - 2006

0 2000

4000 6000

8000

Total 6517 6309 6140 6042 6011 5810 5651 5462 5215 4782

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

mii tone

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

72

• transportul de la sursă la consumator se realizează cu uşurinţă, • există tehnologii mature din punct de vedere comercial care permit utilizarea curată a cărbunelui,

cu un impact redus asupra mediului. Singurul inconvenient în utilizarea cărbunelui pentru producţia de energie este emisia mare de CO2 care contribuie la încălzirea globală. În viitor, din cauza penalizărilor mari privind CO2, utilizarea cărbunelui s- ar putea să fie costisitoare. Se pare că în următorii ani, costul unei tone de CO2 eliberată în atmosferă va depăşi 25 €. În ceea ce priveşte resursele locale de energie minerală, în regiunea Vest se regăsesc rezerve de hidrocarburi, de petrol şi gaz. Centrele de exploatare sunt amplasate în zonele de câmpie Vingai şi Arancai. E.ON Gaz este compania locală de distribuţie care furnizează gaz natural pentru judeţul Timiş. E.ON Gaz este unul dintre cei mai importanţi jucători pe piaţă, furnizând gaz natural pentru mai mult de 20 de judeţe din partea de nord a ţării, inclusiv pentru judeţul Timiş. Activităţile de transmisie şi distribuţie a E.ON Gaz au loc în Transilvania, Moldova şi Banat. Cei peste 1,2 milioane clienţi ai E.ON Gaz România (din care 95% sunt consumatori casnici şi agenţie economici şi 5% sunt consumatori industriali) se află în 1.007 localităţi din mediul urban şi rura, pe o suprafaţă totală aproximativă de 122.600 km2 şi sunt deserviţi prin intermediul unei reţele cu o lungime de mai mult de 17.600 km. În judeţul Timiş, consumul general de gaz a crescut de la 188,6 mil. Nm3 în 2000 la 260,7 mil. Nm3 în 2004, în timp ce consumul de gaz pentru încălzire şi gătit în gospodăriile individuale a crescut de la 72,9 mil. Nm3 în 2000 la 100,6 mil. Nm3 în 2003, şi apoi a scăzut la 87,2 mil. Nm3 în 2004. Tabelul 2.7.2-4 prezintă lungimea totală a reţelei de distribuţie pentru gazul natural, numărul de staţii pentru reducerea presiunii şi volumul de gaz distribuit în judeţul Timiş în perioada 2000-2004.

Numărul de staţii pentru reducerea presiunii - la sfârşitul anului -

Volum gaz natural distribuit (mil. Nm3)

Judeţul Timiş

Total din care: oraşe şi municipii

Lungimea conductelor de distribuţie gaz (km) -la sfârşitul anului -

Total din care: pentru gospodării individuale

2000 13 5 609,9 188,6 72,9 2001 15 5 628,6 228,5 85,8 2002 22 6 825,6 217,4 74,6 2003 22 6 849,8 306,0 100,6 2004 26 7 1.036,2 260,7 87,2

Tabel 2.7.2-4. Instalaţii distribuţie gaz şi volum gaz distribuit în Judeţul Timiş 2002-2004

După cum se vede în figura de mai sus, reţeaua de distribuţie a gazului se extinde şi numărul de staţii pentru reducerea presiunii a crescut în fiecare an. A crescut şi volumul de gaz distribuit, cu excepţia lui 2004, an în care iarna a fost neobişnuit de blândă. Nu au fost disponibile date pentru ultimii trei ani în ceea ce priveşte dezvoltarea reţelei de distribuţie a gazului şi consumul. Cu toate acestea, nu există dubii că tendinţa de dezvoltare a rămas constantă, având în vedere că tot mai mulţi consumatori s-au deconectat de la reţeaua de termoficare şi şi-au instalat în schimb instalaţii individuale de încălzit pe gaz. În ceea ce priveşte resursele regenerabile de energie, potenţialul judeţului Timiş, după cum este prezentat în Capitolul 0 este următorul: 1) Energie solară. Judeţul Timiş are un potenţial destul de mare aflat în zona de radiaţie solară II, cu o intesitatea a radiaţiei solare între 1150 şi 1250 kWh/m2/an.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

73

2) Energia eoliană. Potenţialul de energie eoliană al zoneia Timişoara este destul de mic, fiind amplasat în zona cu viteze medii ale vantului de 2-3 m/s. 3) Energia geotermală. Judeţul Timiş are surse de energie termală în zona Timişoara în sistemele geotermale, care trebuie explorate prin foraje. 4) Potenţial biomasă. Judeţul Timiş are un potenţial de aproximativ 300-400 TJ/an care este aproape de media tuturor judeţelor din România. Oricum, există un potenţial ridicat în judeţele vecine Hunedoara (aprox. 600-700 TJ/anr), Arad (aprox. 700-800 TJ/an) şi Caras-Severin (>1000 TJ/an). Deşeurile menajere şi deşeurile industriale nepericuloase pot fi considerate de asemenea surse de energie. Valorificarea energetică a deşeurilor este stipulată şi de UE şi ar putea fi introdusă ca obligatorie în viitor. Cu toate acestea, umiditatea ridicată a deşeurilor menajere, precum şi puterea calorifică mică fac tratarea termică şi procesele de valorificare energetică mai dificile. Deşeurile menajere au în general o putere calorifică de 10-12 GJ/tonă. Cantitatea anuală de deşeuri generate în judeţul Timiş este de aproximativ 195.000 t/an. Această cantitate de deşeuri corespunde unui input energetic de aproximativ 2,0 milioane GJ/an sau 45% din cosumul brut real de energie al Colterm în 2007. 2.7.3. Combustibili importaţi Singurul combustibil importat de Colterm este gazul natural. E.ON Gaz furnizează un amestec propriu de gaz produs şi importat către Colterm. ANRE estimează pentru fiecare trimestru procentul de gaz importat de E.ON Gaz din cantitatea totală de gaz natural importată. Potrivit Ordinului ANRE nr. 85/2008 privind aprobarea preţurilor pentru alimentarea reglementată cu gaz şi evaluarea de ANRE a cantităţii şi costului mediu de gaz natural furnizat de către E.ON Gaz, cantitatea totală de gaz furnizată în al treilea trimestru al anului 2008 a fost de 33%. Procentul de gaz importat creşte uşor în sezonul rece din cauza creşeterii generale a necesarului de gaz pentru consumatori (de exemplu, procentul de gaz importat în cel de-al patrulea trimestru al anului 2007 a fost de 42%). La nivel naţional, se estimează o creştere mică a consumului de gaz până în 2015. După 2015, procentul de gaz propriu va descreşte din cauza epuizării rezervelor proprii de gaz natural. Tabelul 2.7.3-1 prezintă evoluţia estimată a gazului natural importat şi propriu în perioada 2007-2015.

0

5

10

15

20

25

Productia interna, mld. m.c. Import, mld. m.c.

Import, mld. m.c. 6,1 6,6 7 7,2 7,5 7,8 8 8,3 8,5

Productia interna, mld. m.c. 11,7 11,3 11 10,9 10,8 10,7 10,7 10,6 10,6

Tabel 2.7.3-1: Estimarea evoluţiei gazului autohton şi importat, 2007-2015 (Sursa: Strategia Energetciă Naţională pentru România, 2007-2020). 2.7.4. Analiza potenţialului de resurse regenerabile de energie România are un potenţial semnificativ de resurse regenerabile de energie: hidroenergie, biomasă, energie solară, energie eoliană şi energie geotermală.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

74

Tabelul 2.7.4-1 sprezintă pe scurt potenţialul de resurse regenerabile de energie în România potrivit datelor prezentate în Planul Naţional de Dezvoltare 2007 – 2013:

Surse regenerabile de energie Potenţial energetic anual

Energie solară: Energie termică Fotovoltaică (PV)

60.000 TJ

1.200 GWh

Energie eoliană 23.000 GWh

Hidroenergie, Din care sub 10 MW

40.000 GWh 6.000 GWh

Biomasă 318.000 TJ

Energie geotermală 7.000 TJ

Un obiectiv important stabilit prin HG 958/2005 este că procentul de electricitate generat din resurse regenerabile de energie ar trebui să ajungă la 33% din consumul naţional brut de electricitate până în 2010. Pentru atingerea acestui nivel pe langă utilizarea resurselor hidro şi eolieană ar fi necesară şi utilizarea de biomasă pentru producerea de electricitate.

2.7.4.1. Energia solară Pe teritoriul României este posibilă captarea unei cantităţia anuale de energie între 900 şi 1450 kWh pe metru pătrat. Radiaţia medie zilnică este de până de cinci ori mai mare pe timp de vară decât pe timp de iarnă. Pe timp de iarnă, într-o zi fără nori pot fi capturati 4-5 kWh/m2/zi, radiaţia solară fiind independentă de temperatura aerului. În Figura 2.7.4.1-1 este cartografiată radiaţia solară pe teritoriul României în 2006. Energia solară poate fi transformată în energie termică sau electrică prin panouri solare, respectiv celule solare. Panourile solare sunt instalate în general pe acoperisurile clădirilor sau dacă este cazul unor grupuri mari de panouri, direct pe jos. Un sistem normal poate acoperi 50-65% din necesarul anual de căldură (rată de conectare solară), pe timp de vară, rata de acoperire poate ajunge la 100%. Sistemele solare moderne au o durată de viaţă estimată de 20 de ani şi costuri mici de întreţinere. Celulele fotovoltaice (PV) produc electricitate bazată pe radiaţia solară şi sunt în general conectate la un panou electric. Celulele PV implică costuri investiţionale mari însă costurile de întreţinere sunt mici. Piaţa globală pentru celulele PV s-a extins cu aproximativ 30% pe an în ultimii ani iar investiţia pe unitate continuă să scadă. În concluzie, Agenţia Internaţională pentru Energie (IEA) estimează că costurile privind electricitatea generată cu ajutorul celulelor PV va descreşte de la 14,5-16 Eurocenţi/kWh în 2004 la 8-12 Eurocenţă/kWh în 2010 şi că în 2005 va fi comparabilă cu electricitatea produsă în mod tradiţional.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

75

Figura 2.7.4.1-1 Radiaţie solară în România 2006. Sursa: ARCE

2.7.4.2. Energie eoliană Energia din vânt este, ca şi energia solară, energie curată fără emisii. Viteza şi durata vântului determină fezabilitatea unei instalaţii pentru energie din vânt. Potenţialul de vânt poate fi exprimat prin potenţial eolian. În România au fost identificate cinci zone (I-V) eoliene diferite după cum se vede în Figura 2.7.4.2-1. România are un potenţial ridicat de vânt în zona Mării Negre, platourile Moldova şi Dobrogea şi zonele montane. Pot fi instalate turbine de vânt cu o putere electrică de până la 14.000 MW cu un potenţial de a produce aproximativ 23.000 GWh/an. Potrivit unor cercetări realizate în zone de coastă, inclusiv zona în larg, potenţialul de dezvoltare al energiei de vânt este de aproximativ 2.000 MW, cu un potenţial de a produce 4.500 GWh/an. Experienţa din alte ţări europene demonstrează faptul că poate fi obţinut un procent de 15-20% de electricitate de vânt din totalul de consum de energie fără complicaţii şi surplus de electricitate în perioadele cu vânt. Canitatea mare de hidroelectricitate va permite chiar un procent mai mare de energie de vânt în amestecul total de producţie. Pot fi obţinute chiar procente mai mari prin i) introducerea unui consum de energie mai flexibil, adică prin utilizarea de energie de vânt pentru producerea de căldură, de preferat prin pompe de căldură sau ii) montarea de linii suplimentare de transmisie de tensiune înaltă spre ţările din jur, facilitând astfel exportul de surplus de energie de vânt.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

76

Figura 1 Potenţialul eolian al României. Sursă: Agenţia Română pentru Conservarea Energiei 2007, (ARCE)

2.7.4.3. Energie hidroelectrică Potrivit ultimelor estimări, ptenţialul general de energie hidroelectrică al principalelor râuri din România este de aproximativ 36.000 GWh/an, din care aproximativ 30,000 GWh/an pot fi utilizaţi doar în condiţii comerciale acceptabile. La sfârşitul lui 2006, capacitatea electrică a centralelor hidraulice era de 6,346 MW. Gradul de utilizare al potenţialului tehnic este de 48%. În 2004, 29% din electricitatea produsă în România a provenit de la centralele hidroelectrice. Pentru perioada 2003-2015 se estimează o creşetere a capacitaţii hidroelectrice instalate la aproximativ 500-900 MW.

2.7.4.4. Energia geotermală În România, temperatura surselor hidro-geotermale de „entalpie joasă” (cu exploatarea prin forare- extracţie) este între 25°C şi 60°C (pentru apele subterane) şi pentru sursele cu temperatură medie, temperaturile sunt între 60°C şi 125°C (ape mezotermale). Potenţialul total de căldură din sursele geotermale este estimat a fi de aproximativ 7.000 TJ/a. Zonele cu potenţial util sunt prezentate în Figura 2.7.4.4-1 de mai jos.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

77

Figura 2.7.4.4-1 Surse de energie geotermală în România. Sursă: Agenţia Română pentru Conservarea Energiei 2006, (ARCE)

2.7.4.5. Biomasă România are un potenţial ridicat de energie pe bază de biomasă estimat la aproximativ 7,6 milioane tone/an sau 318.000 TJ/an, reprezentând aproape 19% din consumul total de resurse primare al României în 2000. Potenţialul rezervelor de biomasă regenerabilă constă în deşeuri de lemn, deşeuri din agricultură (animale şi de recoltă), deşeuri menajere şi recolte pentru energie. 75% din potenţialul total de biomasă constă în reziduri din agricultură şi industria forestieră. Deşeuri din agriculutră, ca de exemplu paiele constituie una din principalele sursele potenţiale de biomasă. În general, resursele de biomasă sunt distribuite după cum urmează: • 90% din total şi 55% din totalul de lemne de foc şi deşeuri din lemn se regăsesc în regiunile Carpaţi şi

Sub-Carpaţi, • 54% din deşeurile din agricultură se regăsesc în Câmpia de Sud şi Moldova, • 52% din potenţialul de biomasă se regăseşte în Câmpia de Vest. În prezent, 95% din resursele de biomasă sunt „utilizate direct” sau „arse direct” în furnale, cuptoare pentru încălzire, gătit sau pregătirea de apă caldă, principalul consumator fiind populaţia. Doar 5% din resursele de biomasă sunt utilizate în centralele electrotermice pentru producerea de abur industrial sau apă caldă. 70% din resursele de lemn de foc sunt deja utilizate în acest moment. Figura 2.7.4.5-1 arată potenţialul estimat de bio-energie în fiecare judeţ al României, atât în cifre absolute (TJ/an) cât şi în sub formă de procent din necesarul total de energie (%).

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL
LEGENDA Ec List

78

Figura 2.2.4.5-1 Potenţial bio-energetic pentru fiecare judeţ din România. Sursă: Agenţia Română pentru Conservarea Energiei 2006, (ARCE)

În România, pădurile, care au în principal rolul de a îmbunătăţi starea mediului, ocupă doar o suprafaţă de 26,7% din suprafaţa ţării, în comparaţie cu 40-50% în trecut. În prezent, există teren suficient care este potrivit pentru culturile de păduri. Potenţialul de dezvoltare al culturilor de păduri este ridicat şi valorificarea biomasei obţinute în urma producerii de biomasă ar putea fi imboldul financiar pentru iniţierea unei acţiuni majore pentru dezvoltarea de culturi forestiere la nivel naţional. În ceea ce priveşte producţia de recolte pentru energie, apare un alt aspect important. Din cauza creşeterii preţurilor alimentelor trebuie studiat foarte bine aspectul privind producerea globală de energie din recoltele pentru energie. Astfel, deşeurile din agricultură şi industria forestieră trebuie considerate ca principalele surse de biomasă. 2.8. Impact asupra mediului 2.8.1 Descriere generală Reţeaua de termoficare În Municipiul Timişoara au fost identificate câteva zone sensibile din punctul de vedere al mediului în ceea ce priveşte calitatea aerului. SC COLTERM SA este o potenţială sursă de emisii de SO2; NO2; CO şi praf. Riscul poluării aerului a scăzut în urma implementării unor măsuri impuse de legislaţie sau programele de conformare pe care operatorul a trebuit să le îndeplinească. Având în vedere Ordinul de ministru 350/2007 privind aprobarea listelor ce includ situaţia calităţii aerului ambiental în localităţile care aparţin regiunilor 1-7, potrivit prevederilor OM MO 745/2002, Timişoara este inclusă pe:

- lista 1 – zone unde nivelele de concentraţie pentru anumiţi poluanţi sunt mai mari decât valoarea limită şi marja de toleranţă pentru SO2, NO2/NOx şi PM10.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL
E n: IMŞ A __

79

Municipiul Timişoara, inclusiv comunele Dumbravita, Sanandrei, Ghiroda, Mosnita Noua, Giroc, Sanmihaiu Roman, Sacalaz şi Becicherecu Mic a fost desemnată o aglomerare potrivit OM 745/2002 privind aglomerările şi zonele pentru evaluarea calităţii aerului.

COLTERM Timişoara CET Centru are cinci LCP-uri după cum urmează:

• LCP nr.1- 1x58.1 MW – pe gaz natural • LCP nr.2 – 1x58.1 MW – pe gaz natural • LCP nr.3- 1x 116.3 MW- pe gaz natural/combustibil lichid • LCP nr.4 -1x 116.3 MW - pe gaz natural/combustibil lichid • LCP nr.5- 1 x 116.3 MW - pe gaz natural/combustibil lichid

COLTERM Timişoara CET SUD are două LCP-uri:

• LCP nr.6 – 3x 81.4 MW – pe lignit/gaz natural • LCP nr.7 – 1x116.3 MW - pe lignit/gaz natural

Sistemul de termoficare în Timişoara include 420 km de reţele primare şi secundare, 114 substaţii şi 17 instalaţii locale de cazane cu ardere pe gaz. 2.8.2. Emisiile în aer, apă şi sol RPM Timişoara a emis autorizaţii integrate de mediu pentru COLTERM Timişoara CET Centru şi CET Sud cu Planurile de Acţiune aferente (după cum se vede în Capitolul 2.6.4). Potrivit Directivei Seveso II transpusă de HG 804/2007 instalaţiile prezintă pericole minore şi operatorul a pus la punct o politică de Prevenire a Accidentelor Grave şi a identificat zonele cu riscuri mari de poluare şi risc. Emisiile în aer Potrivit Ghidului Naţional al Poluanţilor Emişi, poluanţii specifici emişi din procesul de ardere sunt: CO2, CO,CH4, N2O, NOx, SO2, As , Cd, Cr, Cu, Ni, Pb, bioxină şi furan, cloruri. Principalii poluatori ai aerului reglementaţi de autorizaţia integrată sunt SO2, NOx şi praful pentru care au fost stabilite Valori Limite de Emisie (ELV) după cum se vede în tabelul de mai jos. În tabel sunt incluse şi emisiile reale din anul 2007. Concentraţiile (mg/Nm3) reprezintă o medie pentru 2007.

SO2 NOx Dust Emisii ELV Emisii ELV Emisii ELV

LCP

mg/Nm3 tons mg/Nm3 mg/Nm3 tons mg/Nm3 mg/Nm3 tons mg/Nm3 LCP 1 închis LCP 2 0 0 35 230 21 300 0 0 5 LCP 3 12 3 35 223 64 300 1 0 5 LCP 4 0 0 35 342 69 300 0 0 5 LCP 5 0 0 35 313 10 300 0 0 5 LCP 6 3444 1116 1145 468 152 540 55 18 81 LCP 7 3436 1305 1183 426 162 540 203 77 81 Tabel 2.8.2-1: Valori limită de emisie şi emisii reale Pentru SO2, NOx şi praf au fost stabilite limitele maxime admise de emisii (tone/an) upă cum urmează:

LCP Poluant 2008 2009 2010 2011 2012 2013 SO2 0 0 0 0 0 0 NOx 16 16 16 16 16 16

LCP 1

Praf 0 0 0 0 0 0 SO2 0 0 0 0 0 0

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

80

LCP Poluant 2008 2009 2010 2011 2012 2013 NOx 33 21 21 21 21 21 LCP 2 Praf 0 0 0 0 0 0 SO2 278 278 278 278 278 278 NOx 114 114 114 114 114 114

LCP 3

Praf 0 0 0 0 0 0 SO2 58 58 58 58 58 58 NOx 210 210 210 136 136 136

LCP 4

Praf 15 15 15 15 15 15 SO2 54 54 54 54 54 54 NOx 153 153 153 153 153 100

LCP 5

Praf 14 14 14 14 14 14 SO2 648 648 648 648 648 131 NOx 128 128 128 128 83 83

LCP 6

Praf 127 22 22 22 22 22 SO2 4116 4116 4116 823 823 823 NOx 531 531 531 531 531 344

LCP 7

Praf 90 90 90 90 90 90 Tabel 2.8.2-2: Limite maxime admise Drept rezultat al negocierilor la aderarea României la UE (Bruxelles, 31 martie 2005) au fost alocate următoarele perioade de tranziţie:

SO2 NOx Praf LCP 1 - - - LCP 2 - 31.12.2008 - LCP 3 - - - LCP 4 - 31.12.2011 - LCP 5 31.12.2013 31.12.2013 -- LCP 6 31.12.2013 31.12.2012 31.12.2009 LCP 7 31.12.2010 31.12.2013 -

Tabel 2.8.2-3: Perioade de Tranziţie – Tratatul de Aderare Emisiile în apă Din COLTERM Timişoara Centru sunt evacuate următoarele ape uzate: • ape uzate menajere, ape pluviale şi ape rezultate din curăţarea tehnologică sunt evacuate în sistemul

municipal de canalizare, • apele uzate tehnologice din stocarea combustibilului lichid (după separarea uleiului) după separare sunt

trimise la canalizarea pentru ape pluviale şi apoi evacuate în sistemul municipal de canalizare, • apele de răcire sunt descărcate direct în Canalul Bega. Apele pluviale de la COLTERM Timişoara CET Sud sunt colectate într-un rezervor şi evacuate în Râul Bega. Celelalte ape uzate tehnologice sunt colectate şi amestecate cu zgură şi cenuşă în proporţie de 1:1 şi eliminate prin depozitul de zgură şi cenuşă. Concentraţiile maxime admise (MAC) pentru principalii poluanţi sunt stabilite pentru ape uzate în conformitate cu legislaţia în vigoare (HG 351/2005 privind aprobarea Programului pentru eliminarea progresivă a deversărilor, emisiilor şi pierderilor de substanţe periculoase şi HG 352/2005 privind aprobarea normelor pentru evacuarea de ape uzate şi autirizaţia de gospodărire a apelor emisă de autorităţile de apă. În 2007, pentru apele uzate evacuate nu au fost înregistrate depăşiri al MAC. Potenţialele surse de poluare în CET Centru sunt infiltraţiile din zona de stocare a combustibilului lichid în timp ce la CET Sud acestea constă în eliminarea zgurii şi a cenuşei.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

81

Calitatea apei subterane pe amplasamentul operatorului este monitorizată de operator. Parametrii analizaţi sunt comparaţi cu prevederile Legii 458/2002 privind calitatea apei potabile, modificată de Legea 311/2004. Emisiile în sol Posibile surse de poluare a solului sunt: • pierderile accidentale de produse cu conţinut de ulei din stoc, din activităţile de descărcare şi transport

– la CET Centru • eliminarea necontrolată a diferitelor deşeuri pe sol • răspândirea de zgură şi cenuşă datorată vântului. Calitatea solului nu s-a modificat din punct de vedere fizico-chimic din cauza operării COLTERM (luând în considerare limitele stabilite de OM nr. 756/1997). La CET Centru nu au fost înregistrate scurgeri accidentale de combustibil lichid. Monitorizarea emisiilor se realizează prin organismele de inspecţie şi control şi prin monitorizare proprie care trebuie realizată obligatoriu de operator. Scopul principal al monitorizării proprii în timpul operării este de a verifica conformarea cu condiţiile impuse de autorizaţia integrată de mediu. 2.8.3. Deşeuri Următoarele tipuri de deşeuri sunt generate în principal de operator: - deşeuri nepericuloase (metal, menajere, zgură, cenuşă, nămol din pudră de crăbune, deşeuri din

construcţii), - deşeuri periculoase (ulei uzat, nămol din rezervoarele de păcură). Depozitul de zgură şi cenuşă care aparţine COLTERM Timişoara este amplasat în satul Utvin la 7-10 km sud-vest de Timişoara. Depozitul are o suprafaţă de 50 ha şi capacitatea proiectată este de 4 821 mii m3. Canitatea anuală de deşeuri eliminată depinde de programul de funcţionare al CET Sud. Canitatea medie eliminată într-un an (aproximativ 6 luni de operare) este de 50 000 - 70 000 t. Partea inferioară a depozitului are un strat de protecţie de argilă cu o grosime de 3.5 ÷ 6.5 m care previne infiltraţia apei poluate în apele subterane. În zona depozitului au fost realizate 7 foraje pentru monitorizarea calităţii apelor subterane. Potrivit Planului de Implementare pentru Directiva 1993/31/CE depozitul pentru zgură şi cenuşă operat de COLTERM Timişoara este considerat un depozit pentru deşeuri nepericuloase şi este conform cu prevederile directivei.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

Atasament: 04_Chapter_1_Introduction_RO.pdf

13

1. Introducere 1.1. Prezentarea Proiectului 1.1.1. Cadru general În drumul ei spre aderarea la UE, România a luat măsurile necesare pentru asigurarea conformării cu criteriile politice şi economice ale UE şi pentru a-şi asigura calitatea de membru, în special prin asigurarea transpunerii şi implementării totale a acquis-ului comunitar. Având în vedere situaţia infrastructurii de mediu din România, conformarea cu acquis-ul de mediu al UE este una dintre cele mai mari încercări cu care se va confrunta România după aderarea la UE. Pentru a se conforma cu cerinţele acquis-ului în domeniul protecţiei mediului, României i-au fost acordate perioade de tranziţie între 3 şi 15 ani pentru următoarele sectoare: calitatea aerului, gestionarea deşeurilor, calitatea apei şi controlul poluării industriale şi gestionarea riscurilor. Măsurile şi acţiunile specifice care trebuie implementate pentru realizarea obiectivelor generale şi specifice pentru perioada 2007 – 2013 sunt prezentate în Planul Naţional de Dezvoltare (PND). Obiectivul PND privind protecţia şi îmbunătăţirea calităţii mediului este strâns legat de angajamentele asumate în timpul negocierilor privind Capitolul 22 – Mediul. Pe baza obiectivelor strategice naţionale stabilite în PND 2007-2013, Ministerul Mediului şi Dezvoltării Durabile (MMDD) a elaborat Programul Operaţional Sectorial pentru Mediu (POS Mediu), un document bazat în întregime pe ţintele şi priorităţile politicilor de mediu UE care reflectă obligaţiile internaţionale ale României precum şi interesele naţionale specifice. POS Mediu a fos aprobat de Comisia Europeană în iunie 2007 şi are următoarele obiective specifice:

• îmbunătăţirea accesului la infrastructura de apă, prin asigurarea serviciilor de alimentare cu apă şi canalizare în majoritatea zonelor urbane până în 2015 şi prin înfiinţarea de structuri regionale eficiente de gestionare a apei şi a apelor uzate

• dezvoltarea de sisteme durabile de gestionare a deşeurilor, prin îmbunătăţirea gestionării deşeurilor şi reducerea numărului de situri contaminate istoric în cel puţin 30 de judeţe până în 2015

• reducerea impactului negativ asupra mediului cauzat de centralele municipale de termoficare vechi în cele mai poluate localităţi pînă în 2015

• protecţia şi îmbunătăţirea biodiversităţii şi a patrimoniului natural prin sprijinirea managementului ariilor protejate

• reducerea riscului la dezastre naturale care afectează populaţia, prin implementarea măsurilor preventive în cele mai vulnerabile zone până în 2015

Pentru a atinge aceste obiective au fost identificate următoarele Axe Prioritare: Axa prioritară 1: Extinderea şi modernizarea sistemelor de apă şi apă uzată Axa prioritară 2: Dezvoltarea sistemelor de management integrat al deşeurilor şi reabilitarea siturilor

contaminate Axa prioritară 3: Reducerea poluării şi micşorarea schimbărilor climatice prin restructurarea şi

renovarea sistemelor municipale de termoficare pentru atingerea de ţinte privind eficientizarea energetică în zonele prioritare selectate

Axa prioritară 4: Implementarea sistemelor adecvate de management pentru protecţia naturii Axa prioritară 5: Implementarea infrastructurii adecvate de prevenire a riscurilor naturale în zonele

cele mai expuse la risc Axa prioritară 6: Asistenţă Tehnică Costurile de mediu pentru conformarea cu cerinţele acquis-ului au fost estimate la 29 miliarde euro pentru perioada 2005-2018. Pe lângă efortul naţional, Uniunea Europeană, prin intermediul instrumentelor financiare, asistă România prin dezvoltarea de instrumente necesare şi prin asigurarea finanţării pentru dezvoltarea de proiecte de investiţii necesare pentru atingerea progresivă a conformării. Totalul financiar alocat pentru POS Mediu este de 5,6 miliarde euro, din care 4,5 miliarde euro (80.42%) este acoperit prin finanţare de către Comunitate.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

14

De asemenea, UE prin instrumentele de pre-aderare Phare şi ISPA asistă MMDD în pregătirea unui portofoliu de proiecte pentru a utiliza în întregime resursele financiare din partea UE pentru perioada 2007-2013. Prezentul proiect „Asistenţă Tehnică pentru pregătirea portofoliului de proiecte” cu număr Phare 2005/017-553.04.03.08.01 este finanţat prin programul Phare CES 2005 “Întărirea structurilor instituţionale pentru realizarea, după aderare, a unui management bun şi eficient al Fondurilor Structurale şi un management eficient al programelor potrivit cerinţelor EDIS”, Prioritatea E_8. Obiectivul general al contractului TAPPP este să îmbunătăţească infrastructura de mediu din România potrivit standardelor europene în domeniul gestionării deşeurilor, încălzirii centralizate şi a protecţiei naturii pentru a creşte semnificativ calitatea mediului şi a condiţiilor de viaţă. 1.1.2. Desemnarea câştigătorului Contractul (EuropeAid 123067/D/SER/RO) a fost semnat în data de 12 octombrie 2007 între Ministerul Economiei şi Finanţelor, Oficiul de Plăţi şi Contractare Phare (în calitate de Autoritate Contractantă), Ministerul Mediului şi Dezvoltării Durabile (în calitate de Autoritate de Implementare) şi Consultantul (Consorţiul Ramboll Danmark-leader, Ramboll România, Fichhtner GmbH&Co-Germany, Interdevelopment-România, Project Management Ltd-Ireland şi PM International Services Group- România). Activităţile au început în data de 22 octombrie 2007 iar durata contractului este de 13,5 luni. 1.1.3. Părţile interesate Principalele părţi interesate în cadrul proiectului sunt:

• Autoritatea de Implementare: Ministerul Mediului şi Dezvoltării Durabile prin Direcţia Generală pentru Managementul Instrumentelor Structurale;

• Organismele Intermediare; • Agenţia de Implementare/Autoritatea Contractantă: Oficiul de Plăţi şi Contractare Phare (OPCP); • Agenţiile Naţională, Regională şi Locală de Protecţia Mediului; • Beneficiarii finali (Aplicanţii); • Consultantul.

1.1.4. Obiectivele proiectului Obiectivele specifice ale Contractului de AT sunt:

• să furnizeze autorităţilor de mediu şi Beneficiarilor un portofoliul de proiecte viabile şi mature pentru a fi finanţate în cadrul POS Mediu: gestionarea deşeurilor (5 aplicaţii), încălzire centralizată (3 aplicaţii) şi protecţia naturii (5 aplicaţii);

• să pregătească Aplicaţii şi documente de licitaţie complete pentru 13 proiecte viabile şi mature pregătite pentru a fi contractate prin Fonduri Structurale şi de Coeziune;

• să definească un program de investiţii pe termen lung pentru cele trei sectoare prioritare: gestionarea deşeurilor, încălzire centralizată şi protecţia naturii;

• să sprijine autorităţile de mediu şi beneficiarii finali în acumularea de experienţă şi cunoştinţe privind pregătirea de proiecte spre a fi finanţate prin Fonduri Structurale şi de Coeziune – în special în ceea ce priveşte fazele de programare şi contractare, prin activităţi de instruire.

1.1.5. Scopul proiectului Proiectul AT include următoarele patru sarcini şi activităţi aferente acestora: Sarcina 1: Pregătirea de aplicaţii/documente de licitaţie/documente contractuale pentru proiecte de investiţii în infrastructura pentru gestionarea integrată a deşeurilor municipale solide pentru 5 judeţe finanţare prin Foduri Structurale şi de Coeziune; Activitatea 1.1: Evaluarea situaţiei actuale privind sistemul de gestionare a deşeurilor solide, nevoile în ceea ce priveşte reabilitarea/actualizarea la standardele UE şi estimarea costurilor investiţionale; Activitatea 1.2: Identificarea, selectarea şi prioritizarea costurilor investiţionale privind infrastructura pentru gestionarea deşeurilor;

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

15

Activitatea 1.3: Elaborarea de 5 aplicaţii pentru proiecte de infrastructură în sectorul de gestionare a deşeurilor; Activitatea 1.4: Pregătirea de dosare de licitaţie şi documente contractuale pentru 5 aplicaţii privind infrastructura pentru gestionarea deşeurilor. Sarcina 2: Pregătirea de aplicaţii/documente de licitaţie/documente contractuale pentru proiecte de investiţii în infrastructura de încălzire centralizată/IMA în 3 municipii pentru finanţare prin Foduri de Coeziune Activitatea 2.1: Evaluarea situaţiei actuale în ceea ce priveşte sistemele de încălzire centralizată, nevoile în ceea ce priveşte reabilitarea/actualizarea la standardele UE şi estimarea costurilor investiţionale; Activitatea 2.2: Identificarea, selectarea şi prioritizarea costurilor investiţionale privind infrastructura pentru încălzire centrală municipală/IMA; Activitatea 2.3: Elaborarea a 3 aplicaţii pentru proiecte de infrastructură pentru încălzire centrală municipală/IMA; Activitatea 2.4: Pregătirea de dosare de licitaţie şi documente contractuale pentru cele 3 aplicaţii elaborate în cadrul Activităţii 2.3. Sarcina 3: Pregătirea de aplicaţii/documente de licitaţie/documente contractuale pentru proiecte de investiţii pentru arii protejate/situri Natura 2000 pentru finanţare prin Foduri Structurale Activitatea 3.1: Evaluarea situaţiei actuale şi identificarea nevoilor de investiţie pentru o gestionare adecvată a reţelei de arii protejate/situri Natura 2000; Activitatea 3.2: Sprijinirea Autorităţii de Management din cadrul MMDD pentru organizarea şi lansarea “cererii de oferte” pentru proiecte de infrastructură pentru arii protejate/situri Natura 2000. Activitatea 3.3: Pregătirea a 5 aplicaţii pentru proiecte de investiţii în infrastructură de zone protejate/situri Natura 2000 pe baza listei de priorităţi “cererea de oferte” Activitatea 3.4: Pregătirea de dosare de licitaţie şi documente contractuale pentru cele 5 Aplicaţii rezultate în cadrul Activitiăţii 2.3. Sarcina 4: Întărirea capacităţii instituţiilor ţintă în ceea ce priveşte pregătirea de proiecte finanţate prin Fonduri Structurale şi de Coeziune în concordanţă cu Axa Prioritară POS Mediu. Activitatea 4.1: Sprijinirea autorităţilor de mediu şi a beneficiarilor finali în pregătirea de proiecte finanţate prin Fondurile Structurale şi de Coeziune pentru POS Mediu: Ghiduri/Liste de control privind pregătirea de proiecte. Activitatea 4.2: Pregătirea şi organizarea de sesiuni de instruire bazate pe programe şi planuri privind gestionarea deşeurilor, încălzire centralizată/IMA şi protecţia naturii. 1.1.6. Alte programe relevante

• Phare 2001 RO 0107.15.03 – “Asistenţă tehnică pentru evaluarea costurilor de mediu şi elaborarea planului de investiţii”

• Proiect Twinning Phare 2003 RO 03/IB/EN/01 – “Sprijin pentru MMGA în pregătirea schemei de programe multianuală în cadrul Phare CES”

• Proiect Twinning Phare 2004 RO 04/IB/OT/05 – “Sprijin acordat MMGA în pregătirea sa ca Autoritate de Management în sectorul de mediu”

• Măsura ISPA 2003/RO/16/P/PA/013 – “Asistenţă Tehnică pentru pregătirea proiectelor în sectorul de mediu în România”

• Măsura ISPA 2005/RO/16/P/PA/001 – “Asistenţă Tehnică pentru pregătirea proiectelor în sectorul de mediu în România (2006-2009)”

• Măsura ISPA 2003/RO/16/P/PA/012 – “Asistenţă Tehnică pentru întărirea capacităţii instituţionale a beneficiarilor finali în sectorul apă potabilă şi apă uzată (2005-2009)”

• Acord de împrumut între România şi BIRD

1.2. Scopul general şi abordarea privind realizarea Master Planului Obiectivul prezentului document este de a elabora Master Planul (MP) pentru instalaţiile mari de ardere (IMA) şi sistemul de înălzire centralizată (ÎC) în municipiul Timişoara, acoperind întregul sistem inclusiv producţia, transportul şi distribuţia de energie termică către consumatori până în anul 2028.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

16

Documentul prezintă situaţia existentă, proiecţiile privind dezvoltarea viitoare a întregului sistem de încălzire centralizată şi pe baza acestor informaţii MP prezintă propunerea Consultantului în ceea ce priveşte opţiunile strategice pentru sistemul de încălzire centralizată şi opţiuni specifice pentru fiecare componentă. Planul de investiţii pe termen lung identifică necesarul de investiţii în baza conformării cu directivele UE relevante, îmbunătăţirea eficienţei energetice, asigurarea eficienţei sistemului din punct de vedere al costului şi sustenabilitaţii, care va duce la îmbunătăţirea mediului şi a condiţiilor de sănătate a populaţiei, iar per ansamblu la servicii mai bune pentru consumatori. În final, MP propune un program de investiţii prioritare în infrastructură precum şi un plan de implementare, utilizând o metodologie clară pentru clasificarea proiectelor in baza unor criterii specifice care sunt prezentate în detaliu. 1.3. Structura Mater Planului Master Planul este structurat pe 11 capitole, după cum urmează:

Capitol Titlu Scurtă descriere 0 Rezumat executiv Rezumat situaţia actuală, proiecţii, strategie municipală

pentru dezvoltarea pe termen lung a sistemului de încălzire centralizată, analiza opţiunilor, plan de investiţii pe termen lung şi propunere de plan de investiţii prioritare

1 Introducere Cadru General al Contractului AT, obiective, scop, structura Master Planului pentru Încălzire Centralizată

2 Analiza situaţiei actuale Descrierea zonei de desfăşurare a proiectului, a IMA existente/a sistemului de încălzire centralizată existent, evaluarea cadrului instituţional şi legal, evaluarea impactului asupra mediului a IMA/a sistemului de încălzire centralizată

3 Proiecţii Prezentarea ipotezelor şi metodologiei privind proiecţiile necesarului de energie termică

4 Obiective naţionale şi ţinte municipale

Presentation of the national and local objectives related to district heating and future local targets

5 Analiza opţiunii/selectare Prezentarea scenariilor de bază şi a opţiunilor. Opţiunea propusă

6 Abordare strategică a încălzirii centralizate municipale

Prezentarea strategiei de încălzire centralizată identificând măsurile cele mai eficiente din punct de vedere al costurilor pentru atingerea obiectivelor şi ţintelor definite

7 Plan de investiţii pe termen lung

Prezentarea parametrilor de proiectare de bază, costuri unitare şi investiţionale, costuri de operare şi întreţinere, program de implementare propus şi criterii pentru etapizare, evaluarea impactului măsurilor propuse şi atingerea ţintelor

8 Analiză financiară şi economică

Prezentarea analizei financiaro-economice bazată pe ipotezele definite, pe costurile investiţionale estimate şi pe costurile de operare şi întreţinere

9 Suportabilitate Prezentarea concluziilor analizei privind macro- suportabilitatea

10 Program de investiţii prioritare în infrastructură

Prezentarea investiţiilor prioritare necesare pentru conformarea cu directivele UE relevante şi propuse a fi incluse în Aplicaţie. Programul propus de investiţii prioritare în infrastructură va ţine seama de perioadele de tranziţie, suportabilitatea de către populaţie şi capacitatea de implementare la nivel local.

11 Plan de acţiune privind Prezentarea planului concret de implementare pentru

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

17

implementarea proiectului investiţiile prioritare propuse. Master Planul este întregit de Anexe şi Planşe.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

Atasament: 03_Chapter_0_Executive_Summary_Timisoara_FINAL2_RO.pdf

1

0. Rezumat executiv 0.1. Contextul Master Planului Obiectivul general al contractului AT este de a îmbunătăţi infrastructura de mediu din România potrivit strandardelor europene în domeniul gestionării deşeurilor, încălzirii centralizate şi a protecţiei naturii pentru a creşte în mod semnificativ calitatea mediului şi a condiţiilor de viaţă. Obiectivul documentului de faţă este de a elabora un Master Plan (MP) pentru instalaţiile mari de ardere (IMA) şi sistemul de încălzire centralizată (ÎC) în municipiul Timişoara, acoperind ntregul sistem, inclusiv generarea, transportul şi distribuţia energiei termice la consumatori până în anul 2028 (orizont de planificare de 20 de ani). Obiectivul specific al MP este de a propune un program de investiţii pe termen lung care să asigure conformarea cu obligaţiile de mediu stabilite în Tratatul de Aderare şi cu obiectivele strategiilor şi politicilor naţionale privind energia şi alimentarea cu energie termică. Programul propus de investiţii este rezultatul unei prioritizări a mai multor opţiuni bazate pe criterii specifice de selecţie financiare, de mediu, tehnice şi de suportabilitate. Criteriile de selecţie sunt definite pe baza ţintelor naţionale şi a obiectivelor municipale. Pe baza programului de invetiţii pe termen lung, MP recomandă investiţii prioritare pe termen scurt necesare a fi implementate pentru a asigura conformarea cu obligaţiile de mediu din Tratatul de Aderare care urmează a fi finanţate prin POS Mediu – Axa Prioritară 3. MP prezintă situaţia existentă, proiecţiile pentru dezvoltarea viitoare a întregului sistem de încălzire centralizată, şi pe baza acestor informaţii, MP propune opţiuni strategice pentru reabilitarea sistemului de încălzire centralizată şi recomandă opţiuni pentru a fi analizate în viitor în cadrul etapei de studiu de fezabilitate pentru a determina soluţia cea mai eficientă din punct de vedere al costurilor pentru alimentarea cu energie termică în Timişoara. 0.2. Ţinte naţionale şi obiective municipale Ca urmare a analizei strategiilor, planurilor şi programelor la nivel naţional, regional şi local au fost identificate ţinte naţionale şi municipale strategice şi specifice privind reabilitarea sistemului de încălzire centralizată care trebuie atinse în Timişoara, după cum urmează: a)Ţinte şi obiective naţionale strategice

• conformarea cu angajamentele asumate prin Tratatul de Aderare şi cu alte directive UE privind mediul legate de poluarea aerului şi gestionarea deşeurilor nepericuloase, care duc la micşorarea schimbărilor climatice şi îmbunătăţirea condiţiilor de sănătate a populaţiei;

• asigurarea siguranţei în alimentarea cu energie prin asigurarea disponibilităţii resurselor de energie şi limitarea dependenţei de resurse importate;

• asigurarea dezvoltării sustenabile prin creşterea eficienţei energetice, promovarea producţiei de energie bazată pe resurse regenerabile de energie, promovarea producţiei de energie termică şi electrică în cogenerare cu instalaţii eficiente şi asigurarea utilizării raţionale şi eficiente de resurse primare.

b)Ţinte şi obiective municipale specifice

• conformarea cu emisiile de SO2, NOx şi pulberi până la sfârşitul perioadelor de tranziţie pentru valoarea limită a emisiei şi limitele stabilite în Tratatul de Aderare

• comformarea cu cotele de emisii de CO2 stabilite în Planul Naţional de Alocare pentru 2008- 2012, precum şi viitoarele cerinţe stabilite în propunerea de Directivă privind emisiile de CO2 după anul 2012

• conformarea depozitelor de zgură şi cenuşă cu cerinţele stabilite de Directiva UE privind depozitarea

• creşterea eficienţei energetice a cazanelor la eficienţa de referinţă minimă de 90% pentru cazane pe gaz şi 86% pentru cazane pe lignit

• cogenerare de o eficienţă ridicată cu economie de combustibil primar de cel puţin 10% în comparaţie cu producţia separată de energie electrică şi termică la performanţa de referinţă respectivă

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

2

• reducerea pierderilor de căldură în reţele la maxim 15% din producţia de energie termică • posibilitatea de a utiliza resurse regenerabile de energie

0.3. Deficienţele existente ale sistemului de încălzire centralizată Colterm Timisoara operează două sisteme de încălzire centralizată: • sistemul principal, alimentat de la CET Centru şi CET Sud • 17 sisteme „insulă”, alimentate de la centralele termice locale. CET Centru include 5 IMA (IMA1-IMA), în timp ce CET Sud include două IMA (IMA şi IMA7). IMA-urile din CET Centru funcţionează pe gaz natural iar IMA-urile din CET Sud funcţionează pe lignit şi gaz natural. a) Deficienţe existente ale surselor de căldură Pentru COLTERM Timisoara, pentru CET Centru şi CET Sud, ARPM Timişoara a emis autorizaţii integrate de mediu împreună cu Planul de Acţiune. Tabelul de mai jos prezintă IMA de Colterm care în acest moment nu sunt conforme din punctul de vedere al emisiilor de SO2, NOx şi pulberi: SO2 NOx Pulberi Depăşirea VLE IMA6; IMA 7 IMA 2; IMA 4; IMA 5; IMA 6; IMA 7 - Depăşirea limitei

IMA 6; IMA 7 IMA 2; IMA 4; IMA 5; IMA 6; IMA 7 -

Următoarele perioade de tranziţie au fost alocate ca urmare a negocierilor de aderare a României la UE (Bruxelles, 31 martie 2005). SO2 NOx Dust IMA 1 - - - IMA 2 - 31.12.2008 - IMA 3 - - - IMA 4 - 31.12.2011 - IMA 5 31.12.2013 31.12.2013 -- IMA 6 31.12.2013 31.12.2012 31.12.2009 IMA 7 31.12.2010 31.12.2013 - Perioade de tranziţie – Tratatul de Aderare CET Centru: IMA 2,4 şi 5 nu îndeplinesc cerinţele privind NOx referitoare la VLE şi limite. CET Sud: IMA 6 şi 7 nu îndeplinesc cerinţele privind NOx şi SO2 referitoare la VLE şi limite. Eficienţa actuală a IMA 2,4 şi 5 este de 90,5%. IMA 6 şi 7 pe lignit au o eficienţă mai scăzută decât valoarea de referinţă, adică 82-84% în comparaţie cu valoarea de referinţă minimă de 86%. IMA 6 funcţionează ca o turbină cu abur proiectată pentru parametrii scăzuţi de abur. Linia de cogenerare (cazan cu abur + turbină) nu îndeplineşte criteriul pentru o cogenerare cu eficienţă ridicată. În plus, nu s-ar putea îmbunătăţi suficient eficienţa combinată cu turbina cu abur existentă nici dacă s-ar instala un nou cazan cu abur foarte eficient. Lipsa actuală a unui sistem de control a presiunii pentru reţeaua primară duce la un consum ridicat de energie electrică. Se pot realiza economisiri prin instalarea unor convertoare de frecvenţă pentru variatoarele de viteză pentru pompe. Capacitatea totală instalată de incălzire centralizată a Colterm este de 995 MWt, din care 488 MWt în CET Centru, 407 MWt în CET Sud şi 100 MWt în sistemul „insulă”. În comparaţie cu actuala sarcină maximă de vârf de iarnă de aproximativ 450 MWt, capacitatea instalată a sistemului de încălzire

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

3

centralizată este mai mult decât dublă faţă de necesarul actual şi de mai mult de trei ori mai mare în comparaţie cu necesarul estimat de căldură pentru anul 2028 (de 310 MWt). b) Deficienţele existente ale reţelelor de încălzire centralizată 60% din reţele trebuie reabilitate în următorii ani. Soluţiile trebuie analizate de la caz la caz pentru a găsi cea mai bună formulă pentru fiecare substaţie (sistem de 2 conducte sau sistem de 4 conducte). Pierderile totale în reţelele de încălzire centralizată (primare + secundare) sunt de aproximativ 22%. c) Deficienţele existente la substaţii Trebuie reabilitate un număr de substaţii prin utilizarea de schimbătoare de căldură noi, pompe noi, prin automatizare, îmbunătăţirea izolaţiei pentru a creşte eficienţa per ansamblu. 0.4. Proiecţii şi ipoteze Au fost realizate proiecţii detaliate privind dezvoltarea socio-economică şi necesarul viitor de energie termică. Pe scurt, au fost luate în considerare următoarele proiecţii: Proiecţii de mediu: 1) conformare cu cerinţele stipulate în Tratatul de Aderare privind emisiile de SO2, NOx şi pulberi 2) conformarea cu cerinţele privind depozitele de zgura şi cenuşă 3) conformarea cu cerinţele privind emisiile de CO2 în perioada 2008-2012 şi după 2012 Proiecţii privind necesarul de energie termică: Perioadă Perioadă Reducerea necesarului de energie termică ca urmare a reabilitării clădirilor (reducerea consumului de energie termică la consumatori)

2009-2023 Reducere cu 30% (2% pe an)

2023-2028 Necesar constant de energie termică (nivel 2023)

Reducerea de energie termică furnizată ca urmare a reabilitării reţelelor primare şi secundare (reducerea pierderilor)

2009-2015 Reducerea pierderilor de căldură de la 22% pentru căldura furnizată în 2007 la 15%

2015-2028 15% pierdere de căldură în reţele în comparaţie cu energia termică furnizată

Zonă încălzită în viitor 2009-2028 O zonă constantă de clădiri încălzită prin sistem de încălzire centralizată de către Colterm

Total energie termică furnizată către reţele

2007-2028 Descreşterea de la 5.049 TJ/an în 2007 la 3.182 TJ/an în 2028.

Proiecţii privind sarcina termică

2007 2028 Sarcină termică medie, iarnă 215 MW 124 MW Sarcină termică maximă de vârf 407 MW 300 MW Sarcină termică minimă, vară 23 MW 18 MW Sarcnă termică medie, vară 42 MW 30 MW Ipoteze financiare

• Toate preţurile şi costurile fixate la nivelul din decembrie 2007; • Salariile (pe angajat) crescute cu 5% pe an (fără inflaţie); • Costurile cu combustibilul şi costurile şi preţurile de vânzare a energiei electrice sunt

constante, la nivelul celor din decembrie 2007; • Costurile cu personalul şi costurile fixe rămân constante la nivelul celor din 2007 până în anul

2012. După reabilitare, costurile cu personalul şi costurile fixe descresc cu 30% până în 2028

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

4

datorită unei funcţionări mai eficiente şi datorită faptului că sunt necesare mai puţine lucrări de reparaţii;

• Au fost analizate două scenarii privind preţul combustibilului: pentru preţul actual al gazului (282 EUR/1000 m3) şi pentru preţul înalt al gazului (400 EUR/1000 m3);

• Preţul CO2: 25 EUR/t, constant până în 2028; • Toate subvenţiile privind alimentarea cu energie termică sunt reduse etapizat începând cu

ianuarie 2009, singura subvenţie rămasă fiind cea socială. Aceasta duce la o creştere considerabilă a preţului energiei termice;

• Sistemul social de subvenţie va acoperi în continuare costurile privind încălzirea centralizată pentru peste 9% din venitul de la gospodării.

0.5. Analiza opţiunii Sistemele de încălzire centralizată au un mare impact socio-economic după cum se reflectă în diferite strategii, planuri şi programe naţionale datorită impactului atât asupra sectoarelor energetic, de mediu cât şi asupra celui de servicii publice. Sistemele de încălzire centralizată sunt servicii publice care trebuie pe de o parte, să asigure alimentarea continuă cu energie termică a consumatorilor la un preţ suportabil, iar pe de altă parte, trebuie să asigure generarea şi furnizarea eficientă de energie fără impacte nefavorabile asupra mediului şi sănătăţii populaţiei. Pentru a îndeplini toate aceste cerinţe, au fost identificate ţinte specifice pentru reabilitarea sistemului de încălzire centralizată în Timişoara. Considerente strategice 1) Necesarul de energie termică trebuie acoperit cu o alegere flexibilă de combustibil, adică atât arderea cu gaz cât şi cu cărbuni ar trebuie menţinute, însă în acelaşi timp trebuiesc create şi condiţiile pentru utilizarea biomasei. 2) Necesarul de energie termică pentru Timişoara trebuie satisfăcut fără a depăşi alocarea de CO2, adică cărbunele poate acoperi numai o anumită cantitate din necesarul de energie termică; restul trebuie acoperit de gaz în timp ce şi biomasa ar trebui să aducă o contribuţie reală (deşeuri precum şi resurse disponibile din exploatarea pădurilor şi agricultură). 3) Energia termică trebuie produsă în mod eficient. Având în vedere că instalaţiile existente la CET Sud nu sunt conforme cu această cerinţă sunt necesare opţiuni care să ofere îmbunătăţirea eficienţei. 4) Profitul potenţial din vânzarea electricităţii generate de instalaţiile existente la CET Sud nu este suficient pentru a compensa două mari dezavantaje:

• Potrivit reglementărilor naţionale, cogenerarea la CET Sud este insuficientă pentru obţinerea primei întregi pentru producţia eficientă de energie electrică; poate fi obţinută numai o primă estimată de 50%.

• Potrivit propunerii de Directivă privind CO2, pentru perioada de după 2012, vor exista costuri considerabile privind CO2 în ceea ce priveşte energia electrică produsă de facilităţile actuale ale CET Sud.

Astfel, utilizarea cazanelor apă caldă pe lignit şi încetarea producţiei de energie electrică este decizia strategică potrivită. În acest moment există două alternative: utilizarea cazanelor existente apă caldă sau instalarea de noi cazane apă caldă. Din păcate, cazanele existente apă caldă pe lignit au eficientă scăzută de 82% şi nu este posibilă îmbunătăţirea cazanelor pentru a atinge eficienţa minimă de 86% necesară a fi atinsă potrivit cerinţelor BAT. 5) Pentru CET Centru, dezvoltarea strategică este clară: finalizarea investiţiei BERD pentru o instalaţie cu ciclu combinat va permite cogenerare cu eficinţă ridicată la CET Centru. Mai mult, un număr de cazane pe gaz pentru sarcină de vârf sau de rezervă vor trebui echipate cu arzătoare cu nivel scăzut de Nox.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

5

6) Pentru CET Sud, analiza variatelor opţiuni pentru dezvoltare au indicat spre două direcţii principale de dezvoltare:

• echiparea cazanelor cu abur cu măsuri pentru DESOx şi NOx redus şi continuarea producţiei de energie electrică. Această direcţie presupune invetiţii relativ mai scăzute dar duce la costuri viitoare ridicate pentru CO2 începând cu 2013 şi costuri operaţionale ridicate pentru unitatea DESOX.

• instalarea unui nou boiler apă caldă cu eficienţă termică ridicată care poate fi operat fără costuri CO2 legate de o operare ineficientă sau producţia de energie electrică. Această direcţie presupune investiţii mai ridicate dar duce la costuri zero cu CO2 şi conformare totală cu toate cerinţele privind reducerea poluării şi cele privind eficienţa.

7) Un întrerupător cu gaz comprimat elimină toată problemele legate de eficienţă, penalizările CO2, emisiile de SO2 şi pulberi; mai rămâne de rezolvat doar problema Nox, pentru care sunt necesare investiţii relativ minime. Opţiunile descentralizate elimină de asemenea investiţiile în reţea şi pierderile de căldură. Principalele dezavantaje sunt riscurile reprezentate de preţul ridicat al gazului (suportabilitate scăzută) şi dependenţa de un singur combustibil (siguranţă redusă de alimentare). Pe baza analizei sistemului existent de încălzire centralizată în Timişoara şi pe baza considerentelor strategice prezentate au fost analizate 3 scenarii ce cuprind 13 opţiuni diferite şi acoperă toate aspectele enumerate mai sus. Pentru reabilitarea sistemului de încălzire centralizată în Timişoara au fost elaborate şi comparate trei scenarii:

Scenariu Descriere

Scenariul 1 (S1) Sistem centralizat de încălzire centralizată, inclusiv surse pentru producţia de încălzire centralizată, reţea de transport, substaţii, reţea de distribuţie, sisteme „insulă”

Scenariul 2 (S2) Sistem descentralizat de încălzire centralizată, inclusiv: (co)generare de căldură în instalaţii locale cu ardere pe gaz instalate în fostele substaţii, reţele de distribuţie, sisteme „insulă” (surse de producţie de încălzire centralizată şi reţea de transport închise)

Scenariul 3 (S3) Sisteme individuale de încălzire (sistemul de încălzire centralizată închis, fiecare consumator/clădire are propriul sistem individual de încălzire cu ardere pe gaz)

Scenarii pentru reabilitarea sistemului de încălzire centralizată în Timişoara

Tabelul următor prezintă opţiunile propuse pentru fiecare dintre cele trei scenarii relevante pentru transformarea sistemului de încălzire centralizată din Timişoara.

Scenariu Opţiune Descrierea opţiunii (pe scurt) O1: Centru pe gaz, Sud abandonat CET Sud închis, CET Centru 100% pe

gaz, reţelele de transport şi distribuţie reabilitate, închise depozitele de zgură şi cenuşă

O2: Centru pe gaz, 3 cazane cu abur pe biomasă în Sud

3 cazane cu abur pe cărbune în CET Sud înlocuite cu 3 cazane pe biomasă, CET Centru pe gaz, reţelele de transport şi distribuţie reabilitate, închise depozitele de zgură şi cenuşă

Scenariul 1 (S1)

Sistem centralizat de termoficare

O3: Structura existentă, cazane cu abur fucţionale în Sud, Centru pe gaz

CET Centru şi CET Sud continuă funcţionarea pe combustibilii existenţi. CET Sud operează cazanele cu abur 1, 2, 3 pe lignit. CET Centru operează cazanele apă caldă 1, 2, 3, 4 pe gaz. Sunt implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

6

O4: Structura existentă, cazane cu abur fucţionale în Sud la o sarcină mai scăzută, Centru pe gaz

CET Centru şi CET Sud continuă funcţionarea pe combustibilii existenţi. CET Sud operează cazanele cu abur 1, 2, 3 pe o sarcină mai scăzută de lignit. CET Centru operează cazanele apă caldă 1, 2, 3, 4 pe gaz. Sunt implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer.

O5: Structura existentă, cazane apă caldă operate în Sud, Centru pe gaz

CET Centru şi CET Sud continuă funcţionarea pe combustibilii existenţi. CET Sud operează cazane apă caldă pe lignit. CET Centru operează cazanele apă caldă 1, 2, 3, 4 pe gaz. Sunt implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer.

O6: Structura existentă, cazane cu abur cu co-ardere pe biomasă în Sud, Centru pe gaz

CET Sud operează cazanele cu abur 1, 2, 3 pe lignit cu co-ardere de biomasă de până la 10%. CET Centru continuă operarea cazanelor apă caldă 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Sunt implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer. Calculele sunt realizate cu 5% biomasă.

O7: Structura existentă, cazane apă caldă cu co-ardere pe biomasă în Sud, Centru pe gaz

CET Sud operează cazanele apă caldă 1, 2 pe lignit cu co-ardere de biomasă de până la 10%. CET Centru continuă operarea cazanelor apă caldă 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Sunt implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer. Calculele sunt realizate cu 5% biomasă.

O8: Structură existentă, cazane pe abur cu co-ardere în Sud/biomasă la sarcină mai scăzută, Centru pe gaz

CET Sud operează cazanele cu abur 1, 2, 3 pe lignit cu co-ardere de biomasă de până la 10% la sarcină mai scăzută. CET Centru continuă operarea boilerelor apă caldă 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Sunt implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer. Calculele sunt realizate cu 5% biomasă.

O9: Structură existentă, co-ardere cazane apă caldă în Sud/biomasă la sarcină mai scăzută, Centru pe gaz

CET Sud operează cazanele apă caldă 1, 2 pe lignit co-ardere de biomasă de până la 10% la sarcină mai scăzută. CET Centru continuă operarea cazanelor apă caldă 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Sunt implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer. Calculele sunt realizate cu 5% biomasă.

O10: FBC pe abur (combustie în pat fluidizat) în Sud, co-ardere cu biomasă, Centru pe gaz

Cazanele cu abur 1, 2, 3 la CET Sud închise, un cazan cu abur de 121 MWt pe lignit pentru FBC instalat la CET Sud. CET Centru continuă operarea cazanelor apă caldă 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Calculele sunt

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

7

realizate cu 5% biomasă însă boilerul poate utiliza până la 35% biomasă.

O11: FBC apă caldă în Sud, co- ardere cu biomasă, Centru pe gaz

Cazanele cu abur 1, 2, 3 la CET Sud păstrate ca rezervă, un cazan cu abur de 87 MWt pe lignit pentru FBC instalat la CET Sud. CET Centru continuă operarea cazanelor apă caldă 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Calculele sunt realizate cu 5% biomasă însă boilerul poate utiliza până la 35% biomasă.

Scenariul 2 (S2)

Sistem descentralizat de

termoficare

O12: Căldură produsă de cazanele cu ardere pe gaz instalate în fostele substaţii

Închiderea CET Centru şi CET Sud, cazane cu ardere pe gaz instalate în fostele substaţii

Scenariul 3 (S3)

Sistem individual de încălzire

O13: Căldură produsă de staţiile locale de cazane la nivel de clădire şi apartament

Închiderea CET Centru şi CET Sud, închiderea reţelelor de transport şi distribuţie şi a substaţiilor. Instalarea de cazane individuale la nivel de clădire (100%) şi la nivel de apartament (30%)

Pentru evaluarea scenariilor şi opţiunilor propuse, au fost stabilite patru seturi de criterii de evaluare, după cum este detaliat în tabelul de mai jos:

Punctaj maxim ponderat

Categorie Criterii

20 Criterii financiare Investiţii totale Costuri operaţionale

20 Criterii de mediu Conformare în ceea ce priveşte emisiile de CO2

Eficienţa boilerului Utilizarea de resurse regenerabile Trecerea de la un combustibil la altul (flexibilitate privind combustibilul)

20 Criterii tehnice

Eficienţa generală a sistemului de termoficare

40 Criterii sociale Suportabilitate (preţul energiei termice)

100 Punctaj TOTAL maxim

Analiza multicriteriu este primul filtru utilizat pentru selectarea opţiunilor cele mai probabile ce vor fi analizate în continuare la nivel de studiu de fezabilitate şi analiză cost-beneficiu. În urma evaluării, opţiunile recomandate spre a fi analizate în continuare sunt:

O1, O8, O10, O11 şi O12. Aceste opţiuni includ următoarele intervenţii: Opţiune Configuraţia sursei de

energie termică Intervenţii Valoarea investiţiei

[MEUR] O1 CET Centru funcţionează

cu CAF 1,2,3,4,5 şi noul -arzătoare cu nivel scăzut de NOx pentru CAF 2,4,5

134,7

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

8

ciclu combinat finanţat de BERD. CET Sud este închis.

-reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie, inclusiv a pompele de transport -reabilitarea substaţiilor

O8 CET Centru funcţionează cu CAF 1,2,3,4 şi noul ciclu combinat finanţat prin BERD. CET Sud funcţionează cu boilerele cu abur şi turbină cu abur (IMA6). LCP7 închis.

-arzătoare cu nivel scăzut de NOx pentru CAF 2,4 -staţie de desulfurizare pentru LCP6 -măsuri pentru eficientizare, arzătoare cu nivel scăzut de Nox şi OFA pentru boilerele cu abur în LCP6 -buldozer biomasă -reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie, inclusiv a pompelor de transport -reabilitarea substaţiilor

172,4

O10 CET Centru funcţionează cu CAF 1,2,3,4 şi noul ciclu combinat finanţat prin BERD. CET Sud funcţionează cu un boiler nou cu abur pe lignit cu CPF şi turbină cu abur (LCP6). LCP7 închis.

- arzătoare cu nivel scăzut de NOx pentru CAF 2,4 -boiler nou de 125 MWt cu abur pe lignit cu FBC -buldozer biomasă -reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie, inclusiv a pompelor de transport -reabilitarea substaţiilor

194

O11 CET Centru funcţionează cu CAF 1,2,3,4 şi noul ciclu combinat finanţat prin BERD. CET Sud funcţionează cu un boiler nou apă caldă pe lignit cu FBC (LCP7). LCP6 închis.

-arzătoare cu nivel scăzut de NOx pentru CAF 2,4 -boiler nou de 87 MWt apă caldă pe lignit cu FBC - buldozer biomasă -reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie, inclusiv a pompelor de transport -reabilitarea substaţiilor

173

O12 CET Centru şi CET Sud închise. Substaţiile sunt transformate în staţii locale cu cazane cu ardere pe gaz

-instalarea de cazane cu ardere pe gaz în substaţii -reabilitarea reţelelor de distribuţie

191,2

Principalele avantaje ale opţiunilor selectate sunt următoarele: Opţiune Avantaje

O1 • reduce poluarea aerului ducând la o îmbunătăţire a sănătăţii populaţiei (nivelul de SO2 redus la limitele impuse iar nivelul de NOx redus sub limitele impuse)

• reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, în concordanţă cu viitoarele cerinţe UE privind reducerea acestora după 2012

• eficienţă ridicată a cazanului în sistem centralizat • eficienţă crescută a cogenerării în CET Centru

O8 • alimentare în siguranţă cu energie termică a populaţiei • reduce poluarea aerului ducând la o îmbunătăţire a sănătăţii populaţiei (nivelul de

SO2 redus la limitele impuse iar nivelul de NOx redus sub limitele impuse) • grad ridicat de flexibilitate în ceea ce priveşte combustibilul: utilizarea de

combustibil regenerabil (biomasă) de până la 10% • scăderea dependenţei de combustibil importat care duce la o siguranţă în ceea ce

priveşte alimentarea cu energie termică

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

9

• eficienţă crescută a cogenerării în CET Centru O10 • alimentare în siguranţă cu energie termică a populaţiei

• reduce poluarea aerului ducând la o îmbunătăţire a sănătăţii populaţiei (nivelul de SO2 redus la limitele impuse iar nivelul de NOx redus sub limitele impuse)

• eficienţă ridicată a cazanului în sistem centralizat • grad ridicat de flexibilitate în ceea ce priveşte combustibilul: utilizarea de

combustibil regenerabil (biomasă) de până la 35% (limitare bazată pe resursele disponibile în regiune); utilizarea de lignit de calitate scăzută în modul cel mai eficient; posibilitatea de a trece, dacă este nevoie, de la lignit la antracit

• scăderea dependenţei de combustibil importat care duce la o siguranţă în ceea ce priveşte alimentarea cu energie termică

• eficienţă crescută a cogenerării în CET Centru O11 • alimentare în siguranţă cu energie termică a populaţiei

• reduce poluarea aerului ducând la o îmbunătăţire a sănătăţii populaţiei (nivelul de SO2 redus la limitele impuse iar nivelul de NOx redus sub limitele impuse)

• reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, în concordanţă cu viitoarele cerinţe UE privind reducerea acestora după 2012

• eficienţă ridicată a cazanului în sistem centralizat • grad ridicat de flexibilitate în ceea ce priveşte combustibilul: utilizarea de

combustibil regenerabil (biomasă) de până la 35% (limitare bazată pe resursele disponibile în regiune); utilizarea de lignit de calitate scăzută în modul cel mai eficient; posibilitatea de a trece, dacă este nevoie, de la lignit la antracit

• scăderea dependenţei de combustibil importat care duce la o siguranţă în ceea ce priveşte alimentarea cu energie termică

• eficienţă crescută a cogenerării în CET Centru O12 • reduce poluarea aerului ducând la o îmbunătăţire a sănătăţii populaţiei (nivelul de

SO2 redus la limitele impuse iar nivelul de NOx redus sub limitele impuse) • reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, în concordanţă cu viitoarele cerinţe

UE privind reducerea acestora după 2012 • eficienţă ridicată a cazanului • reducerea pierderilor de căldură în reţele datorită eliminării reţelei de transport

Rezultatele obţinute după implementarea de investiţii specifice sunt următoarele:

Investiţii principale Rezultate Echiparea cu CAF în CET Centru (arzătoare cu nivel scăzut de NOx)

Reducerea emisiilor de NOx pentru a atinge ţintele de mediu

Instalaţie de desulfurizare Reducerea emisiilor de SO2 pentru a atinge cerinţele prinvind mediul

Boiler cu abur cu CPF, 125 MWt -Reducerea emisiilor de SO2 şi NOx pentru a atinge cerinţele prinvind mediul -Flexibilitate privind combustibilul -Utilizarea de resurse regenerabile

Boiler apă caldă cu CPF, 87 MWt -Reducerea emisiilor de SO2, NOx şi CO2 pentru a atinge cerinţele prinvind mediul - Flexibilitate privind combustibilul -Utilizarea de resurse regenerabile

Reabilitarea reţelei de transport Creşterea eficienţei energetice Variatoare de viteză pentru pompele pentru CET Centru şi CET Sud

- Creşterea eficienţei energetice -Reducerea consumului de energie electrică

Reabilitarea reţelelor de distribuţie Creşterea eficienţei energetice Reabilitarea substaţiilor/a staţiilor locale de boilere

- Creşterea eficienţei energetice -Reducerea consumului de energie electrică

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

10

Investiţiile totale necesare pentru orizontul de planificare de 20 de ani al Master Planului, precum şi etapizarea investiţiilor sunt prezentate în tabelele de mai jos pentru fiecare dintre cele cinci opţiuni selectate pentru o analiză mai amănunţită. În etapa a treia nu sunt prevăzute niciun fel de reinvestiţii pentru opţiunile centralizate datorită faptului că durata de viaţă a tuturor investiţiilor este mai mare decât perioada de planificare de 20 de ani.

Plan de investiţie pentru Opţiunea O1 [MEUR]

Numele investiţiei 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016-2028

CET Centru -Arzătoare cu nivel scăzut de NOx -Monitorizare

5.4 4.7 4.7 0

Reabilitarea reţelei de transport 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 0 Reabilitarea reţelei de distribuţie

6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 0

Reabilitarea substaţiilor/a staţiilor locale de boilere

1.7 1.7 0

Variatoare de viteză pentru pompele principale

5.0 0

Total 23 22.3 25.6 15.9 15.9 15.9 15.9 0

Total/Etapă 70.9 MEUR/Etapa 1 63.6 MEUR/Etapa 2 0 EUR/Etapa 3

Plan de investiţie pentru Opţiunea O8 [MEUR] Numele investiţiei 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016-2028

CET Centru -Arzătoare cu nivel scăzut de NOx -Monitorizare

5.4 4.7 0

Lucrări suplimentare în CET Sud

14.1 14.2 14.2

Reabilitarea reţelei de transport 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 0 Reabilitarea reţelei de distribuţie

6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 0

Reabilitarea substaţiilor/a staţiilor locale de boilere

1.7 1.7 0

Variatoare de viteză pentru pompele principale

5.0 0

Total 23 31.7 39.8 30.4 15.9 15.9 15.9 0

Total/Etapă 94.3 MEUR/Etapa 1 78.1 MEUR/Etapa 2 0 EUR/Etapa 3

Plan de investiţie pentru Opţiunea O10 [MEUR] Numele investiţiei 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016-2028

CET Centru -Arzătoare cu nivel scăzut de NOx -Monitorizare

5.4 4.7 0

Lucrări suplimentare în CET Sud 21.3 21.4 21.4

Reabilitarea reţelei de transport 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 0 Reabilitarea reţelei de distribuţie 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 0

Reabilitarea substaţiilor/a staţiilor locale de boilere

1.7 1.7 0

Variatoare de viteză pentru pompele principale

5.0 0

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

11

Numele investiţiei 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016-2028

Total 23 38.9 47 37.3 15.9 15.9 15.9 0

Total/Etapă 108.9 MEUR/Etapa 1 85 MEUR/Etapa 2 0 EUR/Etapa 3

Plan de investiţie pentru Opţiunea O11 [MEUR] Numele investiţiei 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016-2028

CET Centru -Arzătoare cu nivel scăzut de NOx -Monitorizare

5.4 4.7 0

Lucrări suplimentare în CET Sud 14.3 14.4 14.4

Reabilitarea reţelei de transport 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 0 Reabilitarea reţelei de distribuţie 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 0

Reabilitarea substaţiilor/a staţiilor locale de boilere

1.7 1.7 0

Variatoare de viteză pentru pompele principale

5.0 0

Total 23 31.2 40 30.3 15.9 15.9 15.9 0

Total/Etapă 94.2 MEUR/Etapa 1 78 MEUR/Etapa 2 0 EUR/Etapa 3

Plan de investiţie pentru Opţiunea O12 [MEUR] Numele investiţiei 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016-2028

Reabilitarea şi reconstrucţia substaţiilor/centralelor termice, inclusiv reţeaua de gaz

49.7 49.7 49.7

Reabilitarea reţelei de distribuţie 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 0

Total 55.7 55.7 55.7 6 6 6 6

Total/Etapă 167.1 MEUR/Etapa 1 24 MEUR/Etapa 2 0 EUR/Etapa 3

Analiza strategiei de încălzire centralizată existentă Strategia nu ia în considerare: • limita privind CO2 stabilită pentru 2008-2012 (21% reducere cotelor de emisii pentru CO2) • preţurile de vânzare a energiei electrice din cogenerare, care în condiţii de eficienţă ridicată

primeşte un bonus de cogenerare • mecanismul viitor al cotelor de emisii pentru CO2 după 2012, care include cote libere pentru

energia termică produsă în cogenerare de mare eficienţă sau producţie separată de energie termică.

Aceste considerente au dus la recomandările incluse în MP. Strategia municipală de încălzire centralizată trebuie actualizată în ceea ce priveşte cerinţele actuale şi viitoare pe baza versiunii finale a acestui MP şi calculele detaliate şi concluziile studiului de fezabilitate. Tabelul de mai jos prezintă puterea termică instalată pentru fiecare sursă din fiecare Opţiune.

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

12

Opţiune Boiler apă caldă

Centru [MWt]

Ciclu combinat Centru [MWt]

Boilere cu abur pe

cărbuni+turbină cu abur Sud

[MWt]

Boiler apă caldă pe cărbuni

Sud [MWt]

Boilere cu abur pe biomasă+

turbină cu abur Sud

[MWt]

Boiler cu abur cu CPF

Sud [MWt]

Boiler apă caldă cu CPF Sud [MWt]

Boilere locale [MWt]

Capacitate totală după

implementare [MWt]

O1 2x58 + 3x116 = 464 29 0 0 0 0 0 0 493 O2 2x58 + 2x116 = 348 29 0 0 175 0 0 0 552 O3 2x58 + 2x116 = 348 29 175 0 0 0 0 0 552 O4 2x58 + 2x116 = 348 29 175 0 0 0 0 0 552 O5 2x58 + 2x116 = 348 29 232 0 0 0 0 609 O6 2x58 + 2x116 = 348 29 175 0 0 0 0 0 552 O7 2x58 + 2x116 = 348 29 232 0 0 0 0 609 O8 2x58 + 2x116 = 348 29 175 0 0 0 0 0 552 O9 2x58 + 2x116 = 348 29 0 232 0 0 0 0 609

O10 2x58 + 2x116 = 348 29 0 0 0 88 0 0 465 O11 2x58 + 2x116 = 348 29 0 0 0 0 88 0 465 O12 0 0 0 0 0 0 0 359 359 O13 0 0 0 0 0 0 0 320 320

Observaţie: În toate opţiunile, capacitatea actuală instalată a sistemului „insulă” rămâne neschimbată: 100 MWt. Realizări CET Centru: IMA 2,4 şi 5 vor avea o eficienţă termică mai mare cu 2-4% CET Sud: Un cazan nou cu FBC va avea o eficienţă termică mai mare decât cazanele existente. Pentru lignit, în CET Sud, eficienţa cazanelor dată de cele mai bune tehnici de referinţă disponibile poate fi obţinută numai prin instalarea unui cazan nou.

CET Centru

FICHTNER
RAMBOLL
GROUP

Atasament: 02_Table_of_Contents_RO.pdf

Conţinut 0. Rezumat executiv 1

1. Introducere 13

1.1. Cadru general al proiectului 13

1.2. Obiectiv general şi abordarea aplicată pentru realizarea Master Planului 15

1.3. Structura Master Planului 16

2. Analiza situaţiei existente 18

2.1. Rezumat 18

2.2. Aria proiectului 18

2.3. Cadru natural 20

2.4. Infrastructură 26

2.5. Evaluare socio-economică 27

2.6. Evaluarea cadrului instituţional şi legal 37

2.7. Resurse de energie 66

2.8. Impactul asupra mediului 78

2.9. Necesar existent de energie termică 82

2.10. Instalaţii existente şi performanţe actuale 85

3. Proiecţii 104

3.1. Rezumat 104

3.2. Metodologie şi ipoteze 104

3.3. Proiecţii socio-economice 104

3.4. Proiecţia necesarului de energie termică 112

4. Obiective naţionale şi ţinte municipale 122

4.1. Rezumat 122

4.2. Obiective naţionale de mediu privind sistemul de termoficare 122

4.3. Trimitere către planuri şi strategii naţionale, regionale precum şi alte

planuri şi strategii relevante

123

4.4. Ţinte municipale în sectorul de încălzire centralizată 126

4.5. Concluzie 128

5. Analiza opţiunii 129

5.1. Rezumat 129

5.2. Metodologie şi ipoteze 129

5.3. Evaluarea opţiunilor 132

5.4. Opţiune propusă 167

5.5. Concluzie 168

6. Abordarea strategică municipală 169

7. Plan de investiţii pe termen lung 170

7.1. Rezumat 170

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

7.2. Măsuri pentru investiţii pe termen lung 170

7.3. Parametrii de proiectare şi predimensionare 173

7.4. Costuri unitare 177

7.5. Costuri investiţionale 177

7.6. Costuri de operare, întreţinere şi administrare 177

7.7. Program de implementare şi etapizarea măsurilor 178

7.8. Impactul măsurilor propuse 180

7.9. Atingerea ţintelor 180

7.10. Cerinţe instituţionale 180

7.11. Concluzie 182

8. Analize financiare 183

8.1. Rezumat 183

8.2. Ipoteze privind mărimea pieţei 183

8.3. Ipoteze privind costurile de operare şi întreţinere 183

8.4. Ipoteze privind costurile investiţionale 186

8.5. Valoarea netă actualizată 186

9. Suportabilitate 190

9.1. Rezumat 190

9.2. Metodologie şi ipoteze 190

9.3. Evaluare 191

9.4. Suportabilitate 193

9.5. Analiză de sensibilitate 193

9.6. Concluzie 195

10 Program prioritar de investiţii în infrastuctură 197

11 Plan de Acţiune pentru implementarea proiectului 207

Anexe

GROUP
FICHTNER
RAMBOLL

Atasament: 01_Coperta_RO.pdf

Destinatar Daniela Topirceanu, MESD cc: Florian Burnar, MESD Data depunerii: 12 noiembrie 2008

Componenta Termoficare Sarcina: 2.3 Elaborarea aplicaţiilor pentru infrastructura municipală de termoficare/LCP- uri Rezultat: Master Plan (MP) pentru Instalaţii Mari de Ardere (LCP-uri) şi sistem de Termoficare (ST) în Municipiul TIMIŞOARA, Versiune Finală “Asistenţă Tehnică pentru pregătirea Portofoliului de Proiecte” (TAPPP) Phare 2005/017-553.04.03/08.01 EuropeAid/123067/D/SER/RO Consorţiu − Rambøll, Danemarca (conducătoare Consorţiu) − Rambøll, România − Fichtner, Germania − Interdevelopment, România − PM, Ireland − PM International Services, Romţnia

Elaborat de

Peter Brask - Component Manager, Daniela Câncescu - Deputy ComponentManager, Radu Bacanu – Expert cazane, Jesper Moeller Larsen – Expert Master Planning şi Energy Planning, Frederick Pitzner Jorgensen – Expert financiar şi studii de fezabilitate

Aprobat de Peter Brask, Component Manager, Termoficare

Team Leader TAPPP:

Birou TAPPP:

GSM:

E-mail:

George McDonnell Ministerul Mediului şi Dezvoltării Durabile B-dul Libertăţii 12, Cam 304E RO-040129, Bucureşti +40-730-013016 [email protected]

RAMBOLL

Atasament: Referat.pdf

FP 53-01, Ver. 1

1

ROMÂNIA APROBAT, JUDEŢUL TIMIŞ PRIMAR MUNICIPIUL TIMIŞOARA GHEORGHE CIUHANDU PRIMĂRIA SC2009 – 6553 / 06.05.2009

REFERAT Privind aprobarea Master Planului (MP) pentru Instalaţii Mari de Ardere (LCP) şi Sistem de

Termoficare (ST) în Municipiul TIMIŞOARA Prin adresa nr. SC2009-6553/01.04.2009 se înaintează Master Planul (MP) pentru Instalaţii Mari de Ardere (LCP-uri) şi Sistem de Termoficare(ST) în Municipiul Timişoara, varianta finală în limba română, întocmit de consultantul Ramboll Danemarca (conducătoarea consorţiului). Pentru a se conforma cu cerinţele acquis-ului comunitar în domeniul protecţiei mediului, României i- au fost acordate perioade de tranziţie între 3 şi 15 ani pentru următoarele sectoare: calitatea aerului, gestionarea deşeurilor, calitatea apei şi controlul poluării industriale şi gestionarea riscurilor. Măsurile şi acţiunile specifice care trebuie implementate pentru realizarea obiectivelor generale şi specifice pentru perioada 2007-2013 sunt prezentate în Planul naţional de Dezvoltare(PND). Obiectivul PND privind protecţia şi îmbunătăţirea calităţii mediului este strâns legat de angajamentele asumate în timpul negocierilor privind Capitolul 22 – Mediul. Pe baza obiectivelor strategice naţionale stabilite în PND 2007-2013, Ministerul Mediului şi dezvoltării durabile (MMDD) a elaborat Programul Operaţional Sectorial pentru Mediu (POS Mediu), un document bazat în întregime pe ţintele şi priorităţile politicilor de mediu UE care reflectă obligaţiile internaţionale ale României precum şi interesele naţionale specifice. POS Mediu a fost aprobat de Comisia Europeană în iunie 2007, unul dintre obiective este reducerea impactului negativ asupra mediului cauzat de centralele municipale de termoficare vechi în cele mai poluante localităţi până în 2015. Pentru atingerea acestui obiectiv a fost identificată Axa prioritară 3 : « Reducerea poluării şi micşorarea schimbărilor climatice prin restructurarea şi renovarea sistemelor municipale de termoficare pentru atingerea de ţinte privind eficientizarea energetică în zonele prioritare selectate ». Master Planul (MP) pentru instalaţiile mari de ardere şi sistemul de încălzire centralizată în Municipiul Timişoara acoperă întreg sistemul ( producţia, transportul şi distribuţia) de energie termică până în anul 2028. Documentul prezintă situaţia existentă, proiecţiile privind dezvoltarea viitoare a întregului sistem de încălzire centralizată şi pe baza acestor informaţii MP prezintă propunerea consultantului în ceea ce priveşte opţiunile strategice pentru sistemul de încălzire centralizată şi opţiuni specifice pentru fiecare componentă. Planul de investiţii pe termen lung identifică necesarul de investiţii în baza conformării cu directivele UE relevante, îmbunătăţirea eficienţei sistemului din punct de vedere al costului şi sustenabilităţii, care va conduce la îmbunătăţirea mediului şi a condiţiilor de sănătate a populaţiei, iar pe ansamblu la servicii mai bune pentru consumatori. În final MP propune un program de investiţii prioritare în infrastructură precum şi un plan de implementare, costuri investiţionale şi surse de finanţare, precum şi planul de investiţii prioritare

FP 53-01, Ver. 1

2

propus pentru finanţare prin POS Mediu – Axa prioritară 3. Acestea sunt prezentate în detaliu în capitolul 10 din MP « Program prioritar de investiţii în infrastructură », subcapitolul 10.4 « Lista măsurilor investiţionale prioritizate ». Având în vedere cele expuse mai sus,

PROPUNEM: 1. Aprobarea Master Planului (MP) pentru Instalaţii Mari de Ardere (LCP) şi Sistem de Termoficare (ST) în Municipiul TIMIŞOARA.

VICEPRIMAR SORIN GRINDEANU

DIRECTOR DIRECŢIA EDILITARĂ DIRECTOR DIRECŢIA ECONOMICĂ MARIUS ONEŢIU SMARANDA HARACICU ŞEF SERVICIU ENERGETIC IOAN ZUBAŞCU AVIZAT JURIDIC

MIRELA LASUSCHEVICI RED. MM

Atasament: Ghidul_solicitantului_Axa3.pdf

MINISTERUL MEDIULUI ŞI DEZVOLTĂRII DURABILE

AUTORITATEA DE MANAGEMENT PENTRU PROGRAMUL OPERAŢIONAL SECTORIAL DE MEDIU

GHIDUL SOLICITANTULUI

Axa Prioritară 3 POS Mediu

„Reducerea poluării şi minimizarea efectelor schimbărilor climatice prin reabilitarea sistemelor de încălzire urbană, vizând atingerea ţintelor de eficienţă energetică în zonele prioritare identificate”

Draft iunie 2008

2

Acest document reprezintă proiectul Ghidului Solicitantului pentru axa prioritară 3 – „Reducerea poluării şi minimizarea efectelor schimbărilor climatice prin reabilitarea sistemelor de încălzire urbană, vizând atingerea ţintelor de eficienţă energetică în zonele prioritare identificate“.

Publicarea acestui document vizează, pe lângă familiarizarea potenţialilor solicitanţi cu condiţiile de accesare a finanţării în cadrul axei 3 menţionate mai sus, şi consultarea factorilor interesaţi în vederea elaborării variantei finale a ghidului. Eventualele observaţii şi recomandări pot fi transmise la următoarele adrese electronice: [email protected] şi [email protected]

3

CUPRINS

Introducere ................................................................................................................................. 4 Definiţii şi Abrevieri .................................................................................................................. 5 I. INFORMAŢII GENERALE................................................................................................... 8

I.1 Programul Operaţional Sectorial de Mediu 2007-2013 .................................................... 8 I.2 Axa Prioritară 3 – “Reducerea poluării şi minimizarea efectelor schimbărilor climatice prin reabilitarea sistemelor de încălzire urbană, vizând atingerea ţintelor de eficienţă energetică în zonele prioritare identificate” ......................................................................... 11

I.2.1 Cadrul general .......................................................................................................... 11 I.2.2 Strategia de finanţare ............................................................................................... 12 I.2.3 Alocarea financiară .................................................................................................. 12 I.2.4 Cadrul legislativ ....................................................................................................... 13

II. REGULI PRIVIND PREGĂTIREA ŞI EVALUAREA PROIECTELOR ........................ 15 III. CRITERII DE SELECŢIE A PROIECTELOR DE INVESTIŢII ..................................... 22

III.1 Criterii privind admisibilitatea ..................................................................................... 23 III. 2 Criterii de eligibilitate ................................................................................................. 23

III.2.1. Eligibilitatea solicitantului................................................................................ 23 III.2.2 Eligibilitatea proiectelor finanţate ..................................................................... 24 III.3 Criterii privind relevanţa şi maturitatea proiectului ............................................. 25 III.4. Reguli de eligibilitate a cheltuielilor ................................................................... 26

IV.PROCEDURA DE SELECŢIE A PROIECTELOR........................................................... 26 IV.1 Instrucţiuni de completare a cererii de finanţare.......................................................... 26 IV.2 Depunerea cererii de finanţare ..................................................................................... 27 IV.3 Etapele de evaluare şi selecţie...................................................................................... 27

IV.3.1 Verificarea admisibilităţii (conformitatea administrativă a cererii de finanţare) ...................................................................................................................................... 28 IV.3.2 Verificarea eligibilităţii Cererii de finanţare ..................................................... 29 IV.3.3 Evaluarea relevanţei şi maturităţii proiectului .................................................. 29

V – INFORMAŢII GENERALE PRIVIND FINANŢAREA ŞI IMPLEMENTAREA PROIECTELOR....................................................................................................................... 30 VI. ANEXE .............................................................................................................................. 34

Anexa 1 ................................................................................................................................ 35 Anexa 2 ................................................................................................................................ 35 Anexa 2 ................................................................................................................................ 36 Anexa 3 ................................................................................................................................ 39 Anexa 4 ................................................................................................................................ 42 Anexa 5 ................................................................................................................................ 43

4

Introducere Prezentul ghid a fost elaborat de Autoritatea de Management pentru POS Mediu pentru a veni în sprijinul solicitanţilor care doresc să obţină finanţare pentru proiecte aferente sectorului de încalzire urbană. Ghidul furnizează informaţii utile cu privire la eligibilitatea solicitanţilor, a proiectelor, a modului de completare a cererilor de finanţare şi a documentaţiei necesare pentru proiect, precum şi asupra procedurii de selecţie şi aprobare a proiectelor. Ghidul a fost elaborat în corelare cu prevederile Programului Operaţional Sectorial de Mediu 2007 – 2013 şi cu normele legislaţiei comunitare şi naţionale privind asistenţa nerambursabilă acordată României de către Uniunea Europeană prin instrumentele structurale. Capitolul I al acestui ghid “Informaţii generale” cuprinde aspecte relevante cu privire la POS Mediu şi Axa prioritară 3 – “Reducerea poluării şi minimizarea efectelor schimbărilor climatice prin reabilitarea sistemelor de încălzire urbană, vizând atingerea ţintelor de eficienţă energetică în zonele prioritare identificate”. Textul integral al POS Mediu poate fi consultat la adresa http://www.mmediu.ro/integrare/comp1/POSmediu/POS_Oficial_romana.pdf. Totodată, ghidul conţine un set de definiţii utile privind instrumentele structurale şi sectorul de încălzire urbana, precum şi o lista cu actele normative relevante. Condiţiile de accesare a finanţării sunt prezentate în capitolul II “Criterii de selecţie”, iar procesul de selecţie este descris etapă cu etapă în capitolul III “Procedura de selecţie a proiectelor”. Alte aspecte privind condiţiile specifice de finanţare sunt decrise în capitolul IV. Ghidul mai conţine formularul cererii de finanţare şi instrucţiunile de completare a acestuia, precum şi documentele ce trebuie anexate cererii în vederea evaluării proiectului.

5

Definiţii şi Abrevieri DEFINIŢII Autoritate de Management – structura din cadrul unei autorităţi publice centrale responsabilă pentru gestionarea unui program operaţional. Ministerul Mediului şi Dezvoltării Durabile este Autoritate de Management pentru Programul Operaţional Sectorial de Mediu, conform prevederilor HG nr. 497/2004 cu modificările şi completările ulterioare şi ale HG 368/2007 privind organizarea şi funcţionarea Ministerului Mediului şi Dezvoltării Durabile. Autoritatea de Certificare şi Plată - Structură organizatorică în cadrul Ministerului Economiei şi Finanţelor, responsabilă de certificarea sumelor cuprinse în declaraţiile de cheltuieli transmise la Comisia Europeană şi pentru primirea fondurilor transferate României din Fondul european de dezvoltare regională, Fondul social european şi Fondul de coeziune şi asigurarea transferului acestora către beneficiari, precum şi a sumelor de prefinanţare şi cofinanţare aferente acestora din fonduri alocate de la bugetul de stat (vezi Ordonanţa nr. 29 din 2007 privind modul de alocare a instrumentelor structurale, a prefinanţării şi a cofinanţării alocate de la bugetul de stat, inclusiv din Fondul naţional de dezvoltare, în bugetul instituţiilor implicate în gestionarea instrumentelor structurale şi utilizarea acestora pentru obiectivul convergenţă, art. 1 alin. (2) lit. c)) Axă prioritară – reprezintă o prioritate strategică dintr-un program operaţional; cuprinde un grup de operaţiuni legate între ele şi având obiective specifice măsurabile. (vezi Regulamentul Consiliului nr. 1083 din 2006) Beneficiar – entitatea (organismul, autoritatea, instituţia) care iniţiază şi implementează proiectele aprobate spre finanţare în cadrul POS Mediu. (vezi Ordonanţa nr. 29/2007, art. 1). Cadrul Strategic Naţional de Referinţă - Documentul aprobat de Comisia Europeană, negociat în prealabil cu România, ca stat membru, în urma evaluării Planului naţional de dezvoltare. CNSR conţine contribuţia din instrumentele structurale şi celelalte resurse financiare pentru realizarea priorităţilor şi măsurilor conţinute în Planul Naţional de Dezvoltare. Prevederile acestui document se implementează prin intermediul programelor operaţionale (Hotărârea de Guvern nr. 497 din 2004 cu modificările şi completările ulterioare) Cerere de finanţare - Formularul completat de către Solicitant, în vederea obţinerii finanţării prin Programul Operaţional Sectorial de Mediu. Cheltuieli eligibile – Cheltuieli realizate de către un Beneficiar, aferente proiectelor finanţate în cadrul programelor operaţionale, care pot fi finanţate atât din instrumente structurale, cât şi din bugetul de stat şi/sau contribuţia proprie a Beneficiarului (vezi Ordonanţa nr. 29 din 2006, art. 1 alin. (2) lit. m)). Cheltuieli neeligibile - Cheltuieli inerente realizării proiectelor finanţate din instrumentele structurale în cadrul programelor operaţionale, care nu pot fi finanţate din instrumentele structurale, conform reglementărilor comunitare şi naţionale (vezi Ordonanţa nr. 29 din 2006, art. 1 alin. (2) lit. n)). Contract de finanţare - Actul juridic cu titlu oneros, încheiat între Autoritatea de Management şi Beneficiar, prin care se aprobă spre finanţare un proiect, în cadrul Programului Operaţional Sectorial de Mediu 2007-2013. Contractor - Persoana fizică sau juridică, de drept public sau privat, cu care Beneficiarul a încheiat contractul de execuţie a unei lucrări, de furnizare a unor produse sau de prestare a unor servicii. Decizia de finanţare – act tehnico-juridic emis de MMDD, ca Autoritate de Management prin care se aprobă acordarea finanţării unui proiect selectat conform procedurilor de evaluare şi selecţie specifice POS Mediu. Fonduri structurale – sunt instrumente financiare prin care Uniunea Europeană acţionează pentru eliminarea disparităţilor economice şi sociale între regiuni, în scopul realizării coeziunii economice şi sociale. Fondurile structurale sunt Fondul European pentru Dezvoltare Regională şi Fondul Social European. Instrumente structurale – asistenţa financiară nerambursabilă primită de România, în calitate de stat membru al Uniunii Europene, prin intermediul Fondului european de dezvoltare regională, Fondului social european şi Fondului de Coeziune. Obiectivul convergenţă – obiectivul finanţat din instrumente structurale, cu scopul creşterii convergenţei statelor membre ale Uniunii Europene şi a regiunilor mai puţin dezvoltate. Organism intermediar – structura care îndeplineşte atribuţii delegate de către Autoritatea de management vizavi de relaţia cu beneficiarii. Pentru POS Mediu, Organismele Intermediare sunt

6

organizate la nivelul celor 8 regiuni de dezvoltare stabilite, ca unităţi fără personalitate juridică, finanţate integral din bugetul de stat şi aflate în subordinea MMDD Pre-finanţare – sumele transferate din bugetul de stat sau din instrumente structurale către un beneficiar, cu excepţia celor din sectorul privat ori unei organizaţii neguvernamentale, pentru lichidarea angajamentelor de plată faţă de un contractor, în stadiul iniţial de implementare a proiectelor, în baza unui contract de finanţare încheiat între beneficiar şi Autoritatea de Management, în vederea asigurării derulării corespunzătoare a proiectelor Program operaţional – document strategic de programare elaborat de Statul Membru şi aprobat de Comisia Europeană, prin care este stabilită o strategie de dezvoltare sectorială sau regională printr-un set de priorităţi coerente Reprezentantul legal al solicitantului - Persoana care are dreptul conform actelor de constituire să reprezinte organizaţia şi să semneze în numele acesteia. Temele orizontale - sunt priorităţi agreate la nivelul Statelor Membre ale Uniunii Europene,încorporate, sub diferite forme, în toate politicile Comunităţilor Europene. Acestea se referă la: - Promovarea egalităţii de şanse şi nondiscriminării - Dezvoltarea durabilă, protecţia şi îmbunătăţirea mediului înconjurător - Tehnologia informaţiei - Achiziţii publice ABREVIERI AA Autoritatea de Audit ACIS Autoritatea pentru Coordonarea Instrumentelor Structurale ACP Autoritatea de Certificare şi Plată AM Autoritate de Management ANRMAP Autoritatea Naţională pentru Reglementarea şi Monitorizarea Achiziţiilor

Publice B Beneficiari CE Comisia Europeană CNSR Cadrul Naţional Strategic de Referinţă CSP Comitetul de Selecţie a Proiectelor DLAF Delegaţia OLAF în România EIM Evaluarea Impactului asupra Medului FEDR Fond European de Dezvoltare Regională FC Fondul de Coeziune HG Hotârârea Guvernului IMA Instalaţii Mari de Ardere IS Instrumente Structurale L Lege M Milion MEF Ministerul Economiei şi Finanţelor MIRA Ministerul Internelor şi Reformei Administrative MMDD Ministerul Mediului şi Dezvoltării Durabile NOx Oxizi de azot NUTS Nomenclatura Unităţilor Teritoriale de Statistică OI Organism Intermediar OLAF Biroul European Anti-Fraudă OM Ordin de Ministru OUG Ordonanţa de Urgenţă a Guvernului PO Program Operaţional POS Mediu Programul Operaţional Sectorial de Mediu SEP Serviciul Evaluare Proiecte din cadrul Direcţiei de Programare şi Evaluare SMIS Sistem Unic de Management al Informaţiei SO2 Dioxid de sulf

7

TVA Taxa pe Valoare Adăugată UCVAP Unitatea pentru Coordonarea şi Verificarea Achiziţiilor Publice UE Uniunea Europeană

8

I. INFORMAŢII GENERALE

I.1 Programul Operaţional Sectorial de Mediu 2007-2013

Programul Operaţional Sectorial (POS) Mediu reprezintă documentul de programare a Fondurilor Structurale şi de Coeziune, care stabileşte strategia de alocare a fondurilor europene în vederea dezvoltării sectorului de mediu în România, în perioada 2007-2013.

POS Mediu a fost elaborat de către Ministerul Mediului şi Dezvoltării Durabile (MMDD), în calitate de Autoritate de Management pentru acest program şi în coordonarea Ministerului Economiei şi Finanţelor, în calitatea sa de coordonator al procesului de pregătire a României pentru accesarea Fondurilor Structurale şi de Coeziune pentru perioada 2007-2013.

POS Mediu este unul dintre cele mai importante programe operaţionale din punct de vedere al alocării financiare şi reprezintă cea mai importantă sursă de finanţare pentru sectorul de mediu. Programul este finanţat din Fondul European de Dezvoltare Regională (FEDR) şi Fondul de Coeziune (FC) - cu o valoare de aproximativ 4,5 miliarde Euro, la care se adaugă cofinanţarea naţională de aproximativ 1 miliard Euro.

Obiectivul global al POS Mediu vizează îmbunătăţirea standardelor de viaţă ale populaţiei şi a standardelor de mediu şi, în acelaşi timp, contribuie substanţial la îndeplinirea angajamentelor de aderare a României la UE cu privire la protecţia mediului. Totodată se are în vedere reducerea decalajului existent între Uniunea Europeană şi România cu privire la infrastructura de mediu atât din punct de vedere cantitativ cât şi calitativ. Aceasta ar trebui să se concretizeze în servicii publice eficiente, cu luarea în considerare a principiului dezvoltării durabile şi a principiului “poluatorul plăteşte”.

Obiectivele specifice POS Mediu sunt: 1. Îmbunătăţirea calităţii şi a accesului la infrastructura de apă şi apă uzată, prin asigurarea serviciilor de alimentare cu apă şi canalizare în majoritatea zonelor urbane până în 2015 şi stabilirea structurilor regionale eficiente pentru managementul serviciilor de apă/apă uzată. 2. Dezvoltarea sistemelor durabile de management al deşeurilor prin îmbunătăţirea managementului deşeurilor şi reducerea numărului de zone poluate istoric în minimum 30 de judeţe până în 2015. 3. Reducerea impactului negativ asupra mediului şi diminuarea schimbărilor climatice cauzate de sistemele de încălzire urbană în cele mai poluate localităţi până în 2015. 4. Protecţia şi îmbunătăţirea biodiversităţii şi a patrimoniului natural prin sprijinirea managementului ariilor protejate, inclusiv prin implementarea reţelei Natura 2000. 5. Reducerea riscului de producere a dezastrelor naturale cu efect asupra populaţiei, prin implementarea măsurilor preventive în cele mai vulnerabile zone până în 2015.

Realizarea acestor obiective va fi asigurată prin orientarea fondurilor alocate spre următoarele Axe Prioritare:

1. Extinderea şi modernizarea infrastructurii de apă şi apă uzată ( Total aproximativ 3,3 miliarde Euro, din care grant UE 2,8 miliarde Euro)

2. Dezvoltarea sistemelor de management integrat al deşeurilor şi reabilitarea siturilor contaminate istoric (1,2 miliarde Euro, din care grant UE aproximativ un miliard Euro)

9

3. Reducerea poluării şi diminuarea efectelor schimbărilor climatice prin restructurarea şi reabilitarea sistemelor de încălzire urbană pentru atingerea ţintelor de eficienţă energetică în localităţile cele mai afectate de poluare (458 milioane Euro, din care grant UE 229 milioane Euro)

4. Implementarea sistemelor adecvate de management pentru protecţia naturii (215 milioane Euro, din care grant UE 172 milioane Euro)

5. Dezvoltarea infrastructurii de prevenire a riscurilor naturale în zonele cele mai expuse la risc (329 milioane Euro, din care grant UE 270 milioane Euro)

6. Asistenţa Tehnică (174 milioane Euro, din care grant UE 130 milioane Euro ). Programul acoperă perioada 2007-2013, dar obiectivele sale urmăresc nevoile de dezvoltare ale României după anul 2013, prin punerea bazelor dezvoltării economice durabile. POS Mediu va contribui la îndeplinirea obligaţiilor pe care România le are în sectorul de mediu, oferind oportunităţi de investiţii în toate regiunile ţării.

Sistemul de implementare Pentru derularea şi implementarea proiectelor finanţate prin POS Mediu, o serie de instituţii au responsabilităţi clar definite, după cum urmează:

Autoritatea de Management (AM) pentru POS Mediu este Ministerul Mediului şi Dezvoltării Durabile. AM este organizată la nivel de direcţie generală – Direcţia Generală pentru Managementul Instrumentelor Structurale - conform HG 368/2007. AM coordonează şi asigură managementul general al POS Mediu, elaborează proceduri de implementare, selectează proiectele, semnează contractele de finanţare, asigură măsuri de publicitate şi informare pentru program, raportează stadiul implementării programului la CE, etc. Autoritatea pentru Coordonarea Instrumentelor Structurale (ACIS) este instituţia responsabilă de coordonarea managementului şi implementării Instrumentelor Structurale în România. ACIS îşi desfăşoară activitatea în cadrul Ministerului Economiei şi Finanţelor. Responsabilităţile sale sunt de a coordona programarea, dezvoltarea şi implementarea Programelor Operaţionale din cadrul CNSR, pentru a asigura coordonarea şi coerenţa dintre programe şi de asemenea cu Programul de Dezvoltare Rurală şi cu Programul Operaţional pentru Pescuit. Organismele Intermediare (OI) au fost înfiinţate în fiecare din cele 8 regiuni de dezvoltare ale României (NUTS II). Ele vor îndeplini un rol important în implementarea POS la nivel regional acţionând ca interfaţă între AM şi beneficiari. AM a delegat Organismelor Intermediare (OI-uri) responsabilităţi cu privire la activităţi de programare, monitorizare, control şi raportare pentru proiectele care se derulează în regiunea respectivă. Beneficiarii (B) deţin rolul principal în managementul şi implementarea proiectelor aprobate în cadrul POS Mediu. Ei sunt responsabili de organizarea licitaţiilor şi contractarea serviciilor şi a lucrărilor, implementarea proiectului conform obiectivelor acestuia, monitorizarea şi raportarea stadiului implementării la AM/OI, stabilirea unui sistem separat de contabilitate a proiectului sau a unui cod contabil separat pentru toate tranzacţiile efectuate pe proiect, asigurarea unei piste corespunzătoare de audit. Comitetul de Monitorizare pentru POS Mediu are ca rol principal monitorizarea eficacităţii şi calităţii implementării programului. Din Comitet fac parte reprezentanţi ai ministerelor cu rol de autoritate de management, ai asociaţiilor patronale şi profesionale relevante pentru domeniile finanţate prin POS Mediu, ai societăţii civile şi ONG-urilor active în domeniul mediului, ai Comisiei Europene şi ai instituţiilor financiare internaţionale. Autoritatea de Certificare şi Plată este stabilită în cadrul Ministerului Economiei şi Finanţelor, organizată ca direcţie generală. În cadrul ACP există două unităţi separate Unitatea de Certificare şi Unitatea de Plată, fiecare dintre acestea fiind în coordonarea unui Director General Adjunct.

10

Organismul competent pentru primirea plăţilor de la Comisia Europeană pentru POS Mediu este Autoritatea de Certificare şi Plată, prin Unitatea de Plată. Organismul responsabil pentru efectuarea plăţilor către beneficiarii POS Mediu este Autoritatea de Certificare şi Plată, prin Unitatea de Plată. Autoritatea de Audit, care funcţionează pe lângă Curtea de Conturi, pe de o parte, precum şi unitatea de audit intern din cadrul MMDD, pe de altă parte, vor asigura auditul de sistem pentru POS Mediu. Autoritatea Naţională pentru Reglementarea şi Monitorizarea Achiziţiilor Publice (ANRMAP) – este o instituţie independentă care are rolul de a verifica conformitatea procesului de achiziţie publică, după ce acesta a fost derulat de beneficiar (control ex-post). Unitatea pentru Coordonarea şi Verificarea Achiziţiilor Publice (UCVAP) – este un departament din cadrul Ministerului Economiei şi Finanţelor care are rolul de a verifica conformitatea procesului de achiziţie publică înainte de derularea acestuia (control ex-ante). După finalizarea procesului de selecţie şi aprobarea proiectelor de către Autoritatea de Management POS Mediu/Comisia Europeana, beneficiarii proiectelor vor încheia un contract de finanţare cu AM. Acest contract va conţine prevederi referitoare la valoarea aprobată a proiectului, condiţiile de plată şi de rambursare a cheltuielilor, cofinanţarea, responsabilităţi privind implementarea proiectului, informarea şi publicitatea, monitorizare şi control. Pentru demararea implementării proiectului beneficiarii au dreptul la un avans (prefinanţare), acordat în condiţiile specificate de cadrul legislativ în vigoare (pentru detalii vezi cap. IV Informaţii privind implementarea şi finanţarea proiectelor. Este important de precizat că pentru proiectele finanţate din instrumente structurale cheltuirea banilor se face după principiul rambursării, adică beneficiarul cheltuieşte din sumele proprii şi apoi solicită rambursarea sumelor aferente printr-o cerere de rambursare, însoţită de documente justificative. Controlul financiar este asigurat pe mai multe niveluri pentru POS Mediu – de către OI-uri, AM şi Ministerul Economiei şi Finanţelor (prin Autoritatea de Certificare şi Plată).

Mecanismul de implementare a POS Mediu este prezentat schematic în figura de mai jos.

Schema de implementare a POS Mediu

I.2 Axa Prioritară 3 – “Reducerea poluării şi minimizarea efectelor schimbărilor climatice prin reabilitarea sistemelor de încălzire urbană, vizând atingerea ţintelor de eficienţă energetică în zonele prioritare identificate” I.2.1 Cadrul general Cea de-a treia axă prioritară a POS Mediu vizează “Reducerea poluării şi minimizarea efectelor schimbărilor climatice prin restructurarea şi reabilitarea sistemelor de încălzire urbană pentru atingerea ţintelor de eficienţă energetică în localităţile cele mai afectate de poluare”. Aşa cum a fost descris în POS Mediu, statisticile arată că emisiile de poluanţi atmosferici provenind de la instalaţiile mari de ardere care utilizează combustibili fosili şi care produc energie şi căldură (prin co-generare) au un impact semnificativ asupra mediului. Aceste instalaţii emit concentraţii ridicate de dioxid de sulf, oxizi de azot, pulberi, metale grele (care cauzează ploi acide şi presupun un risc enorm pentru sănătatea populaţiei, în special în marile zone industriale) şi gaze cu efect de seră, precum dioxid de carbon şi metan. România trebuie să depună, în continuare, eforturi considerabile pentru reducerea emisiilor de SO2 în vederea conformării cu cerinţele Protocolului de la Goteborg. Mai mult decât atât, până în 2013 trebuie înregistrate reduceri majore ale emisiilor de SO2, NOx şi pulberi provenite de la instalaţiile mari de ardere (IMA), în vederea conformării cu Directiva

11

Guvernul României TD T ACISCNSR 1 Protocol 1 AUTORITATEA e] | DE AUDIT 1 1 E 1 COMITETUL DE MONITORIZARE AUTORITATEA POS NEDIU DE MANAGEMENT POS MEDIU MMDD ANRMAP/UCVAP [ Acară Protocol 3 ORGANISME INTERMEDIARE | BENEFICIARI

12

2001/80/CE (o reducere de aproape 4 ori de la plafonul intermediar de 540000 tone în 2007 la 148000 tone în 2013).1 Emisiile în aer ale poluanţilor proveniţi de la IMA au impact deosebit de negativ asupra sănătăţii umane şi mediului şi reprezintă cea mai importantă parte a emisiilor totale de SO2 şi NOx în zonele urbane, accentuând fenomenele de acidifiere şi de formare a ozonului troposferic. În 26 dintre cele mai mari localităţi din România2, IMA sunt principalele surse de producere a energiei termice şi a apei calde pentru populaţie, dar şi principalele surse de poluare, din cauza combustibililor fosili utilizaţi în aceste instalaţii. (cărbune, păcură). I.2.2 Strategia de finanţare

Activităţile avute în vedere în cadrul POS Mediu vizează reducerea impactului negativ asupra mediului şi sănătăţii umane în acele aglomerări cele mai poluate din cauza sistemelor învechite de încălzire urbană. Intervenţiile se vor baza pe o strategie de încălzire locală pe termen mediu/lung. Principalul scop îl constituie utilizarea eficientă a surselor de energie neregenerabile şi, acolo unde este posibil, utilizarea surselor de energie regenerabilă şi a celor mai puţin poluante surse de energie pentru sistemele de încălţire urbană. Pentru a îmbunătăţi situaţia în acest domeniu, precum şi pentru conformarea deplină cu acquis-ul comunitar în domeniu, au fost stabilite anumite obiective ce vor primi sprijin financiar. Aplicanţilor le este recomandat să facă trimitere la aceste obiective, respectiv la documentele support naţionale şi regionale care descriu aceste obiective şi evidenţiază nevoile investiţionale prezentate în aplicaţie. Obiective

• Reducerea efectelor schimbărilor climatice şi reducerea emisiilor de poluanţi proveniţi de la sistemele de încălzire urbană în localităţile cele mai afectate de poluare;

• Ameliorarea nivelului minim de concentraţie a poluanţilor în localităţile vizate; • Îmbunătăţirea sănătăţii populaţiei în localităţile afectate.

I.2.3 Alocarea financiară Pentru perioada 2007-2013, fondurile alocate pentru finanţarea proiectelor din Axa Prioritară 3 a POS Mediu se ridică la aproximativ 458 milioane Euro, din care 229.268.644 Euro reprezintă finanţare din FC, iar 229.268.644 Euro cofinanţare naţională. Alocarea financiară orientativă pentru aceasta axă este prezentată în tabelul de mai jos:

An TOTAL în Euro, din

care:

Contribuţie UE în Euro

(FC)

Cofinanţare naţională în Euro (buget de stat si bugete locale)

2007 0 0 0 2008 38.967.558 19.483.779 19.483.779 2009 66.244.848 33.122.424 33.122.424 2010 90.092.994 45.046.497 45.046.497

1 Cerinţa de reducere a emisiilor de oxizi de azot provenind de la IMA este mai puţin strictă, de la 128000 tone în 2007 la 112000 tone în 2013. 2 Sursa: Planul de implementare pentru Directiva Nr. 2001/80/EC

13

2011 75.813.254 37.906.627 37.906.627 2012 70.299.562 35.149.781 35.149.781 2013 117.119.072 58.559.536 58.559.536

TOTAL 458.537.288 229.268.644 229.268.644 I.2.4 Cadrul legislativ

Baza legală a acestui ghid este reprezentată de POS Mediu, aprobat prin Decizie a Comisiei Europene în data de 11 iulie 2007, disponibil pe pagina de internet a MMDD www.mmediu.ro.

Cadrul legislativ pentru sectorul de încălzire urbană

• Directiva Consiliului 96/62/CE privind evaluarea şi gestinea calităţii aerului ambiental - http://eur- lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CELEX:31996L0062:EN:HTML

• Directiva Consiliului 96/61/CE privin prevenirea şi controlul integrat al poluării - http://eur- lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CELEX:31996L0061:EN:HTML

• Directiva Parlamentului şi a Consiliului 2001/80/CE privind limitarea emisiilor anumitor poluanţi care privind de la instalaţiile mari de ardere - http://eur- lex.europa.eu/LexUriServ/site/en/oj/2001/l_309/l_30920011127en00010021.pdf

• Directiva Parlamentului şi a Consiliului 2001/81/CE privind plafoanele naţionale de emisii pentru anumiţi poluanţi atmosferici - http://eur- lex.europa.eu/LexUriServ/site/en/oj/2001/l_309/l_30920011127en00220030.pdf

• OUG nr. 243/28.11.2000 (M.Of. 633/06.12.2000) privind protecţia atmosferei, aprobată prin Legea nr. 655/20.11.2001 (OJ No 773/04.12.2001);

• OM nr. 592/25.06.2002 (M.Of. 765/21.10.2002) pentru aprobarea normelor privind emisiile de SO2, NO2, NOX,, particule în suspensie (PM10 şi PM2.5), plumb, benzene, monoxid de carbon, benzene şi ozon în aerul ambiental;

• OM nr. 745/30.08.2002 (M. Of. 739/09.10.2002) privind stabilirea aglomerărilor şi clasificarea acestora , precum şi a zonelor în vederea evaluării calităţii aerului în România;

• OM nr. 586/07.04.2004 (M. Of. 389/03.05.2004) privind înfiinţarea şi organizarea Sistemului Naţional de Evaluare şi Gestiune Integrată a Calităţii Aerului (SNEGICA);

• HG nr. 731/14.05.2004 (M. Of. 496/02.06.2004) privind adoptarea Strategiei Naţionale de Protecţie a Atmosferei;

• HG nr. 543/07.04.2004 (OJ No 393/04.05.2004) privind elaborarea şi implementarea planurilor şi programeor de gestiune a calităţii aerului:

• HG nr. 541/17.05.2003 (M.Of. 365/29.05.2003) privind stabilirea unor măsuri pentru limitarea emisiilor în aer ale anumitor poluanţi proveniţi de la instalaţiile mari de ardere;

• OM nr. 833/2005 pentru aprobarea Programului naţional de reducere a emisiilor de dioxid de sulf, oxizi de azot şi pulberi provenite de la instalaţiile mari de ardere;

• HG 1856/22.12.2005 (M.Of. 23/11.01.2006) privind plafoanele naţionale de emisie pentru anumiţi poluanţi atmosferici;

14

• HG 1879/2006 (M. Of. 27/16.01.2007) pentru aprobarea Programului naţional de reducere progresivă a emisiilor de dioxid de sulf, oxizi de azot, compuşi organici volatili şi amoniac

Cadrul legislativ privind instrumentele structurale

• Regulamentul (CE) nr. 1083/2006 al Consiliului din 11 iulie 2006 de stabilire a prevederilor generale privind Fondul European de Dezvoltare Regională, Fondul Social European şi Fondul de Coeziune şi de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1260/1999;

• Regulamentul (CE) nr. 1080/2006 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iulie 2006 privind Fondul European de Dezvoltare Regională şi de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1783/1999

• Regulamentul (CE) Nr. 1080/2006 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iulie 2006 privind Fondul European de Dezvoltare Regională;

• Regulamentul nr. 1828/2006 din 8 decembrie 2006 al Comisiei stabilind regulile pentru implementarea Regulamentului Consiliului (CE) nr. 1083/2006 în care se stabilesc prevederile generale cu privire la Fondul European de Dezvoltare Regională, Fondul Social European şi Fondul de Coeziune;

• Programul Operational Sectorial Mediu;

• Documentul Cadru de Implementare a POS Mediu;

• HG nr. 457/2008 privind stabilirea cadrului instituţional pentru coordonarea, implementarea şi gestionarea instrumentelor structurale

• HG 368/2007 privind organizarea şi funcţionarea Ministerului Mediului şi Dezvoltării Durabile;

• OUG nr. 34/2006 privind atribuirea contractelor de achiziţie publică, a contractelor de concesiune de lucrări publice şi a contractelor de concesiune de servicii, cu modificările şi completările ulterioare;

• Ordonanţa nr. 29/2007 privind modul de alocare a instrumentelor structurale, a prefinanţării şi a cofinanţării alocate de la bugetul de stat, inclusiv din Fondul naţional de dezvoltare, în bugetul instituţiilor implicate în gestionarea instrumentelor structurale şi utilizarea acestora pentru obiectivul convergenţă;

• HG 759/2007 privind regulile de eligibilitate a cheltuielilor efectuate în cadrul operaţiunilor finanţate prin programele operaţionale

• Ordin comun al MMDD si MEF nr. 1453/2007 privind eligibilitatea cheltuielilor pentru POS Mediu;

15

II. REGULI PRIVIND PREGĂTIREA ŞI EVALUAREA PROIECTELOR

II. 1. Reguli privind pregătirea proiectelor

Acest capitol oferă informaţii esenţiale care trebuie incluse în anexele la Cererea de Finanţare (Master Plan, Studiu de Fezabilitate, Analiză Economică şi Financiară, Analiză Instituţională şi Evaluarea Impactului asupra Mediului) şi criteriile utilizate în evaluarea acestor proiecte.

MASTER PLANUL

Are ca scop stabilirea şi prioritizarea nevoilor şi investiţiilor pentru a realiza – cu cele mai mici costuri - deplina conformare cu directivele relevante ale CE ţinând cont de suportabilitatea investiţiei pentru populaţie şi de capacitatea locală de implementare. Elaborarea Master Planului va ţine seama şi de dezvoltarea urbană aşteptată.

Master Planul trebuie să furnizeze date privind:

1. Planurile de dezvoltare urbană şi regională, precum şi date socio-economice cu privire la zona proiectului

- Informaţii cu privire la urbanismul actual, date socio-economice şi alte informaţii de bază privind grupurile ţintă, inclusiv activităţi comerciale şi industriale locale şi perspectivele de dezvoltare pe termen mediu şi lung.

- O estimare a celor mai probabile tendinţe de dezvoltare pe o perioada de 30 de ani la nivel de judeţ/ regiune (dacă nu există un plan de dezvoltare oficial pentru aglomerările din zona cuprinsă în proiect).

- Date socio-economice (inclusiv informaţii cu privire la veniturile pe gospodărie, mărimea gospodăriilor, cheltuieli medii pentru bunuri esenţiale, consum de apă pe cap de locuitor şi pe zi etc.) obţinute din surse locale şi verificate pe bază de sondaje limitate (descrierea detaliată a metodologiei propuse pentru aceste sondaje se va prezenta în Propunerea tehnică).

2. Situaţia actuală în sistemele de termoficare, nevoia de reabilitare şi estimarea costurilor

- Baza de date de costuri unitare trebuie să conţină date privind costuri unitare legate de proiectele din domeniul termoficarii ce vor fi utilizate pentru devizele de cost necesare prezentului contract.

- Studii de investigare

3. Propuneri de parametri fundamentali de proiectare pentru o perioada de 30 de ani

4. Dezvoltarea unui model al macro-suportabilităţii pentru o perioadă de proiectare de 30 de ani

5. Elaborarea Master Planului pentru servicii de termoficare la nivel municipal pe o perioadă de 30 de ani

6. Stabilirea priorităţilor de investiţii în vederea includerii în prima etapă a Master Planului

16

Sistemul de termoficare propus pentru cofinanţare UE cu includerea măsurilor prioritare cu impact pozitiv asupra calităţii şi cantităţii de servicii furnizate şi asupra protecţiei mediului.

7. Concluziile evaluării macro-suportabilităţii şi prefezabilităţii proiectului

- Respectarea criteriilor privind raportul de macro-suportabilitate, structura instituţională şi fiabilitatea financiară a activităţii (dacă o alternativă a proiectului nu respectă criteriul macro-suportabilităţii, ea va trebui redimensionată corespunzător, iar dacă se găseşte o alternativă potrivită va putea fi verificată şi prin prisma altor criterii.

- Identificarea lipsurilor (de natură instituţională, financiară, tehnică etc.) ce vor fi discutate într-un Raport intermediar în vederea adoptării acţiunilor corective într-un termen cât mai apropiat.

Master Planul va avea ataşată lista de investiţii rezultată în urma prioritizării, precum şi documente care demonstrează faptul că autorităţile locale sunt de acord cu lista propusă.

STUDIUL DE FEZABILITATE

Studiul de fezabilitate se va concentra pe investiţiile incluse în prima fază a implementării Master Planul aprobat, corespunzător „proiectului” ce va fi propus pentru cofinanţare din partea UE. Pe baza Master Planului, studiul de fezabilitate va discuta definiţia proiectului, va elabora conceptul preliminar şi caracteristicile tehnice, comparând soluţiile alternative mai aprofundate pentru a asigura alegerea soluţiilor celor mai eficiente din punctul de vedere al costurilor. Reabilitarea sau construcţia de noi instalaţii vor trebui făcute în conformitate cu standardele stabilite prin directivele CE relevante şi cu legislaţia română în vigoare. Acolo unde va fi cazul, vor trebui propuse soluţii flexibile care să permită îmbunătăţirea / extinderea instalaţiilor noi.

Studiile tehnice de reabilitare sau construcţie de noi instalaţii vor trebui făcute în conformitate cu standardele stabilite prin directivele CE şi cu legislaţia română în domeniul termoficarii. Toate măsurile propuse vor trebui să ţină seama de perioadele de tranziţie stabilite pentru implementarea directivelor UE relevante, conform acordului încheiat între România şi UE în sectorul de mediu.

Trebuie avut în vedere că CE va acorda asistenţă de cofinanţare numai pentru a garanta respectarea standardelor din directivele CE.

Studiul de fezabilitate va consta din studii tehnice, financiare şi instituţionale şi proiecte necesare pregătirii cererii de cofinanţare UE pentru proiect. Totodată, studiul de fezabilitate trebuie să fie întocmit potrivit cerinţelor CE /IFI şi legislaţiei române (OUG 45/2003 şi HG 978/2001).

Planul de achiziţii

Ca parte integrantă a activităţii de elaborare a unui program de investiţii suportabil, trebuie pregătit un plan de achiziţii pentru fiecare proiect. Planul de achiziţii trebuie să ţină cont de prevederile legale în vigoare privind achiziţiile publice.

Devize de cost

- Prezentarea devizelor de cost detaliate (în euro) pentru proiectul propus

17

- Estimarea costurilor trebuie să se facă detaliat, cu subîmpărţirea costurilor pe elemente de proiect şi să se sprijine pe ipoteze şi baze de calcul cu suficiente detalii ca să permită o analiză amănunţită. Devizele şi revizuirile acestora trebuie datate şi trebuie să prezinte defalcat costurile locale şi externe, taxele şi impozitele locale, costurile de proiectare, supraveghere, juridice şi de administrare asociate proiectelor, onorariile consultanţilor şi alocaţiile pentru creşteri de preţ şi neprevăzute

- Detalii complete cu privire la costurile de planificare, proiectare, supravegherea construcţiei şi de exploatare, întreţinere şi management pentru operator; detalii privind variaţia aşteptată a costurilor de exploatare şi întreţinere în viitor (estimări anuale şi baze de calcul)

- Estimarea unui program de cheltuieli anuale pentru fiecare proiect. Calendarul se va subîmpărţi pentru a arăta cerinţele pentru componentele majore ale proiectului şi va trebui coordonat cu programarea estimativă a lucrărilor de construcţie.

Recuperarea costurilor

- Efectuarea unui studiu de tarif, în care să se analizeze actuala structură a tarifelor şi să se recomande un nou sistem de tarifare în bloc pentru fiecare proiect cu scopul de a maximiza veniturile cu suportabilitatea unor servicii adecvate pentru toate grupele de venit.

- Analizarea şi separat structura tarifului pentru consumatorii industriali, comerciali şi casnici.

Studiul de Fezabilitate va avea ataşat lista de investiţii rezultată în urma prioritizării, precum şi Hotărâri ale Consiliilor Locale/Judeţean privind aprobarea Studiului de Fezabilitate şi a indicatoriilor tehnico- economici; de asemenea, vor fi ataşate avizele, acordurile şi autorizaţiile solicitate conform legislaţiei în vigoare.

ANALIZĂ INSTITUŢIONALĂ

Scopul analizei instituţionale este de a se asigura de existenţa unui cadru instituţional robust pentru o bună implementare a proiectelor şi o bună exploatare a instalaţiilor de infrastructură construite cu fonduri UE.

Analiza Instituţională trebuie să furnizeze date privind:

- Definirea structurilor de cooperare dintre autorităţile locale în vederea pregătirii şi implementării proiectelor.

- Analiza situaţiei actuale, constând din, dar nu numai, structura instituţională a serviciilor de termoficare din zona cuprinsă de fiecare proiect propus, inclusiv restructurările deja stabilite; analiza competenţelor manageriale şi operaţionale, descrierea formei de proprietate asupra activelor şi condiţiilor, a stării serviciilor de apă , conceptelor de operare şi întreţinere, aranjamentelor şi obligaţiilor contractuale, a mecanismelor de stabilire a tarifelor, analiza financiară a registrelor contabile, evaluarea capacităţii resurselor umane.

- Analiza Planului de acţiune existent pentru dezvoltarea instituţională; analza schimbărilor necesare pentru a asigura cerinţele minime din punctul de vedere al conducerii instituţiei şi viabilităţii financiare.

- Analiza problemelor nerezolvate, care ar putea împiedica pregătirea, aprecierea şi aprobarea cererilor de proiecte finanţate din fonduri UE.

18

- Identificarea necesităţii de reformare viitoare, de dezvoltare a capacităţii, propunerea conceptelor de administrare viitoare a sistemului (organizare, necesar de forţă de muncă, de echipamente, de exploatare şi întreţinere etc.).

- Evaluarea conformării cadrului instituţional cu cerinţele UE în domeniu şi a gradului de funcţionalitate a acestuia în faza de implementare a proiectului.

ANALIZA COST-BENEFICIU Proiectele de mediu susţinute de FC generează venituri prin taxele de utilizare plătite de industrie, agenţii comerciali şi gospodării pentru serviciile oferite. Cerinţa minimă este ca proiectele să fie durabile pe durata lor de existenţă economică, adică să asigure un flux de venituri suficient pentru a acoperi costurile de operare şi întreţinere. Există, însă, un al doilea aspect al analizei financiare, de importanţă critică şi anume, estimarea nivelului de studiu necesar pentru ca proiectul să devină viabil din punct de vedere financiar. Elemente ale unei analize cost –beneficiu pentru un proiect :

A) Analiza financiară B) Analiza economică C) Analiza sensitivităţii şi a riscului D) Aspecte specifice

A) Analiză financiară Analiza financiară se realizează pentru a calcula indicatorii de performanţă financiară a proiectului. Metodologia recomandată este analiza fluxului de numerar scontat (FNA) care este operaţionalizată printr-un model financiar. Modelul se elaborează pentru întreaga durată a existenţei economice a proiectului (de obicei 30 de ani) şi este utilizat pentru estimarea valorii scontate a viitoarelor venituri nete (respectiv venituri minus costul de exploatare şi întreţinere) care poate fi comparată cu valoarea scontată a costului capitalului).

- Modelul financiar trebuie să includă toate elementele de cost, costul capitalului şi toate costurile de exploatare şi întreţinere aferente. (Proiectul tehnic al proiectului şi evaluarea costului investiţiei propuse oferă o bună bază pentru determinarea costului capitalului ce se va utiliza în modelul financiar).Trebuie incluse toate costurile necesare pentru realizarea proiectului (studii de fezabilitate, achiziţionarea terenurilor, studii tehnice şi de proiectare, construcţii, echipamente etc. Aceste costuri trebuie înregistrate în anul în care apar şi includ toate costurile, chiar dacă nu sunt eligibile pentru cofinanţarea acordată de UE. Amortizarea şi fondurile de rezervă nu se includ în analiza fluxului de lichidităţi scontat. (Amortizarea poate fi inclusă în tarif pentru a permite înlocuirea infrastructurii la un moment dat, în viitor.) Dacă proiectul propus este susţinut de o analiză detaliată a riscului, fondurile de rezervă se pot include în costuri eligibile, fără a depăşi 10% din costul total de investiţie. Costurile de rambursare a împrumutului nu se includ la costurile de exploatare. Pentru a nu folosi factori deflaţionişti diferiţi pentru diferite variabile, modelul trebuie să fie estimat în termeni reali. Aceasta nu înseamnă că anumite variabile trebuie să rămână fixate la valorile din Anul 1.

- Motivarea ratei de scont utilizată în model. Dacă modelul este estimat în termeni reali, rata de scont trebuie să fie cea reală şi nu cea nominală. CE recomandă utilizarea unei rate de scont de 5% în termeni reali.

- Calcularea raportului de suportabilitate a tarifului proiectat - Determinarea politicii de tarifare astfel încât să se asigure viabilitatea financiară a

operatorului şi păstrarea tarifelor în limite suportabile (creşterile de tarif rămânând

19

suportabile în fiecare an). Modelele financiare trebuie să acorde o atenţie deosebită necesităţii de asigura costuri adecvate de personal pentru operatorul serviciilor.

Analiza financiară pentru un proiect major trebuie să furnizeze date despre:

1.Profitabilitatea financiară a investiţiei şi a capitalului propriu (naţional) 2.Determinarea contribuţiei corespunzătoare (maxime) din Fonduri 3.Verificarea viabilităţii financiare a proiectului. 1.Profitabilitatea financiară a investiţiei se poate evalua prin estimarea valorii financiare nete actuale şi a ratei rentabilităţii financiare a investiţiei. Pentru ca un proiect să poată fi considerat eligibil pentru acordarea co-finanţării din Fonduri Europene, valorea financiară netă scontată trebuie să fie negativă şi rata de rentabilitate a investiţiei trebuie să fie aşadar mai mici decât rata de actualizare folosită pentru analiză. 2. Stabilirea grantului UE se calculează prin metoda deficitului financiar. 3.Viabilitatea financiară a proiectului ar trebui să fie evaluată verificând dacă fluxurile de numerar net cumulate (care nu s-au scontat sunt pozitive pe durata întregii perioade de referinţă luate în considerare. Fluxurile nete de numerar ce trebuie luate în considerare în acest scop ar trebui să aibă în vedere costurile de investiţii, toate resursele financiare (naţionale şi ale UE) şi veniturile nete.

B )Analiza economică

- Descrierea impactului economic în termeni cantitativi. Trebuie descrise beneficiile economice ca şi cele de natură socială, de mediu sau sănătate generate de proiect şi vor trebui identificaţi beneficiarii proiectului. Dacă este posibilă cuantificarea tuturor costurilor relevante, atunci rezultatele analizei vor trebui prezentate cu utilizarea indicatorilor acceptaţi precum rata venitului economic intern , valoarea netă prezentă şi raportul cost-beneficiu

- Elaborarea altor tipuri de analiză cuantificată, precum analiza multicriterială sau a eficienţei economice, în cazul în care proiectul reprezintă numai o parte a unei investiţii integrate mai mari

- Demonstrarea faptului că opţiunea tehnică aleasă este cea mai rentabilă din punct de vedere economic pentru conformarea cu standardele UE, utilizând şi comparaţii cu proiecte similare.

C) Analiza sensibilităţii şi a riscului

- Identificarea variabilelor cheie faţă de care situaţia financiară a operatorului este sensibilă

- Elaborarea unei serii de scenarii prin care să se testeze sensibilitatea proiectului faţă de schimbarea ipotezelor cheie pe care se bazează aceste variabile

D) Aspecte specifice

Suportabilitatea pentru categoriile cu venituri mici Trebuie determinat modul în care schimbările politicii tarifare afectează gospodăriile cu diferite niveluri de venit, mai ales acele gospodării din categoriile cu venituri mici. Trebuie să se aibă în vedere impactul oricărui tip de subvenţionări ale grupurilor sociale cu venituri mici

20

(ex. taxe diferenţiate în funcţie de venit, subvenţionarea locuinţelor pentru grupurile cu venituri mici etc.)

Toate aceste cerinţe diverse (durabilitate, suportabilitate pentru gospodărie şi organele de implementare a proiectelor, care determină mărimea subvenţiei necesare solicitate UE trebuie integrate în modelul financiar. Rezultatele analizei trebuie prezentate utilizând mai mulţi indicatori (ex. RIV financiar, Valoarea Netă Prezentă, suportabilitatea exprimată ca procent din venitul pe gospodărie pentru o anumită rată de finanţare nerambursabilă din partea UE.

Modelul trebuie să estimeze finanţarea nerambursabilă necesară pentru ca VNP să fie egală sau puţin mai mare decât zero pe baza aserţiunii că asistenţa nerambursabilă pentru care VNP este zero, fluxul net de lichidităţi al agenţiei de implementare nu va genera nici pierderi nici surplus faţă de operaţiuni, ceea ce se poate considera a fi nivelul optim al finanţării nerambursabile. Evaluarea performanţei operatorului Trebuie demonstrată viabilitatea operatorilor (organele de implementare) cu ajutorul proiecţiilor financiare pentru durata de existenţă a proiectului. Proiecţiile financiare ale operatoriilor trebuie să se axeze pe lichidităţi (cu ajutorul modelului financiar) dar trebuie să cuprindă declaraţia de venit şi fişa de bilanţ prognozate. Performanţa financiară a organului de implementare trebuie comparată cu performanţa altor operatori similari.

Analiza cost beneficiu este anexată cererii de finanţare. Rezultatele analizei cost beneficiu se completează în secţiunea E din cererea de finanţare.

EVALUAREA IMPACTULUI ASUPRA MEDIULUI

Evaluarea impactului asupra mediului (EIM) trebuie să fie în conformitate cu prevederile Directivei Consiliului 85/337/CEE amendată prin 97/11/CE (Directiva privind EIM). Agenţiile Locale pentru Protecţia Mediului (APM) stabilesc dacă investiţiile planificate sunt de tipul celor prevăzute la Anexa I sau Anexa II a Directivei privind EIM. Tot APM va determina şi gradul şi tipul de consultare a publicului, respectiv:

a) dacă dezbaterea publică se referă la un studiu adecvat de evaluare a impactului asupra mediului, inclusiv un rezumat concis dar informativ cu caracter netehnic,

b) modul în care studiul de impact şi rezultatele consultării publicului vor fi luate în considerare în emiterea acceptului de mediu de către autorităţile responsabile.

Se va căuta în mod proactiv sfatul ONG relevante şi interesate pe tot parcursul prezentărilor publice ale EIM.

Autoritatea de mediu competentă va decide dacă trebuie efectuată o EIM (respectiv pentru proiectele incluse în Anexa II a Directivei privind EIM), iar dacă decid să nu se efectueze EIM, justificarea acestei concluzii va trebui să fie explicată în cerere.

Rezultatele analizei sunt includerea costurilor de compensare remediere în devizele de cost preliminare ale proiectelor, cu costurile maxime de remediere şi o înţelegere a impactului asupra mediului care să includă posibila identificare a efectelor inacceptabile care nu vor putea fi compensate.

Potrivit legislaţiei naţionale în vigoare, studiul impactului asupra mediului trebuie avizat de o firmă românească autorizată.

21

La EIM va fi ataşat un dosar care va contine

1. sumar privind derularea si justificarea procedurii EIM, rezultatul acesteia (in special privind consultarea publicului).

2. opis pentru justificarea derularii procedurii de EIM in conformitate cu legislatia nationala (in special privind consultarea publicului).

3. documentele care atesta derularea procedurii conform cu legislaţia naţională (in special privind consultarea publicului):..

a) Cererea de solicitare a Acordului de Mediu (se anexează o copie a cererii) b) Anunţul public privind solicitarea Acordului de Mediu în cotidiane locale şi afişarea pe propria pagina de internet de către APM/ARPM privind depunerea solicitării de obţinere a Acordului de Mediu (se anexează copii ale anunţului astfel încât să apară denumirea cotidianului şi data publicării, precum şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, cu semnătură şi ştampila autorităţii de mediu, menţionându-se şi durata afişării) c) Afişarea anunţului public privind solicitarea Acordului de Mediu de către beneficiarii proiectului (se anexează copia anunţului şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, la sediul primăriei/consiliului judeţean; etc., cu semnătura şi ştampila autorităţii publice locale, menţionându-se şi durata afişării) d) Procesul verbal privind verificarea amplasamentului şi lista de control aferentă (se anexează copia documentelor, semnată şi având ştampila autorităţii de mediu) e) Procesul verbal al şedinţei Colectivului de Analiză Tehnică (CAT) pentru etapa de Încadrare (se anexează copia documentului, semnată şi având ştampila autorităţii de mediu) f) Titularul a fost informat de decizia CAT privind încadrarea proiectului (se anexează o copie a adresei) g) Anunţul public privind etapa de Încadrare în cotidiane locale şi afişarea pe propria pagina de internet de către APM/ARPM privind depunerea solicitării de obţinere a Acordului de Mediu (se anexează copii ale anunţului astfel încât să apară denumirea cotidianului şi data publicării, precum şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, cu semnătură şi ştampila autorităţii de mediu, menţionându-se şi durata afişării) h) Afişarea anunţului public privind etapa de Încadrare de către beneficiarii proiectului (se anexează copia anunţului şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, la sediul primăriei/consiliului judeţean; etc., cu semnătura şi ştampila autorităţii publice locale, menţionându-se şi durata afişării) i) Lista de control pentru Definirea domeniului evaluării (se anexează o copie a documentului) j) Titularul a fost informat de decizia CAT privind definirea domeniului evaluării (se anexează o copie a adresei) k) Depunerea la APM/ARPM a Raportului la Studiul de Evaluare a Impactului asupra Mediului (realizat de către consultant) la data de _(se anexează o copie a documentului); se anexează copia Rezumatului Fără Caracter Tehnic

22

l) Anunţul public privind dezbaterea publică în cotidiane locale şi afişarea pe propria pagina de internet de către APM/ARPM privind depunerea solicitării de obţinere a Acordului de Mediu (se anexează copii ale anunţului astfel încât să apară denumirea cotidianului şi data publicării, precum şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, cu semnătură şi ştampila autorităţii de mediu, menţionându-se şi durata afişării) m) Afişarea anunţului public privind dezbaterea publică de către beneficiarii proiectului (se anexează copia anunţului şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, la sediul primăriei/consiliului judeţean; etc., cu semnătura şi ştampila autorităţii publice locale, menţionându-se şi durata afişării) n) Minuta dezbaterii publice care a avut loc în data de ___, însoţită de lista participanţilor cu nume, semnaturi şi calitatea acestora (se anexează o copie a documentaţiei, datată, cu semnătura şi ştampila autorităţii de mediu) o) Formularul cu observaţiile publicului şi evaluarea/soluţionarea problemelor semnalate (se anexează o copie a documentaţiei referitoare la soluţionările observaţiilor primite din partea publicului, având semnătura şi ştampila autorităţii de mediu) p) Procesul verbal privind etapa de analiză a calităţii Raportului la Studiul de Evaluare a Impactului asupra Mediului şi lista de control aferentă (se anexează copia documentelor, semnată şi având ştampila autorităţii de mediu) q) Decizia transmisă de APM/ARPM titularului proiectului, însoţită de conţinutul deciziei, condiţiile şi motivele emiterii, descrierea măsurilor de prevenire, reducere şi eliminare a posibilelor efectelor adverse asupra mediului - Art. 46 din OM 860/2002 (se anexează o copie a deciziei, având semnătura şi ştampila autorităţii de mediu) r) Anunţul public privind decizia de emitere a Acordului de Mediu în cotidiane locale şi afişarea pe propria pagina de internet de către APM/ARPM privind depunerea solicitării de obţinere a Acordului de Mediu (se anexează copii ale anunţului astfel încât să apară denumirea cotidianului şi data publicării, precum şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, cu semnătură şi ştampila autorităţii de mediu, menţionându-se şi durata afişării) s) Afişarea anunţului public privind decizia de emitere a Acordului de Mediu de către beneficiarii proiectului (se anexează copia anunţului şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, la sediul primăriei/consiliului judeţean; etc., cu semnătura şi ştampila autorităţii publice locale, menţionându-se şi durata afişării) t) Emiterea Acordului de Mediu (se anexează copia documentului)

La dosaul EIM se va ataşa şi copia după avizul NATURA 2000.

III. CRITERII DE SELECŢIE A PROIECTELOR DE INVESTIŢII Proiectele de investiţii vor fi evaluate şi selectate în baza a trei categorii de criterii – 1) admisibilitate; 2) eligibilitate; 3) relevanţă şi maturitate. Aceste criterii au fost aprobate de catre Comitetul de Monitorizare POS Mediu in reuniunea din data de 21 septembrie 2007. Pentru categoriile de criterii 1 (admisibilitate) şi 2 (eligibilitate), se utilizează un sistem de evaluare de tip DA/NU, toate proiectele care primesc „DA” urmând a fi evaluate mai departe. Pentru cele care primesc „NU”, solicitanţii vor fi înştiinţaţi imediat cu privire la decizia luată.

23

În cazul în care documentele transmise sunt incomplete şi nu se poate lua o decizie, pot fi cerute solicitanţilor eventuale completări ale documentelor. Categoria 3 de criterii include două sub-criterii - relevanţă şi maturitate – cu pondere egală. Fiecare sub-criteriu este notat până la 10, pentru calificare fiind necesare minimum 6 puncte. Detalii suplimentare sunt furnizate în capitolele următoare.

III.1 Criterii privind admisibilitatea Verificarea admisibilităţii cererilor de finanţare se va face utilizând următoarele criterii: A. Utilizarea formatului standard al cererii de finanţare Cererile de finanţare trebuie completate utilizând formatul standard. Transmiterea cererii de finanţare în alt format şi /sau modificarea celui standard atrage după sine respingerea cererii de finanţare. B. Modalitatea de completare a cererii de finanţare Cererile de finanţare trebuie completate corect şi clar, în limba engleza. Nu se acceptă completarea de mână, modificări şi ştersături. C. Modalitatea de transmitere a cererilor de finanţare Cererile de finanţare, inclusiv anexele, trebuie transmise atât pe suport de hârtie, cât şi în format electronic (pe CD), în plic sigilat, prin poştă, curier sau personal la adresele Organismelor Intermediare. Cererea de finanţare pe suport de hârtie va trebui transmisă într-un exemplar original şi 3 copii. Varianta electronică va fi inscripţionată pe 1 CD ce trebuie transmis în acelaşi plic în care se află varianta tipărită/pe suport de hârtie. Versiunea electronică a cererii de finanţare şi cea pe suport de hârtie trebuie să fie identice. Transmiterea prin e-mail a cererii de finanţare atrage după sine respingerea acesteia. În vederea facilitării procesului de evaluare, solicitanţii sunt rugaţi să prezinte cererea de finanţare originală şi cele 3 copii în format A4, legate şi marcate corespunzător. Solicitanţii trebuie să verifice dacă dosarul de cerere de finanţare este complet prin confruntarea conţinutului acestuia cu fişa de control a Cererii de finanţare (vezi Anexa 2).

III. 2 Criterii de eligibilitate Verificarea eligibilităţii se va face utilizând criterii de eligibilitate specifice referitoare la solicitant, proiect şi cheltuielile propuse pentru implementarea proiectului.

III.2.1. Eligibilitatea solicitantului Solicitantul eligibil este entitatea care îndeplineşte următoarele criterii:

1. Face parte din categoria de beneficiari menţionată în POS Mediu la axa prioritară 3 În cadrul axei prioritare 3 – „Reducerea poluării şi minimizarea efectelor schimbărilor climatice prin reabilitarea sistemelor de încălzire urbană, vizând atingerea ţintelor de eficienţă energetică în zonele prioritare identificate”, solicitantul trebuie să facă parte din categoria autorităţilor publice locale.

2. Îndeplineşte următoarele criterii de natură instituţională, legală şi financiară.

24

1.1 Există un contract valabil de delegare a serviciilor de termoficare, semnat între

municipalitate şi operator; 2.2 Selecţia operatorului local al serviciilor de termoficare este realizată prin licitaţie

publică (documente justificative solicitate de AM), iar operatorul este licenţiat potrivit prevederilor legislaţiei în vigoare;

2.3 Operatorul serviciilor de termoficare este şi producătorul, transportatorul şi distribuitorul agentului termic pentru populaţie;

2.4 Existenţa viabilitatii financiare pe termen lung, care să asigure operarea şi întreţinerea investiţiilor planificate.

2.5 Exista dovezi privind asigurarea surselor şi mecanismului de cofinanţare a proiectului (scrisori de intenţie de la bănci comerciale privind interesul de a cofinanţa proiectul, hotărâri ale CL din care să reiasă mecanismul de cofinanţare aferent bugetelor locale, declaraţia de angajament din Anexa 5 a acestui ghid)

III.2.2 Eligibilitatea proiectelor finanţate Proiectul propus în cererea de finanţare poate fi considerat eligibil în cadrul POS Mediu dacă îndeplineşte următoarele criterii:

1) Proiectul se încadrează în categoriile de operaţiuni ale axei prioritare 3, după cum urmează:

• Introducerea BAT (cele mai bune tehnici disponibile) pentru reducerea emisiilor de SO2, NOx şi pulberi;

• Reabilitarea boilerelor şi a turbinelor; • Introducerea unui sistem îmbunătăţit de contorizare; • Reabilitarea depozitelor de zgură şi cenuşă neconforme ; • Reabilitarea reţelelor de distribuţie a apei calde şi a căldurii (inclusiv reproiectarea

reţelelor dacă acest lucru este justificat din raţiuni de cost –eficienţă); • Asistenţă tehnică pentru pregătirea proiectului, elaborarea studiilor de opţiuni,

managementul, supervizarea lucrărilor şi publicitatea proiectului, inclusiv campanii de conştientizare a publicului.

2) Perioada de implementare a proiectului este cuprinsă între 01.01.2007 şi 31.12.2015

3) Investiţiile propuse sunt conforme cu strategia locală de încălzire

4) Aria de acoperire a proiectului este la nivel de municipalitate.

5) Proiectul respectă legislaţia în domeniul egalităţii de şanse, dezvoltării durabile, achiziţiilor publice, informării şi publicităţii şi ajutorului de stat. Proiectul depus în cadrul Axei prioritare 3 - „Reducerea poluării şi minimizarea efectelor schimbărilor climatice prin reabilitarea sistemelor de încălzire urbană, vizând atingerea ţintelor de eficienţă energetică în zonele prioritare identificate” trebuie să respecte legislaţia în domeniul egalităţii de şanse, dezvoltării durabile şi achiziţiilor publice.

Proiectul trebuie să includă activităţi de informare şi publicitate, în conformitate cu prevederile Regulamentului nr. 1828/2006 al Comisiei stabilind regulile pentru implementarea Regulamentului Consiliului (CE) nr. 1083/2006, care conţine prevederi generale cu privire la Fondul European de Dezvoltare Regională, Fondul Social European şi Fondul de Coeziune.

6) Solicitantul nu beneficiază de asistenţă financiară (grant, buget de stat, buget local, împrumuturi externe) pentru implementarea proiectului propus pentru finanţare. În formularul anexat cererii de finanţare Declaraţia de eligibilitate, solicitantul trebuie să

25

declare pe proprie răspundere că nu a beneficiat de asistenţă financiară (grant, buget de stat, buget local, împrumuturi externe) pentru implementarea aceluiaşi proiect. 7) Proiectul respectă prevederile legislaţiei naţionale referitoare la eligibilitatea cheltuielilor În formularul anexat cererii de finanţare Declaraţia de eligibilitate, solicitantul trebuie să declare că respectă prevederile legislaţiei naţionale referitoare la eligibilitatea cheltuielilor.

III.3 Criterii privind relevanţa şi maturitatea proiectului Criteriile privind relevanţa şi maturitatea proiectului vizează:

- Relevanţa proiectului – reflectată în contribuţia la îndeplinirea obiectivelor generale POS Mediu şi a celor specifice aferente axei prioritare 3, precum şi la conformarea cu prevederile legislaţiei comunitare şi naţionale privind protecţia atmosferei;

- Maturitatea proiectului – reflectată în calitatea proiectului propus (definirea clară a obiectivelor şi activităţilor proiectului, stadiul obţinerii avizelor/acordurilor/autorizaţiilor, planul de achiziţii, planul financiar, capacitatea financiară a beneficiarului de a implementa proiectul etc.).

Pentru criteriile de relevanţă şi maturitate se acordă un punctaj de la 1 la 10. Pentru calificare, proiectul trebuie să obţină minim 6 puncte. Dacă o propunere de proiect nu are punctaj suficient pentru calificare, aceasta presupune una din următoarele două situaţii: fie contribuţia la îndeplinirea obiectivelor POS Mediu este nesemnificativă, fie este insuficient pregătită şi necesită o revizuire considerabilă. Subcriteriile de evaluare sunt prezentate mai jos. III.3.1.Relevanţa proiectului este evaluată utilizând următoarele sub-criterii

- Contribuţia proiectului la atingerea obiectivelor generale şi specifice din POS Mediu – Axa prioritară 3; - Contribuţia proiectului în vederea conformării cu obligaţiile asumate prin Tratatul

de Aderare în sectorul de protecţia atmosferei. - Proiectul generează beneficii reale; - Proiectul are un impact pozitiv asupra mediului şi sănătăţii umane.

III.3.2. Maturitatea proiectului Maturitatea proiectului este evaluată prin calitatea propunerii tehnice şi a celei financiare, existenţa unui cadru adecvat pentru implementarea proiectului (managementul proiectului, resurse alocate, logistică, echipamente, roluri şi responsabilităţi clar definite, acoperirea domeniilor de expertiză necesare în proiect), precum şi spijinul acordat proiectului de către autorităţile competente sau alţi factori relevanţi. Totodată, maturitatea proiectului este dată de stadiul pregătirii documentaţiei proiectului (studiul de impact asupra mediului, studiul de fezabilitate, autorizaţii/acorduri/avize, alte studii etc.). Obiectivele şi activităţile proiectului, precum şi justificarea importanţei şi necesităţii acestuia trebuie specificate clar. Proiectul trebuie să fie viabil, soluţia propusă de acesta trebuie să aibă valabilitate îndelungată (activitatea va continua şi după finalizarea proiectului). Bugetul proiectului trebuie să fie corelat cu obiectivele şi activităţile acestuia. Proiectul trebuie să conţină un set de indicatori, care să cuantifice rezultatele aşteptate ale proiectului, în corelaţie cu indicatorii specificaţi în

26

POS Mediu la Axa prioritară 3. Riscurile care pot interveni în implementarea proiectului trebuie identificate şi trebuie propuse măsuri de prevenire a acestora. Experienţa solicitantului în managementul unor proiecte similare constituie un avantaj. Solicitantul trebuie să demonstreze că are capacitatea financiară pentru implementarea proiectului – acoperirea cheltuielilor neeligibile, costurilor de operare (după caz). III.4. Reguli de eligibilitate a cheltuielilor Pentru a fi rambursată, o cheltuială trebuie să îndeplinească în mod cumulativ următoarele condiţii:

1. să fie conformă cu prevederile contractului de finanţare. 2. să fie conformă cu prevederile legislaţiei naţionale şi comunitare. 3. să fie efectiv plătită de beneficiar până la data de 31 decembrie 2015. 4. să fie efectiv plătită după 1 ianuarie 2007 (în cazul cheltuielilor efectuate înainte de depunerea cererii de finanţare). 5. se încadrează în lista cheltuielilor eligibile aferente axei prioritare 3 din POS Mediu (Anexa 3 a acestui ghid).

IV.PROCEDURA DE SELECŢIE A PROIECTELOR

IV.1 Instrucţiuni de completare a cererii de finanţare Pentru a propune un proiect în vederea finanţării din POS Mediu, Axa prioritară 3, solicitantul trebuie să completeze o cerere de finanţare. Formatul standard al acesteia este prezentat în Anexa 1 la acest ghid şi este disponibil, în mod gratuit, în format electronic la adresa: (http://ec.europa.eu/regional_policy/sources/docoffic/official/regulation/newregl0713_en. htm). Cererea de finanţare trebuie însoţită de anumite anexe care fac parte integrantă din Cererea de finanţare. Solicitantul va întocmi Cererea de finanţare şi anexele în limba engleză (acolo unde este cazul). Cererile de finanţare trebuie transmise în format tipărit; cererile completate de mână sau cu ştersături şi modificări nu vor fi acceptate, vor fi propuse pentru revizuire. Dosarul Cererii de finanţare se numerotează începând de la pagina de cuprins (pagina 0) şi se continuă numerotarea inclusiv la anexe, în ordinea precizată în formularul Cererii de finanţare. Completarea cererii de finanţare în mod clar şi coerent va facilita procesul de evaluare. În acest scop, furnizaţi informaţiile într-o manieră concisă, dar completă, prezentaţi date relevante pentru înţelegerea proiectului, prezentaţi acţiunile concrete propuse în proiect, indicând clar legătura cu obiectivele şi scopul proiectului, cuantificaţi pe cât posibil rezultatele, beneficiile şi costurile proiectului, prezentaţi un calendar realist de implementare etc. Formularului Cererii de finanţare, prezentat în Anexa 1 a acestui ghid, îi sunt ataşate următoarele documente suport (anexe) : 1. Aviz Natura 2000 2. Analiza cost beneficiu 3. Master Plan 4. Studiu de Fezabilitate 5. Analiza Institutionala 6. Evaluarea Impactului asupra Mediului 7. Alte Avize/autorizaţii/acorduri/certificate ataşate

27

Transmiterea cererii de finanţare în alt format şi /sau modificarea formatului standard atrage după sine neacceptarea acesteia, urmând a fi revizuită conform modelului standard! Anexele care sunt incomplete sau care nu sunt semnate, ştampilate şi datate pot fi de asemenea neacceptate, urmând a fi revizute. Pentru a se asigura că formularul cererii de finanţare respectă formatul standard şi este însoţit de toate anexele cerute, solicitantul este rugat să completeze Anexa 2 - Fişa de control a Cererii de finanţare (pentru solicitant).

IV.2 Depunerea cererii de finanţare Cererile de finanţare împreună cu scrisoarea de aprobare şi înaintare a cererii de finanţare prin care solicitantul isi asuma raspunderea pentru acuratetea informatiilor trebuie transmise prin poştă, în mod recomandat, prin curier privat, sau înmânate direct (o confirmare de primire semnată şi datată îi va fi înmânată celui care o predă) la sediul Autoritaţii de Management: strada Justiţiei, nr. 59-61, Bucureşti, sector 4. AM, prin Direcţia Programare şi Evaluare, va primi cererile de finanţare transmise de către solicitanţi; acestea vor fi repartizate consilierilor din cadrul SEP pentru a fi supuse procesului de evaluare. Pentru eventuale clarificări, solicitanţii pot contacta instituţia mai sus menţionată (prin telefon sau e-mail).

IV.3 Etapele de evaluare şi selecţie

Procedura de evaluare a proiectelor propuse pentru finanţare în cadrul axei 1 a POS Mediu va cuprinde 4 etape:

1. Verificarea conformităţii administrative a cererii de finanţare (criterii de admisibilitate).

2. Verificarea eligibilităţii (criterii de eligibilitate).

3. Evaluarea proiectelor (criterii de relevanţă şi maturitate).

4. Vizite în teren după caz.

Pentru primele 2 etape corespunzătoare verificării administrative şi de eligibilitate, se utilizează un sistem de evaluare de tip DA/NU. În cazul în care documentele transmise sunt incomplete şi nu se poate lua o decizie, pot fi cerute solicitanţilor eventuale completări ale documentelor. Ca rezultat al verificării:

• proiectele care primesc „DA” la toate criteriile vor fi supuse evaluării

Etapa 3 constă în evaluarea proiectelor după două criterii majore - relevanţă şi maturitate – acestea având pondere egală. Fiecare criteriu este notat de la 0 la 10, pentru calificare fiind necesare minimum 6 puncte pentru fiecare. Rezultatul evaluării se concretizează în :

• proiecte propuse pentru finanţare

• proiecte propuse pentru revizuire în vederea obţinerii finanţării

28

Proiectele propuse pentru revizuire sunt proiecte care obţin peste 6 puncte pentru fiecare criteriu de evaluare, dar necesită clarificări sau revizuire în perioada de timp solicitată de AM (etapa de revizie).

Proiectele propuse pentru revizuire în etapa de evaluare sunt insuficient pregătite şi necesită revizuire considerabilă (insuficient de mature).

Scopul acestei etape de revizuire este de a clarifica, a completa sau a modifica anumite secţiuni din cererea de finanţare pentru proiectele care s-au calificat în etapa de evaluare. Revizuirea vizează clarificări privind fezabilitatea proiectelor, eficienţa costurilor, eligibilitatea anumitor activităţi, conformarea cu regulile specifice aplicabile diferitelor categorii de activităţi etc.

Pentru proiectele revizuite care sunt conforme cu toate cerinţele tehnice şi financiare, cu reglementările comunitare sau naţionale etc. vor fi propuse pentru finanţare, iar solicitanţii vor fi informaţi asupra acestui lucru. În această etapă, angajamentele beneficiarului şi ale partenerilor trebuie reconfirmate pentru varianta revizuită a proiectului, după caz.

Solicitarea de revizuire/completare a proiectului nu presupune aprobarea automată a finanţării de către CE.

Vizitele în teren se vor efectua de către toţi sau o parte dintre membri grupului de evaluare, în situaţia în care se consideră necesară o analiză mai detaliată a capacităţii potenţialului beneficiar de implementare a proiectului propus pentru finanţare. Vizita poate include atât o întâlnire cu reprezentanţii solicitantului, cât şi vizitarea obiectivului de investiţie.

Detalii suplimentare sunt prezentate în capitolele următoare.

Proiectele aprobate sunt transmise CE. Decizia privind finanţarea proiectului este luată de CE.

După aprobarea deciziei de finanţare de către CE, pentru implementarea proiectului se va încheia un contract de finanţare între Autoritatea de Management şi beneficiarul proiectului.

IV.3.1 Verificarea admisibilităţii (conformitatea administrativă a cererii de finanţare) La depunere, cererea de finanţare va primi un număr unic de înregistrare la nivelul AM. Solicitantul va fi informat, în scris, asupra acestui număr de înregistrare. Menţionarea acestui număr în corespondenţa purtată ulterior de Solicitant cu AM este obligatorie. După depunere, cererea se verifică din punct de vedere formal de către un responsabil de proiect desemnat în cadrul AM, SEP. Cererile de finanţare, inclusiv anexele, trebuie transmise conform regulilor enunţate în secţiunea II.4 a acestui ghid.Verificarea conformităţii administrative va urmări, în principal, existenţa şi forma Cererii de finanţare precum şi a anexelor, valabilitatea documentelor. Se verifică următoarele:

• Respectarea formatului standard al cererii de finanţare şi includerea tuturor anexelor obligatorii. • Modalitatea de completare a cererii de finanţare. • Modalitatea de transmitere a cererii de finanţare.

SEP poate solicita clarificări atunci când informaţiile oferite sunt neclare sau incomplete. Informaţiile suplimentare vor fi transmise de solicitant cu respectarea condiţiilor şi a termenului limită menţionate de SEP în solicitarea de clarificare. Nerespectarea acestor condiţii poate duce la respingerea cererii de finanţare.

29

IV.3.2 Verificarea eligibilităţii Cererii de finanţare Verificarea eligibilităţii se realizează de către un responsabil din cadrul SEP numai pentru Cererile de finanţare conforme din punct de vedere administrativ, urmărindu-se îndeplinirea condiţiilor de eligibilitate. Dacă proiectul nu îndeplineşte toate criteriile stabilite, este respins. Verificarea eligibilităţii presupune respectarea următoarelor reguli: • Eligibilitatea cererilor de finanţare este verificată conform criteriilor definite în acest ghid. • Dacă un document este lipsă sau în formularul cererii de finanţare există secţiuni necompletate, incomplete sau necorespunzătoare, SEP poate contacta solicitantul în vederea furnizării de documente sau informaţii suplimentare într-un interval de timp rezonabil pentru a permite continuarea evaluării proiectului. IV.3.3 Evaluarea relevanţei şi maturităţii proiectului Evaluarea proiectelor este realizată de un grup de evaluare format la nivelul AM din care fac parte reprezentanţi OI, experţi externi, experţi Jaspers, responsabilul din cadrul SEP, alţi membri evaluatori. Evaluarea proiectelor se va face ţinând seama de două criterii majore - relevanţă şi maturitate – acestea având pondere egală. Fiecare criteriu este notat de la 0 la 10, pentru calificare fiind necesare minimum 6 puncte pentru fiecare. Evaluarea proiectului va permite aprecierea contribuţiei proiectului la îndeplinirea obiectivelor POS Mediu, la implementarea legislaţiei relevante cu privire la sectorul termoficare. Se va urmări ca propunerea de proiect să fie clară, coerentă, realistă şi fezabilă cu privire la operaţiunile propuse, termenele de realizare, eficienţa investiţiilor. Se va evalua coerenţa între problemele identificate, obiectivele proiectului, activităţile propuse şi rezultatele estimate. Toate activităţile propuse în proiect trebuie să fie clar descrise şi cuantificate. Se evaluează dacă resursele folosite pentru implementarea proiectului sunt suficiente. Planificarea activităţilor trebuie să fie realistă. Bugetul proiectului, defalcat pe categorii trebuie să fie transparent şi coerent. Evaluatorii pot solicita clarificări privind cererea de finanţare. Informaţiile suplimentare vor fi transmise de solicitant cu respectarea condiţiilor şi a termenului limită menţionat de AM în solicitarea de clarificare. Nerespectarea acestor condiţii poate duce la respingerea cererii de finanţare. Rezultatul evaluării se concretizează în proiecte: • proiecte propuse pentru finanţare • proiecte propuse pentru revizuire în vederea obţinerii finanţării Proiectele propuse spre finanţare vor fi transmise la CE împreună cu o scrisoare de înaintare semnată de şeful AM pentru luarea deciziei de finanţare. Notificarea solicitantului cu privire la rezultatul evaluării se va face în scris de către AM. Aspectele care necesită revizuire, precum şi termenul stabilit de AM în acest scop, vor fi communicate solicitantului în scris. După aprobarea de către CE, în baza deciziei de finanţare emisă de către aceasta se va încheia un Contract de Finanţare pentru fiecare proiect, semnat de Autoritatea de Management POS Mediu şi beneficiar. Proiectele revizuite care sunt conforme cu toate cerinţele tehnice şi financiare, cu reglementările comunitare sau naţionale etc. vor fi propuse pentru finanţare, iar solicitanţii vor fi informaţi asupra deciziei de finanţare. În această etapă, angajamentele beneficiarului şi ale partenerilor trebuie reconfirmate pentru varianta revizuită a proiectului, după caz. Evaluarea proiectelor majore este un proces iterativ, complex. AM POS Mediu poate organiza derularea etapelor procedurii de evaluare în paralel.

30

V – INFORMAŢII GENERALE PRIVIND FINANŢAREA ŞI IMPLEMENTAREA PROIECTELOR

Pentru fiecare proiect care a primit decizia pentru finanţare de către CE, beneficiarul va încheia cu Autoritatea de Management POS Mediu un contract de finanţare. Prin semnarea acestui contract, beneficiarul acceptă termenii şi condiţiile în care va primi finanţarea nerambursabilă şi se angajează să implementeze pe propria răspundere proiectul pentru care primeşte finanţare şi să atingă obiectivele stabilite. Beneficiarul poate solicita amendamente la contract pe durata de valabilitate a acestuia, în condiţiile prevăzute de contractul de finanţare. Beneficiarul trebuie sa cunoască faptul că, dacă pe perioada de valabilitate a contractului intervin modificări de natură să afecteze obiectivul acestuia sau condiţiile de finanţare, proiectul poate fi declarat neeligibil pentru finanţare, finanţarea nerambursabilă se va sista iar sumele acordate până în acel moment se vor recupera în conformitate cu legislaţia naţională şi prevederile contractuale! Beneficiarul trebuie să deschidă un cont distinct la Trezoreria Statului prin care se gestionează sumele aferente proiectului finanţat din instrumente structurale şi din fonduri aferente cofinanţării sau prefinaţării acestora de la bugetul de stat. Totodată, beneficiarul are obligaţia să ţină distinct de alte fonduri, evidenţa contabilă a sumelor provenite din derularea unor proiecte finanţate, conform Ordonanţei Guvernului nr. 29/2007. Înregistrările contabile vor fi cronologice şi sistematice astfel încât să ofere transparenţă în implementarea proiectului. Beneficiarul trebuie să păstreze toate înregistrările/registrele timp de trei ani de la data închiderii oficiale a Programului Operaţional Sectorial de Mediu 2007-2013. Beneficiarul are obligaţia de a păstra şi de a pune la dispoziţia organismelor abilitate, după finalizarea perioadei de implementare a proiectului, inventarul asupra activelor dobândite prin Instrumentele Structurale, pe o perioadă de 5 ani de la data închiderii oficiale a Programului Operaţional Sectorial de Mediu. Beneficiarul are obligaţia să furnizeze orice informaţii de natură tehnică sau financiară legate de proiect solicitate de către Autoritatea de Management, Organismul Intermediar, Autoritatea de Certificare şi Plată, Autoritatea de Audit, Comisia Europeană sau orice alt organism abilitat să verifice sau să realizeze auditul asupra modului de implementare a proiectelor cofinanţate din instrumente structurale. Beneficiarul are obligaţia de a asigura disponibilitatea şi prezenţa personalului implicat în implementarea proiectului pe întreaga durată a verificărilor. Beneficiarul trebuie să asigure o pistă de audit care să permită posibilitatea verificării documentelor originale de către reprezentanţii Autorităţii de Management, Organismului Intermediar, Comisiei Europene, Biroului European Anti-Fraudă şi de către Curtea Europeană a Auditorilor. Beneficiarul răspunde de respectarea tuturor prevederilor în vigoare ale legislaţiei în domeniul achiziţiilor publice. Atribuirea contractelor de achiziţii necesare implementării proiectului se va realiza în conformitate cu prevederile O.U.G nr. 34/2006 privind atribuirea contractelor de achiziţie publică, a contractelor de concesiune de lucrări şi a contractelor de concesiune de servicii cu

31

modificările şi completările ulterioare şi se va face cu respectarea următoarelor principii: nediscriminarea, proporţionalitatea, tratamentul egal, eficienţa utilizării fondurilor publice, recunoaşterea publică, asumarea răspunderii, transparenţă. De asemenea, beneficiarul are obligaţia să asigure o promovare adecvată a proiectului, a rezultatelor obţinute, etc în conformitate cu prevederile contractuale. Beneficiarul va descrie în cadrul rapoartelor de progres toate activităţile de informare şi publicitate desfăşurate, aferente proiectului. Pentru implementarea proiectelor finanţate prin Programul Operaţional Sectorial Mediu, beneficiarii vor avea în vedere respectarea prevederilor legale privind în principal: A. Bugetul proiectului Baza legală: O.G. nr. 29/2007 privind modul de alocare a instrumentelor structurale, a prefinanţării şi a cofinanţării alocate de la bugetul de stat, inclusiv din Fondul naţional de dezvoltare, în bugetul instituţiilor implicate în gestionarea instrumentelor structurale şi utilizarea acestora pentru obiectivul convergenţă, cu modificările şi completările ulterioare. Pentru toate proiectele finanţate prin Axa prioritară 2 – “ Dezvoltarea sistemelor de management integrat al deşeurilor şi reabilitarea siturilor istorice contaminate” se asigură finanţarea integrală a cheltuielilor eligibile astfel: max 80% din deficitul de finanţare calculat la nivelul proiectului ceea ce reprezintă grant UE şi 20% buget de stat şi buget local. B. Asigurarea cofinanţării şi a cheltuielilor neeligibile Baza legală: O.G. nr. 29/2007 privind modul de alocare a instrumentelor structurale, a prefinanţării şi a cofinanţării alocate de la bugetul de stat, inclusiv din Fondul naţional de dezvoltare, în bugetul instituţiilor implicate în gestionarea instrumentelor structurale şi utilizarea acestora pentru obiectivul convergenţă, cu modificările şi completările ulterioare. Beneficiarii trebuie să facă dovada existenţei şi utilizării fondurilor proprii pentru asigurarea cofinanţării, plata cheltuielilor neeligibile, a cheltuielilor conexe, precum şi costurile de operare (unde este cazul). C. Eligibilitatea cheltuielilor Baza legală: H.G. 759/2007 privind regulile de eligibilitate a cheltuielilor efectuate în cadrul operaţiunilor finanţate prin programele operaţionale, cu modificările şi completările ulterioare; Ordinul comun al MMDD şi MEF nr. 1453/1309/2007 pentru aprobarea listei cheltuielilor eligibile efectuate în cadrul proiectelor finanţate prin Programului Operaţional Sectorial de Mediu 2007-2013 H.G. nr. 759/2007 stabileşte cadrul legal privind eligibilitatea cheltuielilor efectuate de beneficiari în cadrul operaţiunilor finanţate prin programele operaţionale, fiind precizate condiţiile cu caracter general şi specific pe care trebuie să le îndeplinească fiecare cheltuială solicitată spre rambursare de către beneficiar.

32

Ordinul comun stabileşte lista cheltuielilor eligibile pentru proiectele finanţate în cadrul POS Mediu pe fiecare axă prioritară a POS Mediu, inclusiv categoriile de cheltuieli eligibile specifice operaţiunilor derulate în cadrul axei prioritare 2. D. Proiecte generatoare de venit Baza legală: Regulamentul General nr. 1083/2006 stabilind prevederile generale privind Fondul European pentru Dezvoltare Regională, Fondul Social European şi Fondul de Coeziune, art. 55. Conform prevederilor art. 55 alin. 1 din Regulamentul General nr. 1083/2006 stabilind prevederile generale privind Fondul European pentru Dezvoltare Regională, Fondul Social European şi Fondul de Coeziune, proiect generator de venituri reprezintă orice operaţiune care implică o investiţie în infrastructură a cărei utilizare este supusă unor taxe suportate direct de utilizatori, sau orice operaţiune care implică vânzarea sau închirierea unui teren sau a unui imobil, sau orice altă furnizare de servicii contra unei plăţi. Cheltuielile eligibile ale proiectelor generatoare de venituri nu trebuie să depăşească valoarea curentă a costului investiţiei minus valoarea curentă a veniturilor nete din această investiţie într-o anumită perioadă de timp pentru: - investiţii în infrastructură; sau - alte proiecte în care se poate estima valoarea veniturilor în avans. În situaţiile în care nu tot costul investiţiei este eligibil pentru cofinanţare, venitul net va fi alocat pro rata la partea eligibilă şi neeligibilă a costului investiţiei. În verificarea veniturilor generate de proiecte se va ţine seama de tipul de proiect şi de axa prioritară din care face parte. E. TVA – Prevederile privind TVA (aplicabile numai pentru instituţii publice şi organizaţii non-profit). Baza legală: Ordinul nr. 911 / 2007 pentru aprobarea Normelor metodologice de aplicare a O.G. nr. 29/2007 privind modul de alocare a instrumentelor structurale, a prefinanţării şi a co- finanţării alocate de la bugetul de stat, inclusiv din Fondul naţional de dezvoltare, în bugetul instituţiilor implicate în gestionarea instrumentelor structurale şi utilizarea acestora pentru obiectivul convergenţă, cu modificările şi completările ulterioare. Potrivit prevederilor Legii nr. 249/2007 pentru aprobarea O.G. nr. 29/2007, plata TVA aferentă livrărilor de bunuri, prestărilor de servicii şi execuţiei de lucrări, finanţate, integral sau parţial, din contribuţia financiară a Uniunii Europene şi/sau din cofinanţarea aferentă, ai căror beneficiari sunt autorităţi ale administraţiei publice centrale şi locale, unităţi subordonate în coordonarea acestora, organisme neguvernamentale nonprofit, cu personalitate juridică, va fi suportată de la bugetul de stat. Astfel, în cazul în care beneficiarul este instituţie publică, contravaloarea TVA se va suporta de la bugetul de stat pentru cheltuielile eligibile plătite din toate sursele de finanţare ale proiectului, respectiv fonduri publice (FC şi de cofinanţare de la bugetul de stat) şi contribuţia proprie a beneficiarului, numai în cazul în care aceasta este asigurată din bugetul local. Rambursarea sumelor pentru acoperirea plăţii TVA aferentă facturilor din fiecare Cerere de Rambursare se acordă odată cu rambursarea cheltuielilor eligibile autorizate la plată de către Autoritatea de Management.

33

F. Prefinanţarea Baza legală: O.G. nr. 29/2007 privind modul de alocare a instrumentelor structurale, a prefinanţării şi a co-finanţării alocate de la bugetul de stat, inclusiv din Fondul naţional de dezvoltare, în bugetul instituţiilor implicate în gestionarea instrumentelor structurale şi utilizarea acestora pentru obiectivul convergenţă, cu modificările şi completările ulterioare. Ordinul nr. 911/2007 privind aprobarea Normelor metodologice de aplicare a prevederilor O.G. nr. 29/2007. Conform O.G. nr. 29/2007 art.1 alin.2 lit.i, prefinanţarea reprezintă sumele transferate din bugetul de stat sau din instrumente structurale către un beneficiar, cu excepţia celor din sectorul privat (dacă prin acest transfer nu se intră sub incidenţa prevederilor legale cu privire la ajutorul de stat) ori unei organizaţii neguvernamentale - prin plată directă sau prin plată indirectă – pentru lichidarea angajamentelor de plată faţă de un contractor, în stadiul iniţial de implementare a proiectelor, în vederea asigurării derulării corespunzătoare a proiectelor. Scopul acordării prefinanţării este acela de a asigura resursele financiare necesare începerii derulării contractelor; din aceste sume se pot plăti facturile de avans, conform prevederilor legale. Modul de acordare Conform Ordinului nr. 911/2007, sumele aferente prefinanţării proiectelor finanţate din POS Mediu vor fi transferate beneficiarului din bugetul Ministerului Economiei şi Finanţelor prin Autoritatea de Certificare şi Plată. Prefinanţarea se acordă în procent de max. 15% din valoarea eligibilă a contractului de finanţare încheiat între Autoritatea de Management şi beneficiar. Prefinanţarea cu încadrarea în limita procentului mai sus menţionat se poate acorda integral sau în tranşe, în funcţie de previziunea fluxului de plăţi aprobată de Autoritatea de Management. Modul de solicitare Sumele aferente prefinanţării vor fi transferate în baza următoarelor documente: - contractul de finanţare încheiat între Autoritatea de Management şi beneficiar; - contract de furnizare bunuri/ prestare de servicii/ execuţie de lucrări încheiat între beneficiar şi un operator economic; - solicitarea scrisă a beneficiarului, conform contractului de finanţare încheiat între Autoritatea de Management şi beneficiar. După realizarea verificărilor de către AM, ACP va transfera suma aferentă prefinanţării în contul beneficiarului. Recuperarea prefinanţării Prefinanţarea acordată din instrumente structurale şi/sau din sume de la bugetul de stat se restituie sursei de finanţare din care a fost acordată, dacă nicio justificare privind achiziţionarea de bunuri ori servicii sau executarea de lucrări nu a fost furnizată de către beneficiar în termen de 6 luni de la data primirii acesteia sau conform prevederilor contractuale. Suma acordată unui beneficiar sub forma prefinanţării se recuperează procentual din valoarea fiecărei cereri de rambursare întocmite de beneficiari, începând cu prima cerere de rambursare, astfel încât suma aferentă prefinanţării să se recupereze integral înainte de ultima cerere de rambursare. G. Mecanismul de rambursare al cheltuielilor eligibile Baza legală: O.G. nr. 29/2007 privind modul de alocare a instrumentelor structurale, a prefinanţării şi a co-finanţării alocate de la bugetul de stat, inclusiv din Fondul naţional de

34

dezvoltare, în bugetul instituţiilor implicate în gestionarea instrumentelor structurale şi utilizarea acestora pentru obiectivul convergenţă, cu modificările şi completările ulterioare. Fondurile Structurale funcţionează pe principiul rambursării cheltuielilor eligibile efectuate de către beneficiar. Obligaţiile beneficiarului şi ale AM referitor la plăţi sunt detaliate în conţinutul contractului de finanţare. Rambursarea cheltuielilor eligibile se realizează numai după efectuarea plăţilor de Beneficiar către executanţii de lucrări/furnizorii de bunuri/prestatorii de servicii. În scopul rambursării cheltuielilor eligibile, în funcţie de previziunile fluxurilor de numerar lunare, Beneficiarul va întocmi şi transmite la Organismul Intermediar Cereri de Rambursare, însoţite de rapoarte tehnice. Cheltuielile eligibile vor fi rambursate doar dacă Beneficiarul respectă prevederile legislaţiei naţionale şi comunitare, cele din contractul de finanţare, inclusive Cererea de Finanţare şi îndeplineşte condiţiile privind evidenţa contabilă. După efectuarea de către OI şi AM a verificărilor administrative, tehnice si financiare ale Dosarului Cererii de Rambursare (Cerere de Rambursare şi documente suport), AM va autoriza la plată doar cheltuielile eligibile solicitate de către beneficiar. AM va transmite la ACP suma cheltuielilor eligibile autorizate la plată pentru fiecare Cerere de Rambursare. ACP are rolul de a certifica şi efectua plăţile. ACP va transfera în contul Beneficiarului suma aferentă cheltuielilor eligibile. H. Nereguli Baza legală: O.G. nr.79/2003 privind controlul şi recuperarea fondurilor comunitare, precum şi a fondurilor de cofinanţare aferente utilizate necorespunzător, cu modificările şi completările ulterioare Hotărârea nr. 1306/2007 pentru aprobarea Normelor Metodologice de aplicare a O.G. nr. 79/2003 În cazul constatării unor nereguli, atât pe parcursul implementării proiectului, cât şi ulterior finalizării acestuia, beneficiarul are obligaţia să restituie debitul constatat, precum şi eventualele majorări de întârziere, dobânzi, costuri bancare etc. În cazul nerespectării obligaţiei de restituire a debitului, Autoritatea de Management va sesiza organele competente în vederea declanşării executării. Recuperarea debitului ca urmare a neregulilor constatate se realizează conform prevederilor O.G. nr. 79/2003, cu modificările şi completările ulterioare.

VI. ANEXE Anexa 1. Formularul Cererii de finanţare, Anexa 2 Lista de verificare a Cererii de finanţare (pentru solicitant) Anexa 3 Lista cheltuielilor eligibile Anexa 4. Declaratia de eligibilitate Anexa 5. Declaratia de angajament

35

Anexa 1

Formularul de aplicaţie

36

Anexa 2

FIŞA DE CONTROL A CERERII DE FINANŢARE (PENTRU SOLICITANT)

Solicitanţii trebuie să verifice dacă dosarul cererii de finanţare este complet, pe baza Listei de verificare de mai jos:

Cererea de Finanţare DA/ NU

Cererea de finanţare pe suport de hârtie (inclusiv anexele) prezentată în 4 exemplare (1 original şi 3 copii), marcate corespunzător („original”, ”copie”)

Cererea de finanţare, inclusiv anexele, prezentată şi în format electronic pe 1 CD Cererea de finanţare (inclusiv anexele) numerotată conform instrucţiunilor din Ghid Scrisoare de aprobare şi înaintare ataşată Cererii de Finanţare, semnată de municipalitatea beneficiara si de catre operatorul de servicii

Cererea de finanţare respectă modelul standard Anexele la Cererea de finanţare respectă modelul standard (acolo unde acesta a fost prevăzut)

Anexele ataşate Cererii de Finanţare: Pentru demonstrarea eligibilităţii solicitantului Act constitutiv, certificat de înmatriculare a operatorului de servicii la Oficiul Registrului Comerţului

Contract de operare a serviciilor de termoficare semnat de catre municipalitatea beneficiara si operatorul de servicii

Organigramă Unităţii de Implementare a Proiectului, decizia de înfiinţare, CV-urile membrilor UIP

Hotărâri ale Consiliilor Locale din care să reiasă mecanismul de cofinanţare aferent bugetelor locale

Scrisori de intenţie de la bănci comerciale, bănci de investiţii, privind interesul acestora de a cofinanţa proiectul

Declaraţie de Angajament a solicitantului Declaraţia de Eligibilitate a solicitantului Pentru demonstrarea eligibilităţii proiectului Hotărâri privind disponibilitatea terenurilor pentru realizarea proiectului , Adeverinţe din partea primăriilor din care să reiasă că terenurile sunt în proprietate publică, nu au fost depuse cereri de retrocedare şi nu fac obiectul nici unui litigiu,

Avizul Natura 2000 Analiza Cost Beneficiu

- Indicatorii economici rezultaţi

Master Plan - Lista de investiţii rezultată în urma prioritizării pe o perioadă de 30 de ani - Documente care demonstrează faptul că autorităţile locale sunt de acord cu lista

propusă

Studiul de fezabilitate - Lista de investiţii rezultată în urma prioritizării - Hotărâri ale Consiliilor Locale privind aprobarea Studiului de Fezabilitate şi a

indicatoriilor tehnico- economici - Planul de achiziţii - Alte avize, acorduri şi autorizaţii solicitate conform legislaţiei în vigoare

Analiza Instituţională Evaluarea Impactului asupra Mediului Dosarul EIM

- Sumar privind derularea si justificarea procedurii EIM, rezultatul acesteia (in

37

special privind consultarea publicului) - Opis pentru justificarea derularii procedurii de EIM in conformitate cu legislatia

national - Documentele care atesta derularea procedurii conform cu legislaţia naţionala

- Cererea de solicitare a Acordului de Mediu (se anexează o copie a cererii) - Anunţul public privind solicitarea Acordului de Mediu în cotidiane locale şi afişarea pe propria pagina de internet de către APM/ARPM privind depunerea solicitării de obţinere a Acordului de Mediu (se anexează copii ale anunţului astfel încât să apară denumirea cotidianului şi data publicării, precum şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, cu semnătură şi ştampila autorităţii de mediu, menţionându-se şi durata afişării) - Afişarea anunţului public privind solicitarea Acordului de Mediu de către beneficiarii proiectului (se anexează copia anunţului şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, la sediul primăriei/consiliului judeţean; etc., cu semnătura şi ştampila autorităţii publice locale, menţionându-se şi durata afişării) - Procesul verbal privind verificarea amplasamentului şi lista de control aferentă (se anexează copia documentelor, semnată şi având ştampila autorităţii de mediu) - Procesul verbal al şedinţei Colectivului de Analiză Tehnică (CAT) pentru etapa de Încadrare (se anexează copia documentului, semnată şi având ştampila autorităţii de mediu) - Titularul a fost informat de decizia CAT privind încadrarea proiectului (se anexează o copie a adresei) - Anunţul public privind etapa de Încadrare în cotidiane locale şi afişarea pe propria pagina de internet de către APM/ARPM privind depunerea solicitării de obţinere a Acordului de Mediu (se anexează copii ale anunţului astfel încât să apară denumirea cotidianului şi data publicării, precum şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, cu semnătură şi ştampila autorităţii de mediu, menţionându-se şi durata afişării) - Afişarea anunţului public privind etapa de Încadrare de către beneficiarii proiectului (se anexează copia anunţului şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, la sediul primăriei/consiliului judeţean; etc., cu semnătura şi ştampila autorităţii publice locale, menţionându-se şi durata afişării) - Lista de control pentru Definirea domeniului evaluării (se anexează o copie a documentului) - Titularul a fost informat de decizia CAT privind definirea domeniului evaluării (se anexează o copie a adresei) - Depunerea la APM/ARPM a Raportului la Studiul de Evaluare a Impactului asupra Mediului (realizat de către consultant) la data de ___ (se anexează o copie a documentului); se anexează copia Rezumatului Fără Caracter Tehnic - Anunţul public privind dezbaterea publică în cotidiane locale şi afişarea pe propria pagina de internet de către APM/ARPM privind depunerea solicitării de obţinere a Acordului de Mediu (se anexează copii ale anunţului astfel încât să apară denumirea cotidianului şi data publicării, precum şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, cu semnătură şi ştampila autorităţii de mediu, menţionându-se şi durata afişării)

38

- Afişarea anunţului public privind dezbaterea publică de către beneficiarii proiectului (se anexează copia anunţului şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, la sediul primăriei/consiliului judeţean; etc., cu semnătura şi ştampila autorităţii publice locale, menţionându-se şi durata afişării) - Minuta dezbaterii publice care a avut loc în data de ___, însoţită de lista participanţilor cu nume, semnaturi şi calitatea acestora (se anexează o copie a documentaţiei, datată, cu semnătura şi ştampila autorităţii de mediu) - Formularul cu observaţiile publicului şi evaluarea/soluţionarea problemelor semnalate (se anexează o copie a documentaţiei referitoare la soluţionările observaţiilor primite din partea publicului, având semnătura şi ştampila autorităţii de mediu) - Procesul verbal privind etapa de analiză a calităţii Raportului la Studiul de Evaluare a Impactului asupra Mediului şi lista de control aferentă (se anexează copia documentelor, semnată şi având ştampila autorităţii de mediu) - Decizia transmisă de APM/ARPM titularului proiectului, însoţită de conţinutul deciziei, condiţiile şi motivele emiterii, descrierea măsurilor de prevenire, reducere şi eliminare a posibilelor efectelor adverse asupra mediului - Art. 46 din OM 860/2002 (se anexează o copie a deciziei, având semnătura şi ştampila autorităţii de mediu) - Anunţul public privind decizia de emitere a Acordului de Mediu în cotidiane locale şi afişarea pe propria pagina de internet de către APM/ARPM privind depunerea solicitării de obţinere a Acordului de Mediu (se anexează copii ale anunţului astfel încât să apară denumirea cotidianului şi data publicării, precum şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, cu semnătură şi ştampila autorităţii de mediu, menţionându-se şi durata afişării) - Afişarea anunţului public privind decizia de emitere a Acordului de Mediu de către beneficiarii proiectului (se anexează copia anunţului şi declaraţia de confirmare a afişării pe propria pagină de internet, la sediul primăriei/consiliului judeţean; etc., cu semnătura şi ştampila autorităţii publice locale, menţionându-se şi durata afişării) - Emiterea Acordului de Mediu (se anexează copia documentului).

La dosaul EIM se va anexa şi copia avizului NATURA 2000.

39

Anexa 3

LISTA CHELTUIELILOR ELIGIBILE Axa Prioritară 3 – Reducerea poluării şi diminuarea efectelor schimbărilor climatice prin restructurarea şi reabilitarea sistemelor de încălzire urbană pentru atingerea ţintelor de eficienţă energetică în localităţile cele mai afectate de poluare

I. Categorii de cheltuieli general valabile (1) Cheltuieli aferente pregătirii proiectelor, proiectare şi inginerie: a) cheltuieli pentru elaborarea studiilor de prefezabilitate, fezabilitate, proiectelor de execuţie; b) cheltuieli aferente pregătirii studiilor de teren, geotehnice, hidrogeotehnice, geologice, de stabilitate a terenului, topografice, fotogrametrice, a studiilor de impact, a studiilor specifice sau expertizelor de amplasament; c) cheltuieli pentru pregătirea documentelor oficiale şi a altor documente suport care trebuie, în mod obligatoriu, să însoţească cererea de finanţare a proiectului; d) cheltuieli pentru verificarea tehnică a proiectării. (2) Cheltuieli aferente taxelor pentru obţinerea, respectiv prelungirea valabilităţii avizelor, acordurilor sau autorizaţiilor aferente obiectivului de investiţii, în conformitate cu legislaţia naţională; (3) Cheltuieli aferente pregătirii documentaţiei de licitaţie, organizării şi derulării procedurilor de achiziţie publică; (4) Cheltuieli pentru consultanţă şi asistenţă tehnică pentru obiective de investiţii: a) cheltuieli pentru servicii de consultanţă în vederea elaborării studiilor de piaţă şi evaluare; b) cheltuieli pentru servicii de consultanţă în domeniul managementului operaţiunii, pe parcursul perioadei de implementare, aferente activităţilor de administrare a contractelor de execuţie, supervizare a execuţiei şi recepţiei lucrărilor; c) cheltuieli de asistenţă tehnică din partea proiectantului, dacă nu intră în costurile proiectării; d) cheltuieli efectuate pentru asigurarea supravegherii execuţiei lucrărilor; e) cheltuieli pentru servicii de consultanţă, studii şi/sau analize solicitate de autoritatea de management sau organismul intermediar pe parcursul perioadei de implementare a proiectului; (5) Cheltuielile pentru darea în exploatare, respectiv cele pentru pregătirea personalului şi probele tehnologice; (6) Cheltuieli diverse şi neprevăzute se consideră eligibile dacă sunt detaliate în documente justificative şi în limita a maxim 10% din valoarea cheltuielilor eligibile pentru amenajare teren, amenajare pentru protecţia mediului, asigurarea utilităţilor necesare obiectivului, pregătirea proiectelor, proiectare şi inginerie, consultanţă şi asistenţă tehnică, investiţia de bază. În limita procentului stabilit se acoperă, după caz: a) cheltuieli rezultate în urma modificărilor de soluţii tehnice; b) cheltuieli rezultate în urma costurilor suplimentare de lucrări, utilaje sau dotări necesare pe parcursul implementării proiectului; c) cheltuieli de conservare, în cazul întreruperii execuţiei din cauze independente de autoritatea contractantă.

40

(7) Cheltuieli pentru informare şi publicitate: a) cheltuieli pentru informarea şi publicitatea aferente proiectului; b) cheltuieli pentru campaniile de conştientizare a publicului. (8) Cheltuieli aferente activităţilor de audit, cu respectarea prevederilor contractului de finanţare; (9) Cheltuieli pentru procurarea de bunuri necesare funcţionării unităţilor de implementare a proiectului de la nivelul beneficiarului în limita echivalentului în lei a maxim 10.000 Euro, în funcţie de complexitatea proiectului, cu respectarea prevederilor art. 2 şi în conformitate cu prevederile contractului de finanţare; (10) Cheltuielile cu leasingul financiar sunt eligibile dacă sunt îndeplinite prevederile art. 2 şi ale art. 11 din H.G. nr. 759/2007. Cheltuielile generale de administraţie eligibile aferente desfăşurării activităţii personalului implicat în managementul proiectului de la nivelul beneficiarului, pentru axele prioritare 1 – 5, sunt următoarele:

a) cheltuieli pentru apă şi canalizare; b) cheltuieli cu servicii de salubrizare; c) cheltuieli cu energie electrică; d) cheltuieli cu energie termică şi/sau gaze naturale; e) cheltuieli pentru telefoane, fax, internet şi poştă; f) cheltuieli cu închiriere spaţii; g) cheltuieli pentru întreţinere spaţii.

Cheltuielile generale de administraţie prevăzute la art. 4 sunt eligibile după cum urmează: a) în limita a maxim 0,2% din valoarea totală eligibilă a proiectului pentru proiectele cu o valoare totală eligibilă mai mare decât echivalentul în lei a 25 milioane Euro; b) în limita a maxim 1% din valoarea totală eligibilă a proiectului pentru proiectele cu o valoare totală eligibilă cuprinsă între echivalentul în lei a 5 - 25 milioane Euro; b) în limita a maxim 5% din valoarea totală eligibilă a proiectului pentru proiectele cu o valoare totală eligibilă mai mică decât echivalentul în lei a 5 milioane de Euro; b) în limita a maxim 10% din valoarea totală eligibilă a proiectului pentru proiectele cu o valoare totală eligibilă mai mică decât echivalentul în lei a 1 milion de Euro. Metoda de calcul folosită pentru calculul pro-ratei pentru decontarea cheltuielilor generale de administraţie se va stabili de către Autoritatea de Management şi se va ataşa în anexă la contractul de finanţare.

II. Cheltuieli specifice Axei prioritare 3

II.1. Cheltuieli pentru amenajarea terenului: a) cheltuieli pentru amenajarea terenului şi lucrări de pregătire a amplasamentului - defrişări, demolări, evacuări materiale rezultate, devieri reţele de utilităţi din amplasament, drenaje, epuismente (cele care nu sunt aferente lucrărilor pentru investiţia de bază), devieri de cursuri de apă etc. b) cheltuieli pentru lucrări şi acţiuni de protecţie a mediului, inclusiv lucrări şi acţiuni având ca scop refacerea cadrului natural după finalizarea lucrărilor. II.2. Cheltuieli pentru asigurarea utilităţilor necesare funcţionării obiectivului, precum alimentarea cu energie electrică, gaze naturale, agent termic, telefonie, apă, canalizare, căi de acces, după caz.

41

II.3. Cheltuielile pentru investiţia de bază vizând retehnologizarea, reabilitarea, extinderea, modernizarea instalaţiilor mari de ardere în vederea reducerii poluării: a) cheltuielile aferente construcţiilor şi instalaţiilor, echipamentelor şi utilajelor tehnologice pentru reducerea emisiilor de oxizi de sulf, oxizi de azot şi pulberi; b) cheltuieli pentru execuţia, reabilitarea, extinderea, modernizarea sistemelor de automonitorizare a emisiilor şi a procesului de ardere aferente instalaţiilor mari de ardere, echipamente de laborator, sisteme pentru colectarea şi transmiterea datelor privind emisiile de poluanţi de la instalaţiile mari de ardere. II.4. Cheltuieli auxiliare aferente investiţiilor prevăzute la punctul 3.3: a) cheltuieli pentru construcţia, reabilitarea, extinderea, modernizarea facilităţilor de colectare, transport şi depozitare a deşeurilor solide provenite din procesul de ardere; b) cheltuieli pentru închiderea depozitelor de zgură şi cenuşă neconforme; c) cheltuieli pentru construcţia, reabilitarea, extinderea reţelelor de transport şi distribuţie a apei calde şi a agentului termic, precum şi a construcţiilor aferente acestora; d) cheltuieli pentru echipamente de detectare a pierderilor, cheltuieli pentru contorizarea apei calde şi a agentului termic în reţeaua publică etc; II.5 Cheltuielile auxiliare prevăzute la art. 3.4. sunt eligibile numai dacă sunt realizate în completarea investiţiei de bază. II.6. Cheltuieli pentru organizare de şantier a) cheltuieli pentru lucrări de construcţii şi instalaţii aferente organizării de şantier care cuprind cheltuielile legate de nivelări ale terenurilor naturale, dezafectări locale de căi de comunicaţie sau construcţii, branşarea la utilităţi, realizarea căilor de acces temporare, construcţii sau amenajări la construcţii existente etc; b) cheltuieli conexe organizării de şantier, precum: obţinerea autorizaţiei de execuţie a lucrărilor de organizare de şantier, taxe de amplasament, închirieri semne de circulaţie, întreruperea temporară a reţelelor de transport sau distribuţie de apă, canalizare, agent termic, energie electrică, gaze naturale, a circulaţiei rutiere, căi ferate, navale sau aeriene, contractele de asistenţă cu poliţia rutieră, contracte temporare cu furnizorii de utilităţi, cu unităţi de salubrizare etc. II.7. Cheltuieli pentru cote legale: a) cota aferentă inspecţiei pentru controlul calităţii lucrărilor de construcţii, cota pentru controlul statului în amenajarea teritoriului, urbanism şi pentru autorizarea lucrărilor de construcţii; b) cota aferentă Casei Sociale a Constructorilor.

42

Anexa 4 DECLARAŢIE DE ELIGIBILITATE

Subsemnatul <nume, prenume> în calitate de <funcţie / reprezentant legal / împuternicit> al <denumire solicitant>, cunoscând că falsul în declaraţii este pedepsit de legea penală, cu prilejul depunerii Cererii de Finanţare pentru proiectul <denumire proiect>, în cadrul Programului Operaţional Sectorial de Mediu 2007-2013, declar pe propria răspundere că:

1. proiectul pentru care se solicită finanţare nu a mai beneficiat de finanţare din fonduri publice în ultimii 5 ani înainte de data depunerii cererii de finanţare pentru acelaşi tip de activităţi. În situaţia în care o astfel de finanţare va fi disponibilă după transmiterea cererii de finanţare sau în timpul implementării proiectului, <denumire solicitant> va informa de urgenţă Autoritatea de Management pentru Programul Operaţional Sectorial de Mediu şi Organismul Intermediar din regiunea <denumire regiune>

2. <denumire solicitant> nu se află în nici una din situaţiile de mai jos: • este în stare de insolvenţă, conform prevederilor legii nr.273/2006 privind finanţele publice

locale, cu modificarile si completarile ulterioare; • este declarat într-o situaţie gravă de încălcare a prevederilor legislaţiei privind achiziţiile

publice şi/sau a obligaţiilor asumate printr-un contract/acord de finanţare din fonduri publice;

• nu şi-a îndeplinit obligaţiile de plată a impozitelor, taxelor şi contribuţiilor de asigurări sociale către bugetele componente ale bugetului general consolidat, în conformitate cu prevederile legale în vigoare;

• nu am suferit condamnări definitive din cauza unei conduite profesionale îndreptate împotriva legii, decizie formulată de o autoritate de judecată ce are forţă de res judicata (ex. împotriva căreia nu se poate face recurs);

• nu am fost subiectul unei judecăţi de tip res judicata pentru fraudă, corupţie, implicarea în organizaţii criminale sau în alte activităţi ilegale, în detrimentul intereselor financiare ale Comunităţii Europene;

3. infrastructura şi terenul pe care se face investiţia îndeplinesc cumulativ următoarele condiţii la data depunerii cererii de finanţare:

o sunt libere de orice sarcini o nu fac obiectul unor litigii în curs de soluţionare la instanţele judecătoreşti cu privire la

situaţia juridică o nu fac obiectul revendicărilor potrivit unor legi speciale în materie sau dreptului comun

4. proiectul pentru care se solicită finanţare respectă şi va continua să respecte prevederile naţionale şi comunitare în următoarele domenii: promovarea egalităţii de şanse şi politica nediscriminatorie; dezvoltarea durabilă, tehnologia informaţiei; achiziţiile publice; ajutorul de stat precum şi orice alte prevederi legale aplicabile instrumentelor structurale;

5. proiectul respectă şi va continua să respecte prevederile legislaţiei naţionale referitoare la eligibilitatea cheltuielilor.

Declar că sunt pe deplin autorizat să semnez această declaraţie în numele <denumire solicitant>. Declar, de asemenea, că afirmaţiile din această declaraţie sunt adevărate şi că informaţiile incluse în aceasta sunt corecte. Ştampila: Semnătura:

Data:

43

Anexa 5

DECLARAŢIE DE ANGAJAMENT

Subsemnatul <nume, prenume> în calitate de <funcţie / reprezentant legal / împuternicit> al <denumire solicitant>, solicitant de finanţare pentru realizarea proiectului <denumire proiect>, pentru care am depus prezenta Cerere de Finanţare, cunoscând că falsul în declaraţii este pedepsit de legea penală, declar următoarele:

1. <denumire solicitant> va asigura valoarea aferentă cofinanţării şi costurile neeligibile aferente proiectului, in valoare de ……....…RON, reprezentând ......... % din valoarea totală a proiectului;

2. în situaţia în care unul sau mai mulţi parteneri care cofinanţează proiectul îşi vor reduce sau îşi va retrage contribuţia financiară, <denumire solicitant> va asigura fondurile necesare co-finanţării proeictului;

3. <denumire solicitant> va menţine proprietatea infrastructurii construite/ modernizate/ reabilitate şi natura activităţii pentru care s-a acordat finanţare, pe o perioadă de cel puţin 5 ani după finalizare / dare în exploatare şi va asigura exploatarea şi întreţinerea în această perioadă;

4. sunt conştient că <denumire solicitant> este singurul responsabil din punct de vedere legal şi financiar faţă de Autoritatea de Management pentru Programul Operaţional Sectorial de Mediu pentru implementarea proiectului;

Declar că sunt pe deplin autorizat să semnez această declaraţie în numele <denumire solicitant>.

Declar, de asemenea, că afirmaţiile din această declaraţie sunt adevărate şi că informaţiile incluse în aceasta sunt corecte.

Ştampila:

Semnătura:

Data:

  • Axa Prioritară 3 POS Mediu
  • „Reducerea poluării şi minimizarea efectelor schimbărilor climatice prin reabilitarea sistemelor de încălzire urbană, vizând atingerea ţintelor de eficienţă energetică în zonele prioritare identificate”
  • Introducere
  • Definiţii şi Abrevieri
  • I. INFORMAŢII GENERALE
    • I.1 Programul Operaţional Sectorial de Mediu 2007-2013
    • I.2 Axa Prioritară 3 – “Reducerea poluării şi minimizarea efectelor schimbărilor climatice prin reabilitarea sistemelor de încălzire urbană, vizând atingerea ţintelor de eficienţă energetică în zonele prioritare identificate”
      • Cadrul legislativ pentru sectorul de încălzire urbană
        •  OUG nr. 243/28.11.2000 (M.Of. 633/06.12.2000) privind protecţia atmosferei, aprobată prin Legea nr. 655/20.11.2001 (OJ No 773/04.12.2001);
  • II. REGULI PRIVIND PREGĂTIREA ŞI EVALUAREA PROIECTELOR
    • II. 1. Reguli privind pregătirea proiectelor
  • III. CRITERII DE SELECŢIE A PROIECTELOR DE INVESTIŢII
    • III.1 Criterii privind admisibilitatea
    • III. 2 Criterii de eligibilitate

Atasament: 26_Annex_2.10.1-2_CET_South_Actual_RO.pdf

Annex 2.10.1-2: CET South, actual situation

LCP 6 LCP 7

iesire IC

pompe IC etapa 2

intrare IC

turbian cu Pompe cazan abur 15,7 MW

pompe IC etapa 1

5x10t/h cazane de schimbatoare IC pornire 3x58 MW

Cazan cu abur 1 82 MW

Cazan cu abur 2 82 MW

Cazan cu abur 3 82 MW

Grup

CAF 1 116 MW

CAF 2 116 MW

Grup

Atasament: 27_Annex_4.2_1_National_AllocationPlan_RO.pdf

PLAN DE ALOCARE NAŢIONALĂ PENTRU ROMÂNIA

pentru 2007 şi perioada 2008-2012

8.2. Lista instalaţiilor şi repartizărilor propuse pentru limitele admise pentru 2008-2012

Nr Numele instalaţiei Numele operatorului

Judeţ Activitatea principală

Sector Repartizare 2008-2012

Obs

1 SC Termoelectrica SA- SE

Borzeşti

SC Termoelectrica SA

Bacau Producţia de electricitate

Energetic 1249518

2 SC Termoelectrica SA- SE

Brăila

SC Termoelectrica SA

Brăila Producţia de electricitate

Energetic 2659181

3 SC Termoelectrica SA- SE

Doiceşti

SC Termoelectrica SA

Dâmboviţa Producţia de electricitate

Energetic 1978746

4 SC Complexul energetic Craiova SA – SE Isalnita

SC Complexul energetic Craiova

SA

Dolj Producţia de electricitate

Energetic 13526693 (5)

5 SC Complexul Energetic Rovinari SA

SC Complexul Energetic Rovinari

SA

Gorj Producţia de electricitate

Energetic 24222537 (5)

6 SC Complexul Energetic Turceni SA

SC Complexul Energetic Turceni

SA

Gorj Producţia de electricitate

Energetic 28183496 (5)

7 SC Electrocentrale Bucureşti SA- SE Mureş- CTE Iernut

SC Electrocentrale Bucureşti SA

Mureş Producţia de electricitate

Energetic 5159772

8 SC CET ARAD SA- CET Lignit

SC CET ARAD SA- CET

Arad Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 2142508

9 SC CET ARAD SA- CET Hidrocarburi

SC CET ARAD SA Arad Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 175181 (4)

10 SC TERMOFICARE 2000- Piteşti Sud

SC TERMOFICARE 2000

Argeş Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 1018755

11 SC TERMOFICARE 2000- Găvana

SC TERMOFICARE 2000

Argeş Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 695926 (4)

12 SC TERMON SRL SC TERMON SRL Bacău Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 567709

13 SC CET SA Bacău- Inst. nr. 1

SC CET SA Bacău Bacău Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 1389809

14 SC CET SA Bacău- Inst. nr. 2

SC CET SA Bacău Bacău Producţia de căldură

Energetic 37093

15 SC UZINA TERMICA COMĂNEŞTI SA

SC UZINA TERMICA

COMĂNEŞTI SA

Bacău Producţia de căldură

Energetic 64734

16 SC Electrocentrale Oradea SA

SC Electrocentrale Oradea SA

Bihor Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 5459362 (4)

17 Direc�ia de Termoficare a

Municipiului Bistri�a

Direc�ia de Termoficare a Municipiului

Bistri�a Năsăud

Producţia de căldură

Energetic 18669

PLAN DE ALOCARE NAŢIONALĂ PENTRU ROMÂNIA

pentru 2007 şi perioada 2008-2012

Nr Numele instalaţiei Numele operatorului

Judeţ Activitatea principală

Sector Repartizare 2008-2012

Obs

Bistri�a 18 SC TERMICA SA

BOTO�ANI SC TERMICA SA Boto�ani Producţia de

electricitate şi căldură

Energetic 424490 (4)

19 SC CET Bra�ov SA- CET Bra�ov

SC CET Bra�ov SA

Bra�ov Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 1736507

20 SC CET Bra�ov SA- CT METROM

SC CET Bra�ov SA

Bra�ov Producţia de căldură

Energetic 122532

21 SC CET Brăila SC CET Brăila Brăila Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 696456 (4)

22 Regia Autonomă Municipală ”RAM” Buzău

Regia Autonomă Municipală ”RAM”

Buzău

Buzău Producţia de căldură

Energetic 274896

23 SC Electrocentrale Bucure�ti SA- SE Bucure�ti- CET

Progresu

SC Electrocentrale Bucure�ti SA

Bucure�ti Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 2551615 (4)

24 SC Electrocentrale Bucure�ti SA- SE Bucure�ti- CET Bucure�ti Vest

SC Electrocentrale Bucure�ti SA

Bucure�ti Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 3093315 (4)

25 SC Electrocentrale Bucure�ti SA- SE

Bucure�ti- CET Titan

SC Electrocentrale Bucure�ti SA

Bucure�ti Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 384881 (4)

26 SC Electrocentrale Bucure�ti SA- SE Bucure�ti- CET

Grozăve�ti

SC Electrocentrale Bucure�ti SA

Bucure�ti Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 1471989 (4)

27 SC Electrocentrale Bucure�ti SA- SE Bucure�ti- CET Bucure�ti Sud

SC Electrocentrale Bucure�ti SA

Bucure�ti Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 7303352 (4)

28 SC VEST ENERGO SC VEST ENERGO Bucure�ti Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 171656 (4)

29 R.A.D.E.T.- centrala CTZ Casa Presei

R.A.D.E.T. Bucure�ti

Bucure�ti Producţia de căldură

Energetic 151304

30 SC Electrocentrale Bucure�ti- SE

Constan�a- CET PALAS

SC Electrocentrale Bucure�ti SA

Bucure�ti Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 2854168 (4)

31 Centrala Termică de Zonă

Regia Autonomă de Termoficare

Cluj-Napoca

Cluj Producţia de căldură

Energetic 94492

32 CCNE CT ZONA SOMES NORD

SC COLONIA CLUJ-NAPOCA ENERGY SRL

Cluj Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 155796 (4)

33 SC CET ENERGOTERM RE�I�A SA

SC CET ENERGOTERM RE�I�A SA

Cara� Severin

Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 388694 (4)

34 SC TERMICA SA SC TERMICA SA Dâmbovi� Producţia de Energetic 299391 (4)

PLAN DE ALOCARE NAŢIONALĂ PENTRU ROMÂNIA

pentru 2007 şi perioada 2008-2012

Nr Numele instalaţiei Numele operatorului

Judeţ Activitatea principală

Sector Repartizare 2008-2012

Obs

TÂRGOVI�TE TÂRGOVI�TE a electricitate şi căldură

35 SC Complexul Energetic Craiova SA- SE Craiova

II

Complexul Energetic Craiova

Dolj Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 7225171 (5)

36 Sc Uzina Termica Calafat SA

Sc Uzina Termica Calafat SA

Dolj Produc�ia de căldură

Energetic 56130

37 SC ELECTROCENTRALE GALATI SA

SC ELECTROCENTRAL

E GALATI SA

Gala�i Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 4799382

38 SC Uzina Termoelectrică Giurgiu SA

SC Uzina Termoelectrică

Giurgiu SA

Giurgiu Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 1112089

39 SC Uzina de Agent Termic �i Alimentare

cu Apă

SC Uzina de Agent Termic �i

Alimentare cu Apă

Gorj Produc�ia de căldură

Energetic 172611

40 SC Termoelectrica SA- SE Păro�eni

SC Termoelectrica SA

Hunedoara Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 3935172 (4)

41 SC Electrocentrale Deva SA

SC Electrocentrale Deva SA

Hunedoara Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 18438247 (4)

42 SC Acvacalor SA Brad SC Acvacalor SA Brad

Hunedoara Produc�ia de căldură

Energetic 77061

43 SC CET IA�I SA CET Ia�i I

SC CET IA�I Ia�i Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 1291348 (4)

44 SC CET IA�I SA CET Ia�i II

SC CET IA�I Ia�i Producţia de electricitate şi căldură

Energetic

2205883 (4)

45 R.A.A.N. Sucursala ROMAG TERMO

R.A.A.N. Sucursala ROMAG

TERMO

Mehedin�i Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 11325522 (4)

46 SC Enrgomur SA, Centrala Termică nr.2

Dâmbul Pietros

SC Enrgomur SA, Mure� Produc�ia de căldură

Energetic 27809 (5)

47 SC DALKIA TERMO PRAHOVA SRL, Punct de

lucru Brazi

SC DALKIA TERMO PRAHOVA

SRL

Prahova Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 2282274 (4)

48 SC UZINA ELECTRICA ZALAU SA

SC UZINA ELECTRICA ZALAU SA

Sălaj Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 533768

49 SC CET Govora SC CET Govora Vâlcea Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 7255965 (4)

50 SC TERMICA VASLUI SA SC TERMICA VASLUI SA

Vaslui Produc�ia de căldură

Energetic 179965 (5)

51 SC TERMICA SA Suceava- CET pe huila

SC TERMICA SA Suceava

Suceava Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 2013805 (5)

52 SC TERMICA SA Suceava- CT pe

SC TERMICA SA Suceava

Suceava Produc�ia de căldură

Energetic 166948

PLAN DE ALOCARE NAŢIONALĂ PENTRU ROMÂNIA

pentru 2007 şi perioada 2008-2012

Nr Numele instalaţiei Numele operatorului

Judeţ Activitatea principală

Sector Repartizare 2008-2012

Obs

hidrocarburi 53 SC SERVICII

COMUNALE SA RĂDĂU�I CENTRALA

TERMICĂ

SC SERVICII COMUNALE SA

RĂDĂU�I

Suceava Produc�ia de căldură

Energetic 68868

54 SC Terma-Serv SRL CAF 5M

SC Terma-Serv Teleorman Produc�ia de căldură

Energetic 55365

55 CET TIMI�OARA CENTRU

SC COLTERM SA Timi� Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 717921 (4)

56 CT TIMI�OARA SUD SC COLTERM SA Timi� Produc�ia de căldură

Energetic 946075

57 CAF NR. 1 SC ENERGOTERM TULCEA SA

Tulcea Produc�ia de căldură

Energetic 76551

58 SC ENET SA FOC�ANI SC ENET SA FOC�ANI

Vrancea Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 512890 (4)

59 SC GHCL UPSOM ROMANIA SA

SC GHCL UPSOM ROMANIA SA

Alba Industria chimică

Energetic 652820 (4)

60 SC KRONOSPAN SEBES SA

SC KRONOSPAN SEBES SA

Alba Industria lemnului

Energetic 143706

61 SC KRONOSPAN SEPAL SA

SC KRONOSPAN SEPAL SA

Alba Industria lemnului

Energetic 315668

62 SC HOLYINDUSTRIE SCHWEIGHOFER SRL

SC HOLYINDUSTRIE SCHWEIGHOFER

SRL

Alba Industria lemnului

Energetic 0 (3)

63 SC Automobile Dacia SA SC Automobile Dacia SA

Argeş Industria constructoar e de maşini

Energetic 874283 (5)

64 Staţia de dezbenzinare Merişani

PETROM SA+ Membru OMV

GRUP

Argeş Industria petrolieră

Energetic 108429

65 SC Chimcomplex SA Borzeşti- Instalaţii

ardere

SC Chimcomplex SA Borzeşti

Bacău Industria chimica

Energetic 179277 (5)

66 SC AMURCO SRL Bacău SC AMURCO SRL Bacău

Bacău Braşov Energetic 3721439

67 Centrala termică SC AEROSTAR SA BACĂU

SC AEROSTAR SA BACĂU

Bacău Industria aeronautică

Energetic 24394

68 SC DIANA FOREST SA- FIL MĂRGINENI

SC DIANA FOREST SA

BACĂU

Bacău Industria lemnului

Energetic 0 (3)

69 SC DIANA FOREST SA- FIL ONEŞTI

SC DIANA FOREST SA

BACĂU

Bacău Industria lemnului

Energetic 0 (3)

70 SC European Food SA SC European Food SA

Bihor Industria alimentară

Energetic 323318

71 SC Electroprecizia SA- Centrala termică

SC Electroprecizia SA

Braşov Industria electrotehnic

ă

Energetic 20617

72 SC Viromet SA SC Viromet SA Braşov Industria Energetic 344320

PLAN DE ALOCARE NAŢIONALĂ PENTRU ROMÂNIA

pentru 2007 şi perioada 2008-2012

Nr Numele instalaţiei Numele operatorului

Judeţ Activitatea principală

Sector Repartizare 2008-2012

Obs

chimica 73 SC IAR SA SC IAR SA Braşov Industria

aeronautică Energetic 22583

74 SC Nitrofertilizer SA Făgăraş

SC Nitrofertilizer SA Făgăraş

Braşov Industria chimica

Energetic 78447

75 SC NITROSERVICE SA SC NITROSERVICE

SA

Braşov Industria chimica

Energetic 251846

76 SC PROMEX Brăila SC PROMEX Brăila Brăila Industria metalelor feroase

Energetic 28253

77 SC Nusco Imobiliaria SRL CET

SC Nusco Imobiliaria SRL

Bucureşti Industria lemnului

Energetic 388100 (4)

78 SC CET GRIVITA SRL SC CET GRIVITA SRL

Bucureşti Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 224045 (4)

79 SC URSUS BREWERIES SA Sucursala Buzău

SC URSUS BREWERIES SA Sucursala Buzău

Buzău Industria alimentară

Energetic 39779

80 SC AGRANA ROMÂNIA SA BUZĂU

SC AGRANA ROMÂNIA SA

BUZĂU

Buzău Industria alimentară

Energetic 326542 (4)

81 SC UCM Reşiţa SA Punct de lucru Platforma ABC

SC UCM Reşiţa SA Caraş Severin

Industria constructoar e de maşini

Energetic 26084

82 SC UCM Reşiţa SA Punct de lucru Calnicel

SC UCM Reşiţa SA Caraş Severin

Industria constructoar e de maşini

Energetic 16839

83 SC Zahăr SA Călăraşi SC Zahăr SA Călăraşi

Călăraşi Industria alimentară

Energetic 98756

84 SC Uzina Termoelectrică Midia SA

SC Uzina Termoelectrică

Midia SA

Constanţa Industria petrolieră

Energetic 1259574

85 Societatea Naţională „Nuclearelectrica”SA-

Direcţia CNE Cernavodă

Societatea Naţională

„Nuclearelectrica” SA- Direcţia CNE

Cernavodă

Constanţa Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 54284

86 SC Terapia SA SC Terapia SA Cluj Industria farmaceutică

Energetic 41150

87 SC Carbochim SA SC Carbochim SA Cluj Industria produselor abrazive

Energetic 16119

88 SC ARGILLON ROMÂNIA SA

SC ARGILLON ROMÂNIA SA

Cluj Industria ceramică

Energetic 120822

89 SC ROMPETROL Petrochemicals SRL

SC ROMPETROL Petrochemicals

SRL

Constanţa Industria petrochimică

Energetic 494068

90 Secţia Terminal Midia PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Constanţa Industria petrolieră

Energetic 79483

91 Platforma Fixă Centrală PETROM SA- Industria Energetic 313034

PLAN DE ALOCARE NAŢIONALĂ PENTRU ROMÂNIA

pentru 2007 şi perioada 2008-2012

Nr Numele instalaţiei Numele operatorului

Judeţ Activitatea principală

Sector Repartizare 2008-2012

Obs

de Producţie (PFCP), Secţia 6 Producţie, Secţia 7 Producţie

Membru OMV GRUP

Constanţa petrolieră

92 SC Oţel INOX SA SC Oţel INOX SA Dâmboviţa Industria metalelor feroase

Energetic 313034

93 Bateria 6 Gorgoteni PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Dâmboviţa Industria petrolieră

Energetic 88370

94 Bateria 1 Moreni PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Dâmboviţa Industria petrolieră

Energetic 41776

95 Bateria 30 Pâscov PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Dâmboviţa Industria petrolieră

Energetic 40169

96 PETROM SA- Combinatul DOLJCHIM

Craiova

PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Dolj Industria petrolieră

Energetic 40169

97 SC CARGILL OILS SA PODARI

SC CARGILL OILS SA PODARI

Dolj Industria alimentară

Energetic 200837

98 Dezbenzinare Craiova PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Dolj Industria petrolieră

Energetic 68120

99 COMPRESOARE SLĂVUŢA

PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Dolj Industria petrolieră

Energetic 159389

100 COMPRESOARE BĂRBĂTEŞTI

PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Gorj Industria petrolieră

Energetic 126127

101 COMPRESOARE BULBUCENI

PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Gorj Industria petrolieră

Energetic 12874

102 COMPRESOARE BUSTUCHIN

PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Gorj Industria petrolieră

Energetic 126070

103 CENTRALA IPROM, STAŢII COMPRESOARE

PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Gorj Industria petrolieră

Energetic 156455

104 DEETANIZARE TURBUREA

PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Gorj Industria petrolieră

Energetic 198429

105 SC EXPUR SA URZICENI SC EXPUR SA URZICENI

Ialomiţa Industria alimentară

Energetic 41365

106 SC EXPUR SA URZICENI, P.L. Slobozia

SC EXPUR SA URZICENI

Ialomiţa Industria alimentară

Energetic 62383

107 SC AMONIL SA SC AMONIL SA Ialomiţa Industria chimică

Energetic 786495

108 SC MARR SUGAR ROMANIA SRL Urziceni

SC MARR SUGAR ROMANIA SRL

Ialomiţa Industria alimentară

Energetic 88053

109 SC ULTEX SA SC ULTEX SA Ialomiţa Industria alimentară

Energetic 75313

110 SC REMAR SA Paşcani SC REMAR SA Iaşi Industria Energetic 23900

PLAN DE ALOCARE NAŢIONALĂ PENTRU ROMÂNIA

pentru 2007 şi perioada 2008-2012

Nr Numele instalaţiei Numele operatorului

Judeţ Activitatea principală

Sector Repartizare 2008-2012

Obs

Paşcani materialelor rulante

111 SC DANUBIANA SA SC DANUBIANA SA

Ilfov Industria pneurilor

Energetic 150396

112 United Romanian Breweries Bereprod SRL

United Romanian Breweries

Bereprod SRL

Ilfov Industria alimentară

Energetic 30839

113 CUPROM SA Bucureşti- Sucursala Baia Mare

CUPROM SA Bucureşti-

Sucursala Baia Mare

Maramureş Industria metalelor neferoase

Energetic 96224

114 SC CILDRO SERVICE SRL

SC CILDRO SERVICE SRL

Mehedinţi Industria lemnului

Energetic 14560

115 SC Zahărul SA Luduş SC Zahărul SA Luduş

Mureş Industria alimentară

Energetic 116801

116 SC Azomureş SA SC Azomureş SA Mureş Industria ingrăşămin- telor chimice

Energetic 5348045 (4)

117 SC Mobex SA SC Mobex SA Mureş Industria lemnului

Energetic 9385

118 SC Prolemn SA SC Prolemn SA Mureş Industria lemnului

Energetic 0 (3)

119 SC Yarnea SRL Centrala Termică

SC Yarnea SRL Neamţ Industria chimică

Energetic 180262

120 SC AGRANA ROMANIA SA BUZĂU SUCURSALA

ROMAN

SC AGRANA ROMANIA SA

BUZĂU SUCURSALA

ROMAN

Neamţ Industria alimentară

Energetic 548368 (4)

121 ArcelorMittal TUBULAR PRODUCTS Roman SA

ArcelorMittal TUBULAR

PRODUCTS Roman SA

Neamţ Industria metalelor neferoase

Energetic 402929

122 SC ZAHĂR CORABIA SA SC ZAHĂR CORABIA SA

Olt Industria alimentară

Energetic 143930 (4)

123 SC IGO CARACAL SA SC IGO CARACAL SA

Olt Producţia de căldură

Energetic 81873

124 SC ALRO SA (SEDIU SECUNDAR)

SC ALRO SA Olt Industria metalelor neferoase

Energetic 471942 (5)

125 SC T.M.K.- ARTROM SA SC T.M.K.- ARTROM SA

Olt Industria metalelor feroase

Energetic 271361 (5)

126 SC Pirelli Tyres Romania SRL

SC Pirelli Tyres Romania SRL

Olt Industria pneurilor

Energetic 172022

127 SC ELECTROCARBON SA

SC ELECTROCARBON

SA

Olt Industria produselor carbonifere

Energetic 109770

128 SC ALRO SA SC ALRO SA Olt Industria metalelor neferoase

Energetic 359820

129 Staţia de Tratare Titei PETROM SA- Olt Industria Energetic 32071

PLAN DE ALOCARE NAŢIONALĂ PENTRU ROMÂNIA

pentru 2007 şi perioada 2008-2012

Nr Numele instalaţiei Numele operatorului

Judeţ Activitatea principală

Sector Repartizare 2008-2012

Obs

Icoana, Secţia MTT Gaze, Unitatea Ciureşti

Membru OMV GRUP

petrolieră

130 SC VICTORIA SA SC VICTORIA SA Prahova Industria pneurilor

Energetic 146857

131 Unitatea de Producţie Petrolieră Boldeşti,

Secţia Gaze, Bateria 17 Boldeşti-Scăieni

PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Prahova Industria petrolieră

Energetic 80336

132 SC ARDEALUL SA SC ARDEALUL SA Satu Mare Industria alimentară

Energetic 26940

133 SC UNIO SA SC UNIO SA Satu Mare Echipamente tehnologice

Energetic 140576

134 SILVANIA SILVANIA Sălaj Industria pneurilor

Energetic 77787

135 SC SILCOTUB SA Zalău SC SILCOTUB SA Zalău

Sălaj Industria metalelor feroase

Energetic 150792

136 SC Enercompa SRL SC Enercompa SRL

Sibiu Producţia de electricitate şi căldură

Energetic 59583 (4)

137 Centrala termică SC FACOS SA

SC FACOS SA Suceava

Suceava Industria alimentară

Energetic 102506 (5)

138 SC KOYO România SA SC KOYO România SA

Teleorman Industria constructoar e de maşini

Energetic 60448

139 SC DONAU CHEM SRL SC DONAU CHEM SRL

Teleorman Industria chimică

Energetic 1922365

140 SC Continental AP SRL SC Continental AP SRL

Timiş Industria pneurilor

Energetic 90584

141 CENTRALA TERMICĂ DEZBENZINARE

CALACEA

PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Timiş Industria petrolieră

Energetic 119173

142 SC Mondial SA SC Mondial SA Timiş Industria ceramică

Energetic 118243

143 SecţiaCET; Instalaţia CALCINARE Al(OH)3

SC ALUM SA TULCEA

Tulcea Industria metalelor neferoase

Energetic 3755950 (5)

144 SC RULMENŢI SA SC RULMENŢI SA Vaslui Industria constructoar e de maşini

Energetic 274509 (4)

145 SC Oltchim SA SC Oltchim SA Vâlcea Industria chimică

Energetic 431185 (1)

146 SC Laminate SA Bucureşti- Sucursala

Focşani

SC Laminate SA Bucureşti-

Sucursala Focşani

Vrancea Industria metalelor feroase

Energetic 40424

147 Combinatul Petrochimic ARPECHIM Piteşti

PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Argeş Industria petrolieră

Rafinării 7594821

148 SC RAFO SA SC RAFO SA Bacău Industria petrolieră

Rafinării 3522367

149 SC Rompetrol Rafinare SA

SC Rompetrol Rafinare SA

Constanţa Industria petrolieră

Rafinării 3378467

PLAN DE ALOCARE NAŢIONALĂ PENTRU ROMÂNIA

pentru 2007 şi perioada 2008-2012

Nr Numele instalaţiei Numele operatorului

Judeţ Activitatea principală

Sector Repartizare 2008-2012

Obs

150 SC Rompetrol Rafinare SA, Punct de lucru

Rafinăria Vega Ploieşti

SC Rompetrol Rafinare SA

Prahova Industria petrolieră

Rafinării 270628

151 PETROBRAZI PETROM SA- Membru OMV

GRUP

Prahova Industria petrolieră

Rafinării 8102697 (4)

152 SC PETROTEL-LUKOIL SA

SC PETROTEL- LUKOIL SA

Prahova Industria petrolieră

Rafinării 3958169 (6)

153 SC Rafinăria Astra Romana SA

SC Rafinăria Astra Romana SA

Prahova Industria petrolieră

Rafinării 748195

154 SC RAFINĂRIA STEAUA ROMÂNĂ SA CÂMPINA

SC RAFINĂRIA STEAUA ROMÂNĂ

SA CÂMPINA

Prahova Industria petrolieră

Rafinării 249034

155 SC PETROCHEMICAL TRADING SRL

SC PETROCHEMICAL

TRADING SRL

Prahova Industria petrolieră

Rafinării 993744 (5)

156 SC METALURGICA SA SC METALURGICA SA

Alba Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor feroase

63285

157 SC SATURN SA SC SATURN SA Alba Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor feroase

20856

158 SC DOOSAN IMGB SA SC DOOSAN IMGB SA

Bucureşti Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor feroase

610535

159 SC Semifabricate SA SC Semifabricate SA

Braşov Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor feroase

204127

160 SC TMK-REŞIŢA SA SC TMK-REŞIŢA SA

Caraş- Severin

Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor feroase

516596

161 SC Ductil Steel SA Buzău- Punct de Lucru

Oţelu Roşu

SC Ductil Steel SA Buzău

Caraş- Severin

Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor feroase

196679

PLAN DE ALOCARE NAŢIONALĂ PENTRU ROMÂNIA

pentru 2007 şi perioada 2008-2012

Nr Numele instalaţiei Numele operatorului

Judeţ Activitatea principală

Sector Repartizare 2008-2012

Obs

162 SC UCM Turnate SRL SC UCM Turnate SRL

Caraş- Severin

Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor feroase

29815

163 SC DONASID SA SC DONASID SA Călăraşi Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor feroase

196067 (5)

164 SC Mechel Câmpia Turzii SA

SC Mechel Câmpia Turzii SA

Cluj Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor feroase

703630 (5)

165 ARCELORMITTAL GALAŢI SA

ARCELORMITTAL GALAŢI SA

Galaţi Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor feroase

56677866 (5)

166 ARCELORMITTAL HUNEDOARA SA

SC ARCELORMITTAL HUNEDOARA SA

Hunedoara Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor feroase

1190490 (5)

167 SC SMR SA Balş SC SMR SA Balş Olt Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor feroase

265071

168 SC UPETROM 1 MAI SA SC UPETROM 1 MAI SA

Prahova Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor feroase

34095

169 SC TURNĂTORIA CENTRALĂ ORION SA

SC TURNĂTORIA CENTRALĂ ORION

SA

Prahova Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor feroase

26252

170 SC Mechtel Târgovişte SA

SC Mechtel Târgovişte SA

Dâmboviţa Industria metalelor feroase

Producţia şi

procesar ea

metalelor

918925

PLAN DE ALOCARE NAŢIONALĂ PENTRU ROMÂNIA

pentru 2007 şi perioada 2008-2012

Nr Numele instalaţiei Numele operatorului

Judeţ Activitatea principală

Sector Repartizare 2008-2012

Obs

feroase 171 SC Carmehouse Holding

SRL Braşov- Punct de lucru Valea Mare Pravat

SC Carmehouse Holding SRL

Braşov

Argeş Producţia de var

Var 985872

172 SC Prescon BV SA Fabrica de Lime Stejeris

SC Prescon BV SA Braşov Producţia de var

Var 630951

173 SC Simcor Lime SA Oradea- Punct de lucru

Medgidia

SC Simcor Lime SA Oradea

Constanţa Producţia de var

Var 325615

174 SC Carmeuse Holding SRL Braşov- Punct de

lucru Fieni

SC Carmeuse Holding SRL

Braşov

Dâmboviţa Producţia de var

Var 987042

175 SC Simcor Lime SA Oradea- Punct de lucru

TG-Jiu

SC Simcor Lime SA Oradea

Gorj Producţia de var

Var 424962

176 SC Carmeuse Holding SRL Braşov- Punct de

lucru Chiscadaga

SC Carmeuse Holding SRL

Braşov

Hunedoara Producţia de var

Var 724196

177 ARCELORMITTAL HUNEDOARA SA

ARCELORMITTAL HUNEDOARA SA

Hunedoara Industria Cimentului

Ciment 301090 (5)

178 SC Holcim (România) SA- Cement Câmpulung

SC Holcim (România) SA

Argeş Industria Cimentului

Ciment 3520085 (5)

179 SC Holcim (România) SA- Cement Aleşd

SC Holcim (România) SA

Bihor Industria Cimentului

Ciment 7032106 (5)

180 Lafarge Cement (România) SA- Punct de

lucru Hoghiz

Lafarge Cement (România) SA

Braşov Industria Cimentului

Ciment 6530426 (5)

181 Lafarge Cement (România) SA- Punct de

lucru Medgidia

Lafarge Cement (România) SA

Constanţa Industria Cimentului

Ciment 11761349

182 SC Carpatcement Holding SA- Sucursala

Fieni

SC Carpatcement Holding SA

Dâmboviţa Industria Cimentului

Ciment 4520654 (5)

183 SC Carpatcement Holding SA- Sucursala

Deva

SC Carpatcement Holding SA

Hunedoara Industria Cimentului

Ciment 3589000 (5)

184 SC Carpatcement Holding SA- Sucursala

Bicaz

SC Carpatcement Holding SA

Neamţ Industria Cimentului

Ciment 3673265 (5)

185 SC STIROM SA SC STIROM SA Bucureşti Industria sticlei

Sticlă 408392

186 SC FIROS SA SC FIROS SA Bucureşti Industria sticlei

Sticlă 60674

187 SC SAINT GOBAIN GLASS ROMANIA SRL

SC SAINT GOBAIN GLASS ROMANIA SRL

Călăraşi Industria sticlei

Sticlă 624415

188 SC GECSAT SA SC GECSAT SA Mureş Industria sticlei

Sticlă 99042

189 SC OMEGA PRODCOM SRL

SC OMEGA PRODCOM SRL

Mureş Industria sticlei

Sticlă 39544 (5)

190 SC STIMET SA SC STIMET SA Mureş Industria sticlei

Sticlă 152064

PLAN DE ALOCARE NAŢIONALĂ PENTRU ROMÂNIA

pentru 2007 şi perioada 2008-2012

Nr Numele instalaţiei Numele operatorului

Judeţ Activitatea principală

Sector Repartizare 2008-2012

Obs

191 SC GES GLASS SRL- BOLDEŞTI SCĂIENI

SC GES GLASS SRL

Prahova Industria sticlei

Sticlă 234177

192 SC Helios SA Punct de lucru Aştileu

SC Helios SA Bihor Industria ceramică

Ceramică 41557

193 SC TERAPLAST GP SA SC TERAPLAST GP SA

Bistriţa- Năsăud

Industria ceramică

Ceramică 8643 (5)

194 SC LASSELSBERGER SA BUCUREŞTI

SC LASSELSBERGER

SA

Bucureşti Industria ceramică

Ceramică 139139

195 KRONBERGER GRUP SA Satuc

KRONBERGER GRUP SA

Buzău Industria ceramică

Ceramică 34564

196 SC EURO CĂRĂMIDA SA SC EURO CĂRĂMIDA SA

Bihor Industria ceramică

Ceramică 24051

197 SC REFRACERAM SRL- Punct de lucru Reşiţa

SC REFRACERAM SRL

Caraş Severin

Industria ceramică

Ceramică 7555

198 SC SANEX SA SC SANEX SA Cluj Industria ceramică

Ceramică 258460

199 SC CERCON ARIEŞUL SA

SC CERCON ARIEŞUL SA

Cluj Industria ceramică

Ceramică 57302

200 SC DE PRODUSE CERAMICE SA Gherla

SC DE PRODUSE CERAMICE

Cluj Industria ceramică

Ceramică 17247

201 SC Prefab Construct SRL Cobadim

SC Prefab Construct SRL

Constanţa Industria ceramică

Ceramică 12914

202 SC Soceram SA Bucureşti- Sucursala

Doiceşti

SC Soceram SA Bucureşti

Dâmboviţa Industria ceramică

Ceramică 51800

203 SC WIENERBERGER Sisteme de cărămizi SRL- Punct de lucru

Gura Ocniţei

SC WIENERBERGER

Sisteme de cărămizi SRL

Dâmboviţa Industria ceramică

Ceramică 104885

204 SC „C.C.C.F.” SA BUCUREŞTI- Punct de lucru Agenţia CCCF Blocuri Ceramice

„Dunapor”

SC „C.C.C.F.” SA BUCUREŞTI

Giurgiu Industria ceramică

Ceramică 11528

205 SC Macofil SA SC Macofil SA Gorj Industria ceramică

Ceramică 32134 (5)

206 SC REFRACERAM SRL Punct de lucru Baru

SC REFRACERAM SRL

Hunedoara Industria ceramică

Ceramică 10461

207 SC CERAM MATERIAL CONSTRUCT SRL

SC CERAM MATERIAL

CONSTRUCT SRL

Ialomiţa Industria ceramică

Ceramică 1378

208 SC Soceram SA Sucursala Urziceni

SC Soceram SA Ialomiţa Industria ceramică

Ceramică 65702

209 SC Ceramics SA IAŞI SC Ceramics SA IAŞI

Iaşi Industria ceramică

Ceramică 191587 (5)

210 KRONBERGER GRUP SA SATUC SUCURSALA

TARGU MUREŞ

SC KRONBERGER GRUP SA SATUC

SUCURSALA TARGU MUREŞ

Mureş Industria ceramică

Ceramică 88894

211 SC CARS SA- Secţia 1- Hercules

SC CARS SA Mureş Industria ceramică

Ceramică 43544

PLAN DE ALOCARE NAŢIONALĂ PENTRU ROMÂNIA

pentru 2007 şi perioada 2008-2012

Nr Numele instalaţiei Numele operatorului

Judeţ Activitatea principală

Sector Repartizare 2008-2012

Obs

212 SC CARS SA- Secţia 1- Dâmbău

SC CARS SA Mureş Industria ceramică

Ceramică 46050

213 SC „SICERAM” SA SC „SICERAM” SA Mureş Industria ceramică

Ceramică 106707

214 SC „VULTURUL” SA SC „VULTURUL” SA

Prahova Industria ceramică

Ceramică 12783

215 SC CEMACON SA SC CEMACON SA Sălaj Industria ceramică

Ceramică 124089

216 SC WIENERBERGER Sisteme de cărămizi SRL- Punct de lucru

Sibiu

SC WIENERBERGER

Sisteme de cărămizi SRL

Sibiu Industria ceramică

Ceramică 194054

217 SC DUNAV INTERNATIONAL CONSTRUCT SRL

SC DUNAV INTERNATIONAL CONSTRUCT SRL

Timiş Industria ceramică

Ceramică 17888

218 SC LASSELSBERGER SA Punct de lucru Lugoj

SC LASSELSBERGER

SA

Timiş Industria ceramică

Ceramică 45534

219 SC Fabrica de cărămizi SRL Vaslui

SC Fabrica de cărămizi SRL

Vaslui

Vaslui Industria ceramică

Ceramică 3392

220 SC Celhart Donaris SA SC Celhart Donaris SA

Brăila Industria hârtiei şi a pastei de

hârtie

Hârtie şi pastă de hârtie

363520

221 SC SOMES SA DEJ SC SOMES SA DEJ

Cluj Industria hârtiei şi a pastei de

hârtie

Hârtie şi pastă de hârtie

351475 (4)

222 SC CELROM SA SC CELROM SA Mehedinţi Industria hârtiei şi a pastei de

hârtie

Hârtie şi pastă de hârtie

260459

223 SC AMBRO SA SC AMBRO SA Suceava Industria hârtiei şi a pastei de

hârtie

Hârtie şi pastă de hârtie

787342 (4)

224 SC PEHART TEC SA SC PEHART TEC SA

Alba Industria hârtiei şi a pastei de

hârtie

Hârtie şi pastă de hârtie

55309

225 SC Letea SA Bacău SC Letea SA Bacău

Bacău Industria hârtiei şi a pastei de

hârtie

Hârtie şi pastă de hârtie

217311

226 SC ECOPAPER SA SC ECOPAPER SA Braşov Industria hârtiei şi a pastei de

hârtie

Hârtie şi pastă de hârtie

93726 (5)

227 SC COMCEH SA SC COMCEH SA Călăraşi Industria hârtiei şi a pastei de

Hârtie şi pastă de hârtie

111021

PLAN DE ALOCARE NAŢIONALĂ PENTRU ROMÂNIA

pentru 2007 şi perioada 2008-2012

Nr Numele instalaţiei Numele operatorului

Judeţ Activitatea principală

Sector Repartizare 2008-2012

Obs

hârtie 228 SC PETROCART SA SC PETROCART

SA Neamţ Industria

hârtiei şi a pastei de

hârtie

Hârtie şi pastă de hârtie

108760

229 SC VRANCART SA SC VRANCART SA Vrancea Industria hârtiei şi a pastei de

hârtie

Hârtie şi pastă de hârtie

100488

SC Oltchim SA SC Oltchim SA Vâlcea Producţia de var

Var 528585 (1)

Repartizare totală 349671593

Note

(1) Instalaţii cu repartizări din două sectoare: energie şi var

(2) Instalaţii ce ies din plan începând cu 2008

(3) Instalaţii pe biomasă

(4) Instalaţii cu bonus de cogenerare

(5) Instalaţii cu bonus reacţie rapidă

Atasament: 28_Annex_5.3.2-2_Boiler_GasEngine_Comparison_Ro.pdf

Annex 5.3.2-2: Boiler-gas engine comparison

Solutie cazan

Solutie dispozitiv

Subsidy on

Cazan Cazan Dispozitiv el - sale price: GN GN GN Year Euro/MWH

Descriere Scenarier: < 20 MW <20MW (1-5 MW) 2009 22 Vanzare de energie termica si electrica 2010 22 Capacitate instalata (Nota 7) MW-th 2,7 1,3 2,8 2011 22 Ore cu sarcina intreaga h/år 6.800 931 5.105 2012 19 Vanzare energie termica MWh/år 7.903 1.186 6.718 2013 19 Vanzare energie termica, productie, distribut % 100% 15% 85% 2014 19 Capacitate de energie termica instalata MW-energie termica 2,60 1,27 1,32 2015 17 Capacitate de energie electrica instalata MW-energie electr 1,1 2016 15 Vanzare energie electrica (MWh/y) MWh/år 0 0 5.574 2017 15 Pret vanzare, energie electrica (Nota 3) Euro/MWh 69 1 2018 11 Vanzare energie electrica 1000 Euro/an 0 0 383 2019 11 Cumparare combustibil 2020 0 Canitate 2021 0 Eficienta energie electrica % 0% 0% 39% 2022 0 Efiecienta energie termica 95% 95% 47% 2023 0 Total eficienta 95% 95% 86% 2024 0 Energie termica - si productie de energie electrica MWh/år 7.903 1.186 12.292 2025 0 Cumparare combustibil MWh/år 8.319 1.248 14.293 2026 0 Preturi 2027 0 Preturi unitare (Nota 4) Euro/MWh 30,1 30,1 30,1 2028 0 Cumparare combustibil 1000 Euro/year 250 38 430 Disc. rate 5,5 Investitii in unitati de productie: NPV 146 Investitii specifice (Nota 5) 1000 Euro/MW 192 156 2.108 PMT 12,2 Investitii specifice daca e o unitate noua 1000 Euro/MW-th Investitii totale 1000 Euro 499 199 2.302 Total investitii, daca e o unitate noua 1000 Euro Subventii pentru investitii % Total investitii minus subventiile 1000 Euro 499 199 2.302 Durata de viata År 20 20 20 Rata a scontului (Nota 6) % 5,5 5,5 5,5 Investitii anuale 1000 Euro/an 42 17 193 Costuri operationale, excl. combustibili Costuri variable O&I Euro/MWh 0 0 9 Total O&I % din investitie 3,5 3,5 0 O&I total 1000 Euro/an 17 7 121 Costuri anuale totale Costuri minus venit, (excl. vanzare ener term1000 Euro/an 310 Vanzare anuala de energie termica MWh/år 7.903 Annuised heat price Euro/MWh 39,2

Note:

4. Estimare pret combustibil gaz natural: Pretul gazului natural local, dec 2007 pret actualizat conform ANRE = 298 Euro/1000 m3 NG = 30,1 Euro/MWh (9,9 MWh/1000 m3 NG)

5. Investitia specifica este calculata pe MW de capacitate de generare de energie termica respectiv electrica. Nivelul investitiei specifice este estimata potrivit razei investitiei. Preturile sunt marite cu 56% din cauza cresterii globale a preturilor energiei si otelului si pentru a include sarcinile de sprijin, consultanta sau analiza. Conexiunea cu grila de gaz natural: 36.000 € si conexiunea la electricitate 400 v net, 200.000 €.

6. Rata de scont este fixata la 5,5%.

7. Capacitate necesara, 2,6 MW caldura, 7900 MWh/statie (133 statii). Capacitate proiectata - distributie motor/cazan: 50/50

Master Plan Sistem de Incalzire Centralizata, Timisoara, calculul pretului productiei de energie termica, tehnologii pentru productia descentralizata de energie termica

423 7.903 53,5

3. Pret de vanzare Annuised pentru energia electrica, bazat pe dezvoltarea reala a subventiilor si o rata a scontului de 5,5% p.a. este calculata la 12,2 Euro/MWh (vezi celula M9-m30).

1. Daca nu se mentioneaza altundeva sunt utilizate foile de date "Instalatii generatoare de energie termica si electrica, versiune 3, 20.06.08" si "Informatii privind pretul combustibilului si energiei termice si subventiile, Decembrie 2007, exclusiv TVA".

2. S-a utilizat rata de schimb valutar Euro/Ron din decembrie 2007 - valoare corespunzand 3,54 Ron/Euro.

3. Pretul energiei electrice vandut catre grila, decembrie 2007 (Timisoara): zi - 84,3 Euro/MWh; noapte - 33,8 Euro/MWh; pret mediu piata - 59,05 Euro/MWh

3. Toate instalatiile CHP sunt toate estimate a avea "o eficienta ridicata a cogenerarii" potrivit Legii Energiei. Astfel, subventia pentru energia electrica este adaugata la pretul pietei

Atasament: 29_Annex_5.3.2-3_Technology_Catalogue_RO.pdf

Anexa 5.3.2-3: Catalog tehnologic

Date tehnologice pentru instalaţii de producţie a energiei termice şi electrice Bazate pe experienţa daneză/ Date tehnologice pentru instalaţii de generare a electricităţii şi a căldurii (Autoritatea Daneză pentru Energie). Totuşi, datele pentru stratul fluidizat sunt redactate de proiectul PPP. Cifrele aldine sunt modificate pentru planurile principale ale dezvoltării sistemului de încălzie central, printre altele pentru a reflecta cerinţele BAT actuale. Nivelul preţurilor este cel al preţurilor la data de 1.01. 2008, a se vedea notele de sub tabel. Alte cifre se referă la nivelul din 2002 şi nu sunt ajustate la nivelul preţurilor din 2008. Tehnologia

Eficienţa Totală

Eficienţa Electric

Durata de viaţă tehnică

Investiţii specifice

Costuri totale O&M

Costuri fixe O&M

Costuri variabile O&M

Emisii

% % (sarcină medie)

Ani Mil. €/MW capacitate

€/MW/an €/MWh SO2 kg/GJ

combustibil

NOx kg/GJ

combustibil

CO2 tonă/GJ

combustibil Instalaţii electrice cu biomasă la scară largă (biomasă 100% )1

90% 45% 30 1,3 25.000 2,7 0,015 0,04 0

Instalaţii Large scale co- firing power plant (80% cărbune, 20% biomasă)2

93% 52% 30 1,2 22.000 3 0,027 0,04

Turbine pe gaz – ciclu singular (40-125 MW)

92% 42-47% 25 0,44-0,53 6.700-8.000 2-3 0 0,006

Turbine pe gaz – ciclu singular (20 MW)

91% 38% 25 1,25 8.000 3 0 0,006

Turbine pe gaz- ciclu combinat (100-400 MW)

90% 56-60% 30 0,4-0,70 11.000- 14.000

1,5 0 0,02

Turbine pe gaz- ciclu combinat (20 MW)

89% 48% 25 1,25 10.000 3 0 0,02

Instalaţii centrale de biogaz (550 tone/alimentare zilnică)3

39,3% 20 3,5 25 €/an/MWh 0,019 0,54

Energie geotermală

25 1,1 3,2 €/ an /MWh - - -

Instalaţie de incinerare a 95% 24% 20 5,5 (MWe) 222.0004 21 0,014 0,082

1 Fuel treatment and feed-in system, Boilere pe abur de mare presiune, turbine pe bază de aburi, generator �i boiler cu sistem de recuperare a gazelor de evacuare (apă caldă sau aburi). 2 Fuel treatment and feed-in system, Boilere pe abur de mare presiune, turbine pe bază de aburi, generator �i boiler cu sistem de recuperare a gazelor de evacuare (apă caldă sau aburi). Biomasă: Lemn. 3 Corespunzător unei alimentări de 2 MW, 28-35 Nm3 gaZ/m3 materie primă

Anexa 5.3.2-3: Catalog tehnologic

deşeurilor (tiraj 15 tone/oră=50MW) Waste DH plant (20-50MW)5

98%6 - 20 1,4 (MWcăldură)

44.0007 4,5 0,014 0,082

Boilere de incălzire centrală pe bază de gaz (1-20MW)

100% 20 0,12 2-5% din investiţie/an

0,003 0,042

Motoare pe bază de gaz natural8 (1-5 MW)

92% 42% 20 1,56 8 €/an/MWh

Boilere de incălzire centrală pe bază de aşchii de lemn (25 MW)

108 % - 20 0,47 3% din investiţie/an

0 0,08

Boilere cu strat fluidizat (Mărime medie 70 MW)

87 % 87 % 20 0,53 8% din investiţie/an

Note: Costurile specifice pe unitate sunt actualizate din 2002 până în 2008, incluzând creşterile recente datorate cereri mari a instalaţiei, echipamentelor, etc. (creştere de 30%) În plus, un procent de 20 % reprezentând: consultanţă, managementul proiectului, rata dobânzii pe perioada construcţiei şi diverse costuri au fost adăugate precedentelor costuri unitare DAE din 2002. Astfel, în total, toate investiţiile specifice din catalogul DEA sunt multiplicate cu 1,56.

4 Pr. MWelectricity installed 5 Capacitate minimă de încărcare: 75% 6 Cu condensare de gaze evacuate 7 Pr. MW heat installed 8 Motor cu aprindere prin scântei

Atasament: 30_Annex_5.3.2-4_Unit_Costs_RO.pdf

Annex 5.3.2-4: Unit Costs

Reinstalare CAF 50 Gcal/h gaz CET Centru 4,4 1) 1,2 10) 5,28

Reinstalare CAF 100 Gcal/h gaz CET Centru 3,9 1) 1,2 10) 4,68

Reinstalare cazan cu abur 100 t/h pe lignit 7,3 2) 7,3

Reinstalare cazan apa calda 100 Gcal/h pe lignit 7,3 2) 7,3

Dozator biomasa 0,6 3) 0,6

Cazan cu abur pe biomasa 100 t/h (82 MWt) 0,3 1,3 9) 1,2 10) 38

Cazan cu abur pe lignit pe FBC 121 MW (150 t/h) 40,65 4) 1,3 9) 1,2 10) 63,4

Cazan apa calda pe lignit pe FBC 87 MW (75 Gcal/h) 27,15 4) 1,3 9) 1,2 10) 42,4

Instalatie de desulfurizat 17 5) 1,2 10) 20,4

Echipament de monitorizare a gazelor de ardere 0,1 1) 0,1

Retele de transport-partea ramasa 57 6) 1,2 10) 68,4

Retele de distributie-parte ramasa 35 6) 1,2 10) 42

Substatii 2,82 6) 1,2 10) 3,38

Schimbatoare de frecventa pentru pompele de transport 3,86 7) 1,3 9) 1,2 10) 6,02

Substatii echipate cu cazane pe gaz 0,43 0,43

Reechiparea retelei de transport gaz 55 8) 55

Reechiparea retelei de ditributie gaz 30 8) 30

Cazan pe gaz pentru cladiri, 2000 kW 0,035 0,035

Cazan pe gaz pentru locuinte 0,002 0,002

Valori obtinute din:

1) Costul altor echipamente similare achizitionate de COLTERM in 2007-2008

2) Costul echipamentelor similare, ponderea partilor mecanice si automatizare - sursa: ICPET

3) Oferta pentru echipamente similare pentru CET Govora, prin SCAM Management&Lemntek

4) Calculate prin compararea cu un cazan cu abur pe FBC de 87 MWt cu un cost de 29,6 MEUR (121 MW/87 MW x 29,6 MEUR = 41,2 MEUR)

5)Prezentare Alstrom, Bucuresti, mai 2008 (instalatie DESOX de 500.000 Ncm/h gaze de ardere, continut de 4.000 mg/Nmc SO2)

6) Studiu de fezabilitate sau Strategie pusa la dispozitie de COLTERM

7) Cost general al unui schimbator de frecventa (FC): [P (MW)/3.5] 0,7 x 550000 + 20000 EUR

CET Sud: 1 FC x 800 kW; 1 FC x 250 kW; 1 FC x 630 kW; 1 FC x 1600 kW; 1 instalatie de recirculare; regulatoare de presiune diferentiate

CET Centru: 1 FC x 1300 kW; 1 FC x 250 kW; 2 instalatii de recirculare; regulatoare de presiune diferentiate

8) Reecgiparea retelei de transport/distributie gaz reprezinta aproximativ 50% din valoarea retelei de transport/distributie enrgie termica

9) Factor de multiplicare 1,3: Valoarea investitiei specifice actualizata din 2002 pana in 2008, inclusiv marirea recenta datorata solicitarii instalatiei

10) Factor de multiplicare 1,2: acopera consultanta, gestionarea proiectului, diferite costuri etc.

Comentariu Factor Costul interventiei

ComentariuInterventie Catalog pret unitar (nivel 2002) Anexa

5.3.2-3

Alte preturi similare

Factor Comentariu

Atasament: 31_Annex_5.3.2-5_Breakdown_costs_Interventions_RO.pdf

Annex 5.3.2-5: Breakdown of costs for interventions

Investment Value Calculation Comments

Arzatoare cu nivel scazut de Nox in CET Centru 14,9 4,68x2 + 5,28 + 3 x 0,1 2 CAF 100 Gcal/h + 1 CAF 50 Gcal/h + 3 FGME 1)

Reabilitarea retelei de transport 74,4 68,4 + 6,02 Buget general din studiu de fezabilitate existent

Reabilitarea retelei de distributie 42 42 Buget general din strategia existenta

Reabilitarea substatiilor 3,38 3,38 Buget general din strategia existenta

3 cazane cu abur pe biomasa 100 t/h (82 MWt) Lucrari suplimentare in CET Sud (3x82 MWt) 114 38 x 3

Arzatoare cu nivel scazut de Nox in CET Centru 10,1 5,28 + 4,68 + 2x0,1 1 CAF 50 Gcal/h + 1 CAF 100 Gcal/h + 2 FGME

Lucrari suplimentare in CET Sud (reinstalarea cazanelor cu abur, DESOX) 42,5 3x7,3 + 20,4 + 2x0,1 instalarea a 3 cazane cu abur pe lignit+2 FGME+1 DESOX 2)

Lucrari suplimentare in CET Sud (instalarea de cazana apa calda, DESOX) 35,1 2x7,3+20,4+2x0,1 instalarea a 2 cazane apa calda pe lignit + DESOX + 2 FGME

Lucrari suplimentare in CET Sud (instalarea de cazane cu abur, DESOX, dozator de biomasa) 43,1 3x7,3+20,4+2x0,1+0,6

instalarea a 3 cazane cu abur pe lignit+DESOX+2 FGME + dozator biomasa

Lucrari suplimentare in CET Sud (instalarea de cazane apa calda, DESOX, dozator biomasa) 35,7 2x7,3+20,4+2x0,1+0,6

instalarea a 2 cazane apa calda pe lignit+DESOX + 2 FGME + dozator biomasa

Lucrari suplimentare in CET Sud (FBC cu abur 121 MWt, dozator de biomasa) 64,1 63,4 + 0,6 + 0,1

cazan cu abur pe lignit FBC 3) 121 MW + 1 dozator biomasa + 1 FGME

Lucrari suplimentare in CET Sud (apa calda FBC 87 MWt, dozator biomasa) 43,1 42,4+0,6 + 0,1

cazan apa calda pe lignit FBC 87 MW + 1 dozator biomasa + 1 FGME

Partial descentralizat: reabilitarea si reconstructia substatiilor pana la centralele cazan 149,2 55+30+133x0.438+7,1

Reechiparea retelei de transport gaz + reteau de distributie gaz + 133 substatii echipate cu cazane pe gaz + extinderea pentru consumatori noi

Cazane in fiecare bloc de apartamente 175 5000x0.035 5.000 clienti cu cazane pe gaz in cladiri 2000 kW

Cazane pentru locuinte in 30% din locuinte 56,7 28,350x0,002 28.350 apartamente cu cazane pe gaz pentru locuinte

Extinderea sistemului individual de incalzire 8 4.000x0,002 4000 apartamente cu cazane pe gaz pentru locuinte

1) FGME= Echipament monitorizare gaz de ardere 2) DESOX = Instalatie de desulfurizare 3) FBC = Combustie in plat fluidizat

Atasament: 32_Annex_8.1_NPV_Timisoara_RO.pdf

Annex 8.1: NPV for normal gas price

Total investitii in fiecare scenariu An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 TOTAL investitii A 25,62 16,98 20,63 15,85 20,63 15,85 15,85 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 TOTAL investitii C 139,72 19,74 20,63 15,85 15,85 15,85 15,85 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 TOTAL investitii E2 25,62 19,74 20,63 37,85 36,25 15,85 15,85 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 TOTAL investitii E3 25,62 19,74 20,63 15,85 50,95 15,85 15,85 - - - - - - - - - - - - - TOTAL investitii F2 25,62 19,74 20,63 38,45 36,25 15,85 15,85 - - - - - - - - - - - - - TOTAL investitii F3 26,22 19,74 20,63 15,85 50,95 15,85 15,85 - - - - - - - - - - - - - TOTAL investitii F2 scazut 25,62 19,74 20,63 37,85 36,25 15,85 15,85 - - - - - - - - - - - - - TOTAL investitii F3 scazut 26,22 19,74 20,63 37,85 36,25 15,85 15,85 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 TOTAL investitii G2 26,22 83,84 20,63 15,85 15,85 15,85 15,85 - - - - - - - - - - - - - TOTAL investitii G3 26,22 62,84 20,63 15,85 15,85 15,85 15,85 - - - - - - - - - - - - - TOTAL investitii Termica Descentralizat 6 149,241 6 6 6 6 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,77 1,77 1,77 1,77 TOTAL investitii Locuinte Descentralizat 175 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6

DN TOTAL investitii Referinta E2 scazur 25,62 19,74 20,63 37,85 36,25 15,85 15,85 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total costuri combustibil in fiecare scenariu An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 TOTAL costuri combustibil A 49,89 48,76 47,57 46,41 45,35 45,19 45,69 44,32 43,32 42,20 30,44 29,78 29,16 28,58 27,97 27,87 27,93 27,99 28,06 28,12 TOTAL costuri combustibil C 45,52 49,85 49,50 47,44 46,45 46,34 46,54 44,65 43,31 41,81 32,47 31,37 30,47 29,43 28,21 27,36 27,36 27,36 27,36 27,36 TOTAL costuri combustibil E2 46,29 45,15 44,80 42,81 41,85 41,76 42,03 40,24 38,97 37,55 25,48 24,46 23,64 22,70 21,57 20,84 20,84 20,84 20,84 20,84 TOTAL costuri combustibil E3 44,48 43,35 43,00 41,04 40,08 40,00 40,31 38,55 37,31 35,92 21,08 20,09 19,29 18,40 17,30 16,62 16,62 16,62 16,62 16,62 TOTAL costuri combustibil F2 45,52 44,38 44,03 42,06 41,09 41,01 41,30 39,52 38,27 36,86 24,80 23,79 22,98 22,06 20,94 20,23 20,23 20,23 20,23 20,23 TOTAL costuri combustibil F3 44,19 43,06 42,71 40,76 39,80 39,72 40,03 38,28 37,05 35,66 23,63 22,64 21,85 20,96 19,87 19,19 19,19 19,19 19,19 19,19 TOTAL costuri combustibil F2 scazut 45,97 44,75 44,35 42,24 41,11 41,11 41,53 40,01 38,92 37,68 23,77 24,70 23,75 22,82 21,57 20,95 20,95 20,95 20,95 20,95 TOTAL costuri combustibil F3 scazut 44,89 43,68 43,28 41,18 40,06 40,06 40,50 38,98 37,90 36,68 24,72 23,71 22,79 21,87 20,64 20,04 20,04 20,04 20,04 20,04 TOTAL costuri combustibil G2 47,20 46,05 43,94 41,97 41,01 40,91 41,17 39,34 38,05 36,61 24,52 23,48 22,64 21,68 20,54 19,80 19,80 19,80 19,80 19,80 TOTAL costuri combustibil G3 46,33 44,87 43,56 41,59 40,64 40,54 40,80 38,97 37,68 36,25 24,16 23,13 22,29 21,34 20,20 19,47 19,47 19,47 19,47 19,47 TOTAL costuri combustibil Termica Descentralizat 39,69 39,04 38,37 37,69 37,00 36,29 35,58 35,12 34,65 34,16 33,67 33,16 32,63 32,10 31,55 31,78 32,01 32,24 32,47 32,69 TOTAL costuri combustibil Locuinte Descentralizat 33,93 33,56 33,16 32,76 32,34 31,91 31,46 31,01 30,54 30,05 30,40 29,88 29,34 28,79 28,22 28,46 28,69 28,93 29,17 29,40

DN TOTAL costuri combustibil Referinta E2 scazut 46,60 45,37 44,97 42,85 41,72 41,72 42,14 40,61 39,51 38,27 24,31 25,27 24,32 23,37 22,11 21,48 21,48 21,48 21,48 21,48

Total costuri de O&I in fiecare scenariu An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 TOTAL costuri de O&I A 15,15 15,09 14,64 13,06 12,96 12,86 12,76 12,69 12,62 12,56 12,83 12,75 12,68 12,60 12,53 12,54 12,56 12,57 12,59 12,60 TOTAL costuri de O&I C 21,39 21,34 21,10 15,91 15,87 15,82 15,78 15,74 15,71 15,68 15,71 15,67 15,63 15,59 15,55 15,57 15,59 15,60 15,62 15,64 TOTAL costuri de O&I E2 21,39 21,34 21,10 15,91 15,87 16,99 16,93 16,90 16,85 16,81 16,85 16,80 16,75 16,70 16,64 16,67 16,69 16,71 16,73 16,75 TOTAL costuri de O&I E3 22,75 22,70 22,45 17,26 17,21 18,43 18,36 18,32 18,27 18,22 18,24 18,18 18,12 18,06 18,00 18,02 18,05 18,08 18,10 18,13 TOTAL costuri de O&I F2 21,39 21,34 21,10 15,91 15,87 19,97 19,88 19,83 19,77 19,71 19,73 19,66 19,59 19,51 19,43 19,47 19,50 19,53 19,56 19,60 TOTAL costuri de O&I F3 22,75 22,70 22,45 17,26 17,21 18,24 18,17 18,13 18,08 18,03 18,06 18,00 17,94 17,88 17,82 17,84 17,87 17,90 17,92 17,95 TOTAL costuri de O&I F2 scazut 21,43 21,38 21,13 15,94 15,90 16,92 16,87 16,83 16,79 16,75 16,83 16,78 16,74 16,69 16,61 16,66 16,68 16,67 16,72 16,74 TOTAL costuri de O&I F3 scazut 22,56 22,51 22,25 17,06 17,02 17,92 17,86 17,82 17,78 17,74 17,81 17,76 17,71 17,66 17,54 17,63 17,65 17,61 17,70 17,72 TOTAL costuri de O&I G2 19,26 19,21 19,16 15,58 15,53 15,68 15,63 15,59 15,55 15,51 15,64 15,60 15,55 15,50 15,45 15,47 15,49 15,51 15,53 15,55 TOTAL costuri de O&I G3 19,33 19,28 19,15 15,36 15,31 15,41 15,35 15,32 15,28 15,24 15,37 15,33 15,28 15,23 15,18 15,20 15,22 15,24 15,26 15,28 TOTAL costuri de O&I Termica Descentralizat 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 7,02 7,05 7,08 7,11 TOTAL costuri de O&I Locuinte Descentralizat 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00

DN TOTAL costuri de O&I Referinta E2 scazut 21,43 21,38 21,13 15,94 15,90 16,83 16,78 16,74 16,71 16,67 16,74 16,70 16,65 16,60 16,53 16,58 16,60 16,59 16,64 16,66

Total venituri electricitate in fiecare scenariu An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 TOTAL venituri electricitate A 12,47 12,31 12,16 12,01 11,85 11,70 11,55 11,39 11,24 10,79 - - - - - - - - - - TOTAL venituri electricitate C 15,65 15,45 15,26 15,05 14,85 14,65 14,41 14,18 13,96 13,44 2,40 2,15 2,11 2,05 2,00 1,94 1,94 1,94 1,94 1,94 TOTAL venituri electricitate E2 15,83 15,63 15,44 15,22 15,02 14,82 14,57 14,34 14,11 13,60 2,55 2,28 2,24 2,18 2,13 2,06 2,06 2,06 2,06 2,06 TOTAL venituri electricitate E3 12,70 12,54 12,38 12,23 12,07 11,91 11,73 11,58 11,42 10,98 - - - - - - - - - - TOTAL venituri electricitate F2 15,65 15,45 15,26 15,05 14,85 14,65 14,41 14,18 13,96 13,44 2,40 2,15 2,11 2,05 2,00 1,94 1,94 1,94 1,94 1,94 TOTAL venituri electricitate F3 12,66 12,50 12,34 12,20 12,04 11,87 11,70 11,54 11,39 10,94 - - - - - - - - - - TOTAL venituri electricitate F2 scazut 15,04 14,86 14,67 14,48 14,29 14,10 13,89 13,70 13,51 13,03 1,90 1,83 1,80 1,77 1,73 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 TOTAL venituri electricitate F3 scazut 12,68 12,52 12,37 12,21 12,05 11,89 11,76 11,59 11,43 10,98 - - - - - - - - - - TOTAL venituri electricitate G2 14,40 14,22 13,94 13,76 13,58 13,40 13,20 13,03 12,85 12,38 1,45 1,31 1,29 1,27 1,26 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 TOTAL venituri electricitate G3 12,60 12,45 12,28 12,14 11,98 11,82 11,64 11,50 11,35 10,90 - - - - - - - - - - TOTAL venituri electricitate Termica Descentralizat - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - TOTAL venituri electricitate Locuinte Descentralizat - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DN TOTAL venituri electricitate Referinta E2 scazut 15,19 15,00 14,82 14,62 14,43 14,24 14,03 13,83 13,64 13,15 2,02 1,95 1,91 1,88 1,84 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80

Total venit CO2 in fiecare scenariu An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Venituri CO2 A 1,37 1,48 1,59 1,70 - - - - - - - - - - - - - - - - Venituri CO2 C 1,84- 3,61 3,61 3,87 0,07- 0,07- 0,07- 0,06- 0,06- 0,06- 0,06- 0,06- 0,06- 0,06- 0,06- 0,05- 0,05- 0,05- 0,05- 0,05- Venituri CO2 E2 2,01- 1,84- 1,84- 1,50- 0,59- 0,59- 0,58- 0,57- 0,56- 0,55- 0,54- 0,53- 0,52- 0,50- 0,49- 0,48- 0,48- 0,48- 0,48- 0,48- Venituri CO2 E3 1,30- 1,14- 1,14- 0,81- 0,21- 0,21- 0,21- 0,20- 0,20- 0,20- 0,19- 0,19- 0,19- 0,18- 0,18- 0,17- 0,17- 0,17- 0,17- 0,17- Venituri CO2 F2 1,84- 1,67- 1,67- 1,33- 0,58- 0,57- 0,56- 0,55- 0,54- 0,53- 0,52- 0,51- 0,50- 0,49- 0,48- 0,46- 0,46- 0,46- 0,46- 0,46- Venituri CO2 F3 0,98- 0,82- 0,82- 0,50- 0,20- 0,20- 0,20- 0,19- 0,19- 0,19- 0,18- 0,18- 0,18- 0,17- 0,17- 0,16- 0,16- 0,16- 0,16- 0,16- Venituri CO2 F2 scazut 1,20- 1,03- 1,02- 0,67- 0,47- 0,47- 0,46- 0,46- 0,45- 0,45- 0,41- 0,44- 0,43- 0,42- 0,41- 0,40- 0,40- 0,40- 0,40- 0,40- Venituri CO2 F3 scazut 0,51- 0,34- 0,33- 0,01 0,16- 0,16- 0,16- 0,16- 0,16- 0,16- 0,16- 0,15- 0,15- 0,15- 0,14- 0,14- 0,14- 0,14- 0,14- 0,14- Venituri CO2 G2 0,67- 0,52- 1,17- 0,84- 0,41- 0,41- 0,41- 0,41- 0,40- 0,40- 0,40- 0,39- 0,39- 0,38- 0,38- 0,37- 0,37- 0,37- 0,37- 0,37- Venituri CO2 G3 0,60- 0,39- 0,28- 0,04 0,01 0,03 0,06- 0,23 0,42 0,65 - - - - - - - - - - Venituri CO2 Termica Descentralizat - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Venituri CO2 Locuinte Descentralizat - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DN Venituri CO2 Referinta E2 scazut 1,34- 1,17- 1,16- 0,80- 0,48- 0,48- 0,48- 0,47- 0,47- 0,46- 0,42- 0,45- 0,44- 0,43- 0,43- 0,42- 0,42- 0,42- 0,42- 0,42-

Annex 8.1: NPV for normal gas price

Diferenta fiecare scenariu si scenariul de referinta An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Combustibil Combustibil A 3,29- 3,39- 2,60- 3,56- 3,63- 3,47- 3,55- 3,71- 3,81- 3,93- 6,13- 4,51- 4,84- 5,21- 5,86- 6,40- 6,45- 6,52- 6,58- 6,64-

Combustibil C 1,08 4,48- 4,53- 4,59- 4,73- 4,63- 4,41- 4,04- 3,79- 3,54- 8,16- 6,10- 6,15- 6,06- 6,09- 5,88- 5,88- 5,88- 5,88- 5,88- Combustibil E2 0,31 0,23 0,17 0,04 0,13- 0,04- 0,10 0,37 0,54 0,72 1,17- 0,81 0,68 0,67 0,55 0,64 0,64 0,64 0,64 0,64 Combustibil E3 2,12 2,03 1,97 1,81 1,63 1,72 1,83 2,05 2,20 2,35 3,23 5,18 5,02 4,98 4,81 4,86 4,86 4,86 4,86 4,86 Combustibil F2 1,08 0,99 0,94 0,79 0,62 0,71 0,84 1,09 1,25 1,41 0,49- 1,48 1,34 1,32 1,17 1,24 1,24 1,24 1,24 1,24 Combustibil F3 2,41 2,31 2,26 2,09 1,91 2,00 2,11 2,32 2,47 2,61 0,69 2,63 2,47 2,42 2,25 2,28 2,28 2,28 2,28 2,28 Combustibil F2 scazut 0,63 0,62 0,62 0,61 0,61 0,61 0,60 0,60 0,59 0,59 0,54 0,57 0,56 0,55 0,54 0,53 0,53 0,53 0,53 0,53 Combustibil F3 scazut 1,70 1,69 1,69 1,67 1,65 1,65 1,64 1,62 1,61 1,60 0,41- 1,56 1,53 1,50 1,47 1,43 1,43 1,43 1,43 1,43 Combustibil G2 0,60- 0,68- 1,03 0,88 0,71 0,81 0,97 1,27 1,47 1,66 0,20- 1,79 1,67 1,69 1,57 1,68 1,68 1,68 1,68 1,68 Combustibil G3 0,26 0,50 1,41 1,26 1,08 1,18 1,34 1,63 1,83 2,02 0,15 2,14 2,02 2,03 1,91 2,01 2,01 2,01 2,01 2,01 Combustibil Termica Descentralizat 6,91 6,34 6,60 5,16 4,72 5,42 6,56 5,49 4,87 4,11 9,35- 7,89- 8,32- 8,73- 9,44- 10,30- 10,53- 10,76- 10,99- 11,22- Combustibil Locuinte Descentralizat 12,66 11,82 11,81 10,09 9,38 9,81 10,67 9,60 8,98 8,22 6,09- 4,61- 5,02- 5,42- 6,11- 6,98- 7,22- 7,45- 7,69- 7,92- Combustibil Referinta E2 scazut - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Diferenta fiecare scenariu si scenariul de referinta An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 O&I O&I A 6,27 6,29 6,49 2,88 2,94 3,97 4,02 4,05 4,08 4,11 3,91 3,94 3,97 4,00 4,00 4,04 4,04 4,02 4,05 4,06

O&I C 0,04 0,04 0,03 0,03 0,03 1,01 1,00 1,00 0,99 0,99 1,03 1,02 1,02 1,01 0,98 1,01 1,01 0,98 1,01 1,02 O&I E2 0,04 0,04 0,03 0,03 0,03 0,16- 0,15- 0,15- 0,15- 0,15- 0,10- 0,10- 0,10- 0,09- 0,12- 0,09- 0,09- 0,12- 0,10- 0,10- O&I E3 1,33- 1,32- 1,32- 1,32- 1,31- 1,60- 1,58- 1,57- 1,56- 1,55- 1,50- 1,49- 1,47- 1,45- 1,47- 1,45- 1,45- 1,49- 1,47- 1,48- O&I F2 0,04 0,04 0,03 0,03 0,03 3,14- 3,10- 3,09- 3,07- 3,05- 2,99- 2,96- 2,94- 2,90- 2,90- 2,89- 2,90- 2,94- 2,93- 2,94- O&I F3 1,33- 1,32- 1,32- 1,32- 1,31- 1,41- 1,39- 1,39- 1,38- 1,37- 1,32- 1,31- 1,29- 1,27- 1,29- 1,27- 1,27- 1,31- 1,29- 1,29- O&I F2 scazut - - - - - 0,09- 0,09- 0,09- 0,09- 0,09- 0,09- 0,09- 0,09- 0,08- 0,08- 0,08- 0,08- 0,08- 0,09- 0,09- O&I F3 scazut 1,13- 1,13- 1,13- 1,12- 1,12- 1,09- 1,09- 1,08- 1,08- 1,07- 1,07- 1,07- 1,06- 1,06- 1,01- 1,05- 1,06- 1,02- 1,06- 1,06- O&I G2 2,17 2,17 1,96 0,36 0,36 1,15 1,15 1,15 1,15 1,15 1,10 1,10 1,10 1,10 1,08 1,10 1,10 1,08 1,10 1,10 O&I G3 2,10 2,10 1,98 0,58 0,59 1,43 1,43 1,43 1,42 1,42 1,37 1,37 1,37 1,37 1,35 1,37 1,37 1,35 1,37 1,37 O&I Termica Descentralizat 14,44 14,39 14,14 8,95 8,91 9,84 9,79 9,75 9,72 9,68 9,75 9,71 9,66 9,61 9,54 9,59 9,58 9,54 9,56 9,55 O&I Locuinte Descentralizat 11,43 11,38 11,13 5,94 5,90 6,83 6,78 6,74 6,71 6,67 6,74 6,70 6,65 6,60 6,53 6,58 6,60 6,59 6,64 6,66 O&I Referinta E2 scazut - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Diferenta fiecare scenariu si scenariul de referinta An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Venituri electricitate

Venituri electricitate A 2,72- 2,69- 2,66- 2,62- 2,58- 2,55- 2,47- 2,44- 2,40- 2,37- 2,02- 1,95- 1,91- 1,88- 1,84- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80-

Venituri electricitate C 0,45 0,45 0,44 0,43 0,42 0,41 0,38 0,34 0,32 0,29 0,39 0,20 0,19 0,18 0,16 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14

Venituri electricitate E2 0,64 0,63 0,62 0,60 0,59 0,58 0,55 0,50 0,47 0,44 0,54 0,33 0,32 0,30 0,29 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27

Venituri electricitate E3 2,49- 2,46- 2,44- 2,39- 2,36- 2,34- 2,30- 2,26- 2,22- 2,18- 2,02- 1,95- 1,91- 1,88- 1,84- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80-

Venituri electricitate F2 0,45 0,45 0,44 0,43 0,42 0,41 0,38 0,34 0,32 0,29 0,39 0,20 0,19 0,18 0,16 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14

Venituri electricitate F3 2,53- 2,50- 2,48- 2,43- 2,39- 2,37- 2,33- 2,29- 2,25- 2,21- 2,02- 1,95- 1,91- 1,88- 1,84- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80-

Venituri electricitate F2 scazut 0,15- 0,15- 0,14- 0,14- 0,14- 0,14- 0,14- 0,13- 0,13- 0,13- 0,12- 0,11- 0,11- 0,11- 0,11- 0,11- 0,11- 0,11- 0,11- 0,11-

Venituri electricitate F3 scazut 2,51- 2,48- 2,45- 2,41- 2,37- 2,35- 2,27- 2,24- 2,21- 2,17- 2,02- 1,95- 1,91- 1,88- 1,84- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80-

Venituri electricitate G2 0,79- 0,78- 0,88- 0,86- 0,85- 0,84- 0,83- 0,81- 0,79- 0,77- 0,57- 0,64- 0,62- 0,60- 0,58- 0,56- 0,56- 0,56- 0,56- 0,56-

Venituri electricitate G3 2,59- 2,55- 2,53- 2,48- 2,44- 2,42- 2,38- 2,33- 2,29- 2,25- 2,02- 1,95- 1,91- 1,88- 1,84- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80-

Venituri electricitate Termica Descentralizat 15,19- 15,00- 14,82- 14,62- 14,43- 14,24- 14,03- 13,83- 13,64- 13,15- 2,02- 1,95- 1,91- 1,88- 1,84- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80-

Venituri electricitate Locuinte Descentralizat 15,19- 15,00- 14,82- 14,62- 14,43- 14,24- 14,03- 13,83- 13,64- 13,15- 2,02- 1,95- 1,91- 1,88- 1,84- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80-

Venituri electricitate Referinta E2 scazut - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Diferenta fiecare scenariu si scenariul de referinta An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Venit CO2 Venit CO2 A 2,71 2,64 2,75 2,50 0,48 0,48 0,48 0,47 0,47 0,46 0,42 0,45 0,44 0,43 0,43 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42

Venit CO2 C 0,49- 4,78 4,77 4,68 0,41 0,41 0,41 0,41 0,40 0,40 0,36 0,39 0,38 0,38 0,37 0,36 0,36 0,36 0,36 0,36 Venit CO2 E2 0,67- 0,68- 0,69- 0,70- 0,11- 0,11- 0,11- 0,10- 0,09- 0,09- 0,11- 0,08- 0,08- 0,07- 0,07- 0,06- 0,06- 0,06- 0,06- 0,06- Venit CO2 E3 0,04 0,03 0,01 0,00- 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27 0,26 0,23 0,26 0,26 0,25 0,25 0,24 0,24 0,24 0,24 0,24 Venit CO2 F2 0,49- 0,50- 0,52- 0,53- 0,10- 0,09- 0,09- 0,08- 0,08- 0,07- 0,10- 0,06- 0,06- 0,06- 0,05- 0,05- 0,05- 0,05- 0,05- 0,05- Venit CO2 F3 0,36 0,34 0,33 0,31 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,24 0,27 0,27 0,26 0,26 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 Venit CO2 F2 scazut 0,14 0,14 0,14 0,14 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 Venit CO2 F3 scazut 0,83 0,83 0,82 0,81 0,32 0,32 0,31 0,31 0,31 0,31 0,27 0,30 0,29 0,29 0,28 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27 Venit CO2 G2 0,67 0,65 0,01- 0,03- 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,03 0,06 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 Venit CO2 G3 0,74 0,78 0,88 0,84 0,49 0,51 0,42 0,70 0,89 1,11 0,42 0,45 0,44 0,43 0,43 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 Venit CO2 Termica Descentralizat 1,34 1,17 1,16 0,80 0,48 0,48 0,48 0,47 0,47 0,46 0,42 0,45 0,44 0,43 0,43 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 Venit CO2 Locuinte Descentralizat 1,34 1,17 1,16 0,80 0,48 0,48 0,48 0,47 0,47 0,46 0,42 0,45 0,44 0,43 0,43 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 Venit CO2 Referinta E2low - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Diferenta fiecare scenariu si scenariul de referinta An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Investitii Investitii A - 2,76 - 22,00 15,62 - - - - - - - - - - - - - - -

Investitii C 114,10- - - 22,00 20,40 - - - - - - - - - - - - - - - Investitii E2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Investitii E3 - - - 22,00 14,70- - - - - - - - - - - - - - - - Investitii F2 - - - 0,60- - - - - - - - - - - - - - - - - Investitii F3 0,60- - - 22,00 14,70- - - - - - - - - - - - - - - - Investitii F2 scazut - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Investitii F3 scazut 0,60- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Investitii G2 0,60- 64,10- - 22,00 20,40 - - - - - - - - - - - - - - - Investitii G3 0,60- 43,10- - 22,00 20,40 - - - - - - - - - - - - - - - Investitii Termica Descentralizat 19,62 129,50- 14,63 31,85 30,25 9,85 9,85 - - - - - - - - - 1,77- 1,77- 1,77- 1,77- Investitii Locuinte Descentralizat 149,38- 19,74 20,63 37,85 36,25 15,85 15,85 - - - - - - - - 1,60- 1,60- 1,60- 1,60- 1,60- Investitii Referinta E2 scazut - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Annex 8.1: NPV for normal gas price

Scenariu diferenta flux de numerar net si scenariul de referinta An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Totaluri Flux de numerar net A 2,97 5,62 3,98 21,21 12,83 1,56- 1,53- 1,63- 1,66- 1,73- 3,81- 2,06- 2,34- 2,65- 3,27- 3,74- 3,79- 3,88- 3,91- 3,97-

Flux de numerar net C 113,02- 0,79 0,71 22,54 16,53 2,80- 2,61- 2,30- 2,08- 1,86- 6,38- 4,49- 4,56- 4,49- 4,58- 4,37- 4,37- 4,39- 4,36- 4,36- Flux de numerar net E2 0,31 0,21 0,14 0,03- 0,38 0,27 0,39 0,62 0,77 0,93 0,85- 0,97 0,83 0,82 0,65 0,75 0,75 0,72 0,74 0,74 Flux de numerar net E3 1,66- 1,73- 1,77- 20,10 16,46- 1,95- 1,78- 1,51- 1,32- 1,12- 0,06- 2,01 1,89 1,90 1,75 1,86 1,85 1,82 1,84 1,83 Flux de numerar net F2 1,08 0,97 0,90 0,12 0,98 2,11- 1,97- 1,74- 1,58- 1,41- 3,19- 1,35- 1,47- 1,47- 1,62- 1,55- 1,56- 1,60- 1,59- 1,60- Flux de numerar net F3 1,69- 1,16- 1,21- 20,66 16,20- 1,50- 1,34- 1,07- 0,89- 0,69- 2,41- 0,35- 0,47- 0,47- 0,62- 0,53- 0,53- 0,57- 0,55- 0,55- Flux de numerar net F2 scazut 0,62 0,61 0,62 0,61 0,48 0,40 0,39 0,39 0,39 0,38 0,35 0,39 0,38 0,37 0,36 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 Flux de numerar net F3 scazut 1,71- 1,09- 1,06- 1,05- 1,52- 1,47- 1,40- 1,39- 1,37- 1,35- 3,23- 1,16- 1,16- 1,15- 1,10- 1,14- 1,14- 1,11- 1,15- 1,15- Flux de numerar net G2 0,84 62,74- 2,10 22,34 20,68 1,18 1,36 1,68 1,89 2,11 0,36 2,31 2,21 2,24 2,11 2,26 2,26 2,24 2,26 2,26 Flux de numerar net G3 0,09- 42,27- 1,73 22,20 20,11 0,69 0,80 1,42 1,85 2,31 0,07- 2,02 1,92 1,96 1,84 2,00 2,00 1,98 2,00 2,00 Flux de numerar net Thermal Descentralizat 27,11 122,61- 21,71 32,14 29,93 11,35 12,65 1,88 1,41 1,09 1,20- 0,32 0,13- 0,55- 1,31- 2,10- 4,11- 4,37- 4,58- 4,82- Flux de numerar net Dwellings Descentralizat 139,14- 29,10 29,90 40,07 37,58 18,73 19,75 2,98 2,51 2,19 0,94- 0,59 0,16 0,25- 1,00- 3,39- 3,60- 3,85- 4,03- 4,25- Flux de numerar net Reference E2 scazut - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Costuri totale (investitie si operatii minus profituri) An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Totaluri Cost total net A 76,83 67,04 69,08 61,61 67,09 62,20 62,75 45,61 44,71 43,97 43,27 42,53 41,83 41,18 40,50 40,41 40,48 40,56 40,64 40,72

Cost total net C 192,82 71,87 72,35 60,29 63,38 63,43 63,83 46,28 45,13 44,10 45,84 44,96 44,06 43,03 41,81 41,04 41,06 41,08 41,09 41,11 Cost total net E2 79,48 72,45 72,93 82,85 79,53 60,36 60,82 43,36 42,27 41,31 40,31 39,50 38,66 37,72 36,58 35,92 35,94 35,97 35,99 36,01 Cost total net E3 81,45 74,39 74,84 62,72 96,38 62,59 63,00 45,49 44,36 43,36 39,52 38,46 37,61 36,64 35,47 34,82 34,84 34,87 34,90 34,92 Cost total net F2 78,72 71,69 72,17 82,70 78,94 62,74 63,19 45,72 44,62 43,66 42,65 41,82 40,97 40,00 38,85 38,22 38,26 38,29 38,32 38,36 Cost total net F3 81,49 73,82 74,27 62,16 96,12 62,14 62,56 45,06 43,93 42,94 41,87 40,82 39,97 39,01 37,85 37,20 37,23 37,25 37,28 37,31 Cost total net F2 scazut 79,17 72,04 72,45 82,21 79,43 60,24 60,82 43,60 42,66 41,86 39,11 40,08 39,12 38,17 36,86 36,32 36,34 36,33 36,38 36,40 Cost total net F3 scazut 81,50 73,75 74,13 83,88 81,44 62,10 62,62 45,37 44,41 43,59 42,69 41,63 40,65 39,68 38,33 37,81 37,83 37,79 37,88 37,90 Cost total net G2 78,95 135,40 70,97 60,48 59,23 59,46 59,85 42,31 41,15 40,14 39,10 38,16 37,29 36,29 35,11 34,41 34,43 34,45 34,47 34,49 Cost total net G3 79,88 114,93 71,33 60,62 59,80 59,94 60,41 42,56 41,19 39,93 39,53 38,45 37,57 36,57 35,38 34,67 34,69 34,71 34,73 34,75 Cost total net Termica Descentralizat 52,68 195,27 51,36 50,68 49,99 49,28 48,57 42,11 41,64 41,15 40,66 40,15 39,62 39,09 38,54 38,77 40,80 41,06 41,32 41,57 Cost total net Locuinte Descentralizat 218,93 43,56 43,16 42,76 42,34 41,91 41,46 41,01 40,54 40,05 40,40 39,88 39,34 38,79 38,22 40,06 40,29 40,53 40,77 41,00 Cost total net Referinta E2 scazut 79,79 72,66 73,07 82,82 79,92 60,64 61,22 43,99 43,05 42,24 39,46 40,47 39,50 38,54 37,23 36,67 36,69 36,68 36,73 36,75

Total vanzari energie termica An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 A 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 C 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 E2 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 E3 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 F2 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 F3 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 F2 scazut 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 F3low 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 G2 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 G3 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430

Termica Descentralizat 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 Locuinte Descentralizat 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 Referinta E2 scazut 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430

Flux de numerar Cash flow Cost net Productie CMI

Fiecare energie termica

scenariu A B D E F=D/E

VNA (5.0%) RIR VNA (5.0%) NPV(5.0%) Mil EUR % Mil EUR TJ EUR/GJ

A 17,82 -1% 670,51 40.268,66 16,65 C -105,02 #DIV/0! 793,36 40.268,66 19,70 E2 5,61 #DIV/0! 682,73 40.268,66 16,95 E3 1,39 8% 686,95 40.268,66 17,06 F2 -10,69 25% 699,03 40.268,66 17,36 F3 -6,73 #DIV/0! 695,07 40.268,66 17,26 F2scazut 5,59 #DIV/0! 682,75 40.268,66 16,95 F3scazut -16,95 #DIV/0! 705,29 40.268,66 17,51 G2 -4,70 3% 693,03 40.268,66 17,21 G3 9,90 11% 678,44 40.268,66 16,85

Descentra lizat Termica -6,13 #DIV/0! 694,47 40.268,66 17,25 Descentra lizat Locuinte 6,44 7% 681,89 40.268,66 16,93 E2scazut 0,00 #NUM! 688,34 40.268,66 17,09

Atasament: 33_Annex_8.1_NPV_Timisoara_RO.pdf

Annex 8.1: NPV for high gas price

Total investitii in fiecare scenariu An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 TOTAL investitii A 25,62 16,98 20,63 15,85 20,63 15,85 15,85 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 TOTAL investitii C 139,72 19,74 20,63 15,85 15,85 15,85 15,85 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 TOTAL investitii E2 25,62 19,74 20,63 37,85 36,25 15,85 15,85 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 TOTAL investitii E3 25,62 19,74 20,63 15,85 50,95 15,85 15,85 - - - - - - - - - - - - - TOTAL investitii F2 25,62 19,74 20,63 38,45 36,25 15,85 15,85 - - - - - - - - - - - - - TOTAL investitii F3 26,22 19,74 20,63 15,85 50,95 15,85 15,85 - - - - - - - - - - - - - TOTAL investitii F2 scazut 25,62 19,74 20,63 37,85 36,25 15,85 15,85 - - - - - - - - - - - - - TOTAL investitii F3 scazut 26,22 19,74 20,63 37,85 36,25 15,85 15,85 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 TOTAL investitii G2 26,22 83,84 20,63 15,85 15,85 15,85 15,85 - - - - - - - - - - - - - TOTAL investitii G3 26,22 62,84 20,63 15,85 15,85 15,85 15,85 - - - - - - - - - - - - - TOTAL investitii Termica Descentralizat 6 149,241 6 6 6 6 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,77 1,77 1,77 1,77 TOTAL investitii Locuinte Descentralizat 175 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6

DN TOTAL investitii Referinta E2 scazut 25,62 19,74 20,63 37,85 36,25 15,85 15,85 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Costuri totale combustibil in fiecare scenariu An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 TOTAL costuri combustibil A 70,53 68,95 67,26 65,62 64,12 63,89 64,60 62,66 61,25 59,67 41,88 40,95 40,06 39,25 38,39 38,25 38,33 38,42 38,51 38,60 TOTAL costuri combustibil C 60,75 64,57 64,07 61,25 59,88 59,75 60,13 57,58 55,78 53,76 38,33 36,88 35,70 34,36 32,74 31,69 31,69 31,69 31,69 31,69 TOTAL costuri combustibil E2 62,81 61,21 60,72 57,95 56,60 56,48 56,92 54,44 52,69 50,72 32,54 31,14 30,02 28,75 27,20 26,24 26,24 26,24 26,24 26,24 TOTAL costuri combustibil E3 60,24 58,66 58,16 55,43 54,10 53,99 54,46 52,04 50,33 48,41 30,27 28,91 27,83 26,61 25,12 24,22 24,22 24,22 24,22 24,22 TOTAL costuri combustibil F2 60,75 59,16 58,66 55,93 54,59 54,48 54,95 52,51 50,80 48,86 30,72 29,35 28,26 27,04 25,53 24,62 24,62 24,62 24,62 24,62 TOTAL costuri combustibil F3 59,20 57,62 57,13 54,41 53,09 52,98 53,47 51,07 49,38 47,47 29,35 28,00 26,94 25,75 24,28 23,41 23,41 23,41 23,41 23,41 TOTAL costuri combustibil F2 scazut 62,07 60,37 59,80 56,85 55,28 55,28 55,91 53,78 52,26 50,54 29,94 31,09 29,80 28,53 26,82 25,99 25,99 25,99 25,99 25,99 TOTAL costuri combustibil F3 scazut 60,82 59,12 58,55 55,62 54,06 54,06 54,70 52,58 51,08 49,36 31,33 29,94 28,68 27,43 25,73 24,94 24,94 24,94 24,94 24,94 TOTAL costuri combustibil G2 64,53 62,92 59,87 57,11 55,77 55,63 56,01 53,45 51,64 49,62 31,39 29,95 28,79 27,46 25,87 24,86 24,86 24,86 24,86 24,86 TOTAL costuri combustibil G3 63,66 61,60 59,45 56,70 55,37 55,23 55,61 53,05 51,25 49,23 31,01 29,57 28,41 27,09 25,50 24,50 24,50 24,50 24,50 24,50 TOTAL costuri combustibil Termica Descentralizat 54,73 53,22 51,67 50,13 48,61 47,06 45,52 44,27 42,98 41,69 40,44 39,16 37,87 36,62 35,33 35,33 35,33 35,33 35,33 35,33 TOTAL costuri combustibil Locuinte Descentralizat 46,51 45,26 43,97 42,69 41,43 40,15 38,86 37,61 36,32 35,04 33,79 32,50 31,21 29,96 28,68 28,68 28,68 28,68 28,68 28,68

DN TOTAL costuri combustibil Referinta E2 scazut 63,74 62,03 61,46 58,49 56,91 56,91 57,52 55,37 53,85 52,11 31,38 32,62 31,30 30,01 28,26 27,40 27,40 27,40 27,40 27,40

Total costuri de O&I in fiecare scenariu An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 TOTAL costuri de O&I A 15,15 15,09 14,64 13,06 12,96 12,86 12,76 12,69 12,62 12,56 12,83 12,75 12,68 12,60 12,53 12,54 12,56 12,57 12,59 12,60 TOTAL costuri de O&I C 21,39 21,34 21,10 15,91 15,87 15,82 15,78 15,74 15,71 15,68 15,71 15,67 15,63 15,59 15,55 15,57 15,59 15,60 15,62 15,64 TOTAL costuri de O&I E2 21,39 21,34 21,10 15,91 15,87 16,99 16,93 16,90 16,85 16,81 16,85 16,80 16,75 16,70 16,64 16,67 16,69 16,71 16,73 16,75 TOTAL costuri de O&I E3 22,75 22,70 22,45 17,26 17,21 18,43 18,36 18,32 18,27 18,22 18,24 18,18 18,12 18,06 18,00 18,02 18,05 18,08 18,10 18,13 TOTAL costuri de O&I F2 21,39 21,34 21,10 15,91 15,87 19,97 19,88 19,83 19,77 19,71 19,73 19,66 19,59 19,51 19,43 19,47 19,50 19,53 19,56 19,60 TOTAL costuri de O&I F3 22,75 22,70 22,45 17,26 17,21 18,24 18,17 18,13 18,08 18,03 18,06 18,00 17,94 17,88 17,82 17,84 17,87 17,90 17,92 17,95 TOTAL costuri de O&I F2 scazut 21,43 21,38 21,13 15,94 15,90 16,92 16,87 16,83 16,79 16,75 16,83 16,78 16,74 16,69 16,61 16,66 16,68 16,67 16,72 16,74 TOTAL costuri de O&I F3 scazut 22,56 22,51 22,25 17,06 17,02 17,92 17,86 17,82 17,78 17,74 17,81 17,76 17,71 17,66 17,54 17,63 17,65 17,61 17,70 17,72 TOTAL costuri de O&I G2 19,26 19,21 19,16 15,58 15,53 15,68 15,63 15,59 15,55 15,51 15,64 15,60 15,55 15,50 15,45 15,47 15,49 15,51 15,53 15,55 TOTAL costuri de O&I G3 19,33 19,28 19,15 15,36 15,31 15,41 15,35 15,32 15,28 15,24 15,37 15,33 15,28 15,23 15,18 15,20 15,22 15,24 15,26 15,28 TOTAL costuri de O&I Termica Descentralizat 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 6,99 7,02 7,05 7,08 7,11 TOTAL costuri de O&I Locuinte Descentralizat 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00 10,00

DN TOTAL costuri de O&I Referinta E2 scazut 21,43 21,38 21,13 15,94 15,90 16,83 16,78 16,74 16,71 16,67 16,74 16,70 16,65 16,60 16,53 16,58 16,60 16,59 16,64 16,66

Total venit electricitate in fiecare scenariu An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 TOTAL venituri electricitate A 12,47 12,31 12,16 12,01 11,85 11,70 11,55 11,39 11,24 10,79 - - - - - - - - - - TOTAL venituri electricitate C 15,65 15,45 15,26 15,05 14,85 14,65 14,41 14,18 13,96 13,44 2,40 2,15 2,11 2,05 2,00 1,94 1,94 1,94 1,94 1,94 TOTAL venituri electricitate E2 15,83 15,63 15,44 15,22 15,02 14,82 14,57 14,34 14,11 13,60 2,55 2,28 2,24 2,18 2,13 2,06 2,06 2,06 2,06 2,06 TOTAL venituri electricitate E3 12,70 12,54 12,38 12,23 12,07 11,91 11,73 11,58 11,42 10,98 - - - - - - - - - - TOTAL venituri electricitate F2 15,65 15,45 15,26 15,05 14,85 14,65 14,41 14,18 13,96 13,44 2,40 2,15 2,11 2,05 2,00 1,94 1,94 1,94 1,94 1,94 TOTAL venituri electricitate F3 12,66 12,50 12,34 12,20 12,04 11,87 11,70 11,54 11,39 10,94 - - - - - - - - - - TOTAL venituri electricitate F2 scazut 15,04 14,86 14,67 14,48 14,29 14,10 13,89 13,70 13,51 13,03 1,90 1,83 1,80 1,77 1,73 1,69 1,69 1,69 1,69 1,69 TOTAL venituri electricitate F3 scazut 12,68 12,52 12,37 12,21 12,05 11,89 11,76 11,59 11,43 10,98 - - - - - - - - - - TOTAL venituri electricitate G2 14,40 14,22 13,94 13,76 13,58 13,40 13,20 13,03 12,85 12,38 1,45 1,31 1,29 1,27 1,26 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 TOTAL venituri electricitate G3 12,60 12,45 12,28 12,14 11,98 11,82 11,64 11,50 11,35 10,90 - - - - - - - - - - TOTAL venituri electricitate Termica Descentralizat - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - TOTAL venituri electricitate Locuinte Descentralizat - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DN TOTAL venituri electricitate Referinta E2 scazut 15,19 15,00 14,82 14,62 14,43 14,24 14,03 13,83 13,64 13,15 2,02 1,95 1,91 1,88 1,84 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80

Total venit CO2 in fiecare scenariu An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Venituri CO2 A 1,37 1,48 1,59 1,70 - - - - - - - - - - - - - - - - Venituri CO2 C 1,84- 3,61 3,61 3,87 0,07- 0,07- 0,07- 0,06- 0,06- 0,06- 0,06- 0,06- 0,06- 0,06- 0,06- 0,05- 0,05- 0,05- 0,05- 0,05- Venituri CO2 E2 2,01- 1,84- 1,84- 1,50- 0,59- 0,59- 0,58- 0,57- 0,56- 0,55- 0,54- 0,53- 0,52- 0,50- 0,49- 0,48- 0,48- 0,48- 0,48- 0,48- Venituri CO2 E3 1,30- 1,14- 1,14- 0,81- 0,21- 0,21- 0,21- 0,20- 0,20- 0,20- 0,19- 0,19- 0,19- 0,18- 0,18- 0,17- 0,17- 0,17- 0,17- 0,17- Venituri CO2 F2 1,84- 1,67- 1,67- 1,33- 0,58- 0,57- 0,56- 0,55- 0,54- 0,53- 0,52- 0,51- 0,50- 0,49- 0,48- 0,46- 0,46- 0,46- 0,46- 0,46- Venituri CO2 F3 0,98- 0,82- 0,82- 0,50- 0,20- 0,20- 0,20- 0,19- 0,19- 0,19- 0,18- 0,18- 0,18- 0,17- 0,17- 0,16- 0,16- 0,16- 0,16- 0,16- Venituri CO2 F2 scazut 1,20- 1,03- 1,02- 0,67- 0,47- 0,47- 0,46- 0,46- 0,45- 0,45- 0,41- 0,44- 0,43- 0,42- 0,41- 0,40- 0,40- 0,40- 0,40- 0,40- Venituri CO2 F3 scazut 0,51- 0,34- 0,33- 0,01 0,16- 0,16- 0,16- 0,16- 0,16- 0,16- 0,16- 0,15- 0,15- 0,15- 0,14- 0,14- 0,14- 0,14- 0,14- 0,14- Venituri CO2 G2 0,67- 0,52- 1,17- 0,84- 0,41- 0,41- 0,41- 0,41- 0,40- 0,40- 0,40- 0,39- 0,39- 0,38- 0,38- 0,37- 0,37- 0,37- 0,37- 0,37- Venituri CO2 G3 0,60- 0,39- 0,28- 0,04 0,01 0,03 0,06- 0,23 0,42 0,50 - - - - - - - - - - Venituri CO2 Termica Descentralizat - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Venituri CO2 Locuinte Descentralizat - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

DN Venituri CO2 Referinta E2 scazut 1,34- 1,17- 1,16- 0,80- 0,48- 0,48- 0,48- 0,47- 0,47- 0,46- 0,42- 0,45- 0,44- 0,43- 0,43- 0,42- 0,42- 0,42- 0,42- 0,42-

Annex 8.1: NPV for high gas price

Diferenta fiecare scenariu si scenariul de referinta An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Combustibil Combustibil A 6,79- 6,92- 5,80- 7,13- 7,21- 6,99- 7,08- 7,28- 7,40- 7,56- 10,50- 8,33- 8,76- 9,24- 10,13- 10,84- 10,92- 11,02- 11,11- 11,19-

Combustibil C 3,00 2,54- 2,61- 2,77- 2,98- 2,85- 2,62- 2,21- 1,93- 1,65- 6,95- 4,26- 4,39- 4,35- 4,48- 4,29- 4,29- 4,29- 4,29- 4,29- Combustibil E2 0,93 0,82 0,75 0,54 0,31 0,42 0,60 0,94 1,16 1,39 1,16- 1,48 1,29 1,26 1,06 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 Combustibil E3 3,51 3,37 3,30 3,06 2,81 2,92 3,05 3,33 3,52 3,70 1,11 3,71 3,47 3,39 3,14 3,18 3,18 3,18 3,18 3,18 Combustibil F2 3,00 2,87 2,80 2,56 2,31 2,43 2,57 2,86 3,05 3,24 0,66 3,27 3,04 2,97 2,73 2,78 2,78 2,78 2,78 2,78 Combustibil F3 4,55 4,41 4,34 4,07 3,82 3,93 4,04 4,30 4,47 4,64 2,03 4,61 4,36 4,26 3,99 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 Combustibil F2 scazut 1,67 1,66 1,66 1,64 1,63 1,63 1,61 1,60 1,58 1,57 1,44 1,53 1,50 1,47 1,44 1,41 1,41 1,41 1,41 1,41 Combustibil F3 scazut 2,93 2,91 2,91 2,87 2,84 2,84 2,82 2,79 2,77 2,74 0,05 2,67 2,63 2,58 2,53 2,47 2,47 2,47 2,47 2,47 Combustibil G2 0,79- 0,89- 1,59 1,38 1,13 1,27 1,51 1,93 2,21 2,49 0,02- 2,67 2,51 2,55 2,39 2,54 2,54 2,54 2,54 2,54 Combustibil G3 0,08 0,43 2,01 1,79 1,54 1,68 1,91 2,32 2,60 2,88 0,37 3,05 2,89 2,92 2,76 2,91 2,91 2,91 2,91 2,91 Combustibil Termica Descentralizat 9,01 8,81 9,79 8,36 8,29 9,85 12,00 11,11 10,87 10,41 9,07- 6,54- 6,57- 6,61- 7,07- 7,93- 7,93- 7,93- 7,93- 7,93- Combustibil Locuinte Descentralizat 17,23 16,77 17,49 15,80 15,47 16,76 18,66 17,76 17,52 17,07 2,41- 0,12 0,09 0,04 0,42- 1,27- 1,27- 1,27- 1,27- 1,27- Combustibil Referinta E2 scazut - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Diferenta fiecare scenariu si scenariul de referinta An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 O&I O&I A 6,27 6,29 6,49 2,88 2,94 3,97 4,02 4,05 4,08 4,11 3,91 3,94 3,97 4,00 4,00 4,04 4,04 4,02 4,05 4,06

O&I C 0,04 0,04 0,03 0,03 0,03 1,01 1,00 1,00 0,99 0,99 1,03 1,02 1,02 1,01 0,98 1,01 1,01 0,98 1,01 1,02 O&I E2 0,04 0,04 0,03 0,03 0,03 0,16- 0,15- 0,15- 0,15- 0,15- 0,10- 0,10- 0,10- 0,09- 0,12- 0,09- 0,09- 0,12- 0,10- 0,10- O&I E3 1,33- 1,32- 1,32- 1,32- 1,31- 1,60- 1,58- 1,57- 1,56- 1,55- 1,50- 1,49- 1,47- 1,45- 1,47- 1,45- 1,45- 1,49- 1,47- 1,48- O&I F2 0,04 0,04 0,03 0,03 0,03 3,14- 3,10- 3,09- 3,07- 3,05- 2,99- 2,96- 2,94- 2,90- 2,90- 2,89- 2,90- 2,94- 2,93- 2,94- O&I F3 1,33- 1,32- 1,32- 1,32- 1,31- 1,41- 1,39- 1,39- 1,38- 1,37- 1,32- 1,31- 1,29- 1,27- 1,29- 1,27- 1,27- 1,31- 1,29- 1,29- O&I F2 scazut - - - - - 0,09- 0,09- 0,09- 0,09- 0,09- 0,09- 0,09- 0,09- 0,08- 0,08- 0,08- 0,08- 0,08- 0,09- 0,09- O&I F3 scazut 1,13- 1,13- 1,13- 1,12- 1,12- 1,09- 1,09- 1,08- 1,08- 1,07- 1,07- 1,07- 1,06- 1,06- 1,01- 1,05- 1,06- 1,02- 1,06- 1,06- O&I G2 2,17 2,17 1,96 0,36 0,36 1,15 1,15 1,15 1,15 1,15 1,10 1,10 1,10 1,10 1,08 1,10 1,10 1,08 1,10 1,10 O&I G3 2,10 2,10 1,98 0,58 0,59 1,43 1,43 1,43 1,42 1,42 1,37 1,37 1,37 1,37 1,35 1,37 1,37 1,35 1,37 1,37 O&I Termica Descentralizat 14,44 14,39 14,14 8,95 8,91 9,84 9,79 9,75 9,72 9,68 9,75 9,71 9,66 9,61 9,54 9,59 9,58 9,54 9,56 9,55 O&I Locuinte Descentralizat 11,43 11,38 11,13 5,94 5,90 6,83 6,78 6,74 6,71 6,67 6,74 6,70 6,65 6,60 6,53 6,58 6,60 6,59 6,64 6,66 O&I Referinta E2 scazut - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Diferenta fiecare scenariu si scenariul de referinta An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Venit electricitate

Venit electricitate A 2,72- 2,69- 2,66- 2,62- 2,58- 2,55- 2,47- 2,44- 2,40- 2,37- 2,02- 1,95- 1,91- 1,88- 1,84- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- Venit electricitate C 0,45 0,45 0,44 0,43 0,42 0,41 0,38 0,34 0,32 0,29 0,39 0,20 0,19 0,18 0,16 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 Venit electricitate E2 0,64 0,63 0,62 0,60 0,59 0,58 0,55 0,50 0,47 0,44 0,54 0,33 0,32 0,30 0,29 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27 Venit electricitate E3 2,49- 2,46- 2,44- 2,39- 2,36- 2,34- 2,30- 2,26- 2,22- 2,18- 2,02- 1,95- 1,91- 1,88- 1,84- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- Venit electricitate F2 0,45 0,45 0,44 0,43 0,42 0,41 0,38 0,34 0,32 0,29 0,39 0,20 0,19 0,18 0,16 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 Venit electricitate F3 2,53- 2,50- 2,48- 2,43- 2,39- 2,37- 2,33- 2,29- 2,25- 2,21- 2,02- 1,95- 1,91- 1,88- 1,84- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- Venit electricitate F2 scazut 0,15- 0,15- 0,14- 0,14- 0,14- 0,14- 0,14- 0,13- 0,13- 0,13- 0,12- 0,11- 0,11- 0,11- 0,11- 0,11- 0,11- 0,11- 0,11- 0,11- Venit electricitate F3 scazut 2,51- 2,48- 2,45- 2,41- 2,37- 2,35- 2,27- 2,24- 2,21- 2,17- 2,02- 1,95- 1,91- 1,88- 1,84- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- Venit electricitate G2 0,79- 0,78- 0,88- 0,86- 0,85- 0,84- 0,83- 0,81- 0,79- 0,77- 0,57- 0,64- 0,62- 0,60- 0,58- 0,56- 0,56- 0,56- 0,56- 0,56- Venit electricitate G3 2,59- 2,55- 2,53- 2,48- 2,44- 2,42- 2,38- 2,33- 2,29- 2,25- 2,02- 1,95- 1,91- 1,88- 1,84- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- Venit electricitate Termica Descentralizat 15,19- 15,00- 14,82- 14,62- 14,43- 14,24- 14,03- 13,83- 13,64- 13,15- 2,02- 1,95- 1,91- 1,88- 1,84- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- Venit electricitate Locuinte Descentralizat 15,19- 15,00- 14,82- 14,62- 14,43- 14,24- 14,03- 13,83- 13,64- 13,15- 2,02- 1,95- 1,91- 1,88- 1,84- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- 1,80- Venit electricitate Referinta E2 scazut - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Diferenta fiecare scenariu si scenariul de referinta An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Venit CO2 Venit CO2 A 2,71 2,64 2,75 2,50 0,48 0,48 0,48 0,47 0,47 0,46 0,42 0,45 0,44 0,43 0,43 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42

Venit CO2 C 0,49- 4,78 4,77 4,68 0,41 0,41 0,41 0,41 0,40 0,40 0,36 0,39 0,38 0,38 0,37 0,36 0,36 0,36 0,36 0,36 Venit CO2 E2 0,67- 0,68- 0,69- 0,70- 0,11- 0,11- 0,11- 0,10- 0,09- 0,09- 0,11- 0,08- 0,08- 0,07- 0,07- 0,06- 0,06- 0,06- 0,06- 0,06- Venit CO2 E3 0,04 0,03 0,01 0,00- 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27 0,26 0,23 0,26 0,26 0,25 0,25 0,24 0,24 0,24 0,24 0,24 Venit CO2 F2 0,49- 0,50- 0,52- 0,53- 0,10- 0,09- 0,09- 0,08- 0,08- 0,07- 0,10- 0,06- 0,06- 0,06- 0,05- 0,05- 0,05- 0,05- 0,05- 0,05- Venit CO2 F3 0,36 0,34 0,33 0,31 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28 0,24 0,27 0,27 0,26 0,26 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 Venit CO2 F2 scazut 0,14 0,14 0,14 0,14 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 Venit CO2 F3 scazut 0,83 0,83 0,82 0,81 0,32 0,32 0,31 0,31 0,31 0,31 0,27 0,30 0,29 0,29 0,28 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27 Venit CO2 G2 0,67 0,65 0,01- 0,03- 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,03 0,06 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 Venit CO2 G3 0,74 0,78 0,88 0,84 0,49 0,51 0,42 0,70 0,89 0,96 0,42 0,45 0,44 0,43 0,43 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 Venit CO2 Termica Descentralizat 1,34 1,17 1,16 0,80 0,48 0,48 0,48 0,47 0,47 0,46 0,42 0,45 0,44 0,43 0,43 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 Venit CO2 Locuinte Descentralizat 1,34 1,17 1,16 0,80 0,48 0,48 0,48 0,47 0,47 0,46 0,42 0,45 0,44 0,43 0,43 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 Venit CO2 Referinta E2 scazut - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Diferenta fiecare scenariu si scenariul de referinta An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Investitii Investitii A - 2,76 - 22,00 15,62 - - - - - - - - - - - - - - -

Investitii C 114,10- - - 22,00 20,40 - - - - - - - - - - - - - - - Investitii E2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Investitii E3 - - - 22,00 14,70- - - - - - - - - - - - - - - - Investitii F2 - - - 0,60- - - - - - - - - - - - - - - - - Investitii F3 0,60- - - 22,00 14,70- - - - - - - - - - - - - - - - Investitii F2 scazut - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Investitii F3 scazut 0,60- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Investitii G2 0,60- 64,10- - 22,00 20,40 - - - - - - - - - - - - - - -

Annex 8.1: NPV for high gas price

Investitii G3 0,60- 43,10- - 22,00 20,40 - - - - - - - - - - - - - - - Investitii Termica Descentralizat 19,62 129,50- 14,63 31,85 30,25 9,85 9,85 - - - - - - - - - 1,77- 1,77- 1,77- 1,77- Investitii Locuinte Descentralizat 149,38- 19,74 20,63 37,85 36,25 15,85 15,85 - - - - - - - - 1,60- 1,60- 1,60- 1,60- 1,60- Investitii Referinta E2 scazut - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Scenariu diferenta flux de numerar net si scenariul de referinta An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Totaluri Flux de numerar net A 0,53- 2,09 0,79 17,64 9,25 5,08- 5,06- 5,20- 5,26- 5,36- 8,19- 5,88- 6,26- 6,68- 7,54- 8,19- 8,26- 8,38- 8,44- 8,52-

Flux de numerar net C 111,10- 2,72 2,63 24,37 18,29 1,02- 0,82- 0,46- 0,22- 0,03 5,18- 2,64- 2,80- 2,78- 2,97- 2,78- 2,78- 2,80- 2,77- 2,77- Flux de numerar net E2 0,94 0,81 0,71 0,47 0,82 0,74 0,89 1,19 1,39 1,60 0,84- 1,64 1,44 1,40 1,17 1,28 1,28 1,25 1,27 1,27 Flux de numerar net E3 0,27- 0,38- 0,45- 21,35 15,29- 0,75- 0,56- 0,23- 0,00- 0,24 2,18- 0,54 0,34 0,31 0,08 0,18 0,17 0,14 0,16 0,15 Flux de numerar net F2 3,00 2,85 2,75 1,89 2,67 0,39- 0,24- 0,04 0,22 0,42 2,04- 0,44 0,24 0,19 0,06- 0,01- 0,02- 0,06- 0,05- 0,06- Flux de numerar net F3 0,45 0,93 0,87 22,64 14,30- 0,43 0,60 0,91 1,12 1,33 1,06- 1,63 1,42 1,37 1,12 1,19 1,18 1,15 1,17 1,16 Flux de numerar net F2 scazut 1,66 1,65 1,65 1,63 1,50 1,41 1,40 1,39 1,38 1,36 1,25 1,34 1,32 1,29 1,27 1,23 1,23 1,23 1,23 1,23 Flux de numerar net F3 scazut 0,48- 0,13 0,16 0,15 0,33- 0,28- 0,22- 0,22- 0,21- 0,20- 2,78- 0,04- 0,06- 0,07- 0,05- 0,11- 0,11- 0,08- 0,12- 0,12- Flux de numerar net G2 0,66 62,95- 2,66 22,84 21,11 1,65 1,90 2,34 2,63 2,93 0,55 3,19 3,05 3,10 2,93 3,13 3,13 3,10 3,13 3,13 Flux de numerar net G3 0,27- 42,35- 2,33 22,74 20,57 1,19 1,37 2,11 2,62 3,01 0,15 2,93 2,80 2,85 2,69 2,90 2,90 2,87 2,90 2,90 Flux de numerar net Termica Descentralizat 29,22 120,14- 24,90 35,35 33,50 15,77 18,09 7,50 7,41 7,40 0,91- 1,67 1,62 1,56 1,05 0,28 1,50- 1,54- 1,52- 1,53- Flux de numerar net Locuinte Descentralizat 134,57- 34,06 35,59 45,78 43,67 25,68 27,73 11,14 11,05 11,04 2,74 5,32 5,27 5,21 4,70 2,32 2,34 2,34 2,38 2,40 Flux de numerar net Referinta E2 scazut - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Total costs (investment and operations minus revenues) An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Totaluri Cost total net A 97,47 87,23 88,77 80,82 85,86 80,90 81,66 63,95 62,64 61,44 54,71 53,70 52,74 51,85 50,92 50,79 50,88 50,99 51,10 51,20

Cost total net C 208,04 86,59 86,93 74,10 76,82 76,84 77,42 59,21 57,60 56,05 51,70 50,46 49,28 47,95 46,35 45,38 45,40 45,41 45,43 45,45 Cost total net E2 96,00 88,51 88,85 97,99 94,29 75,09 75,71 57,56 55,99 54,48 47,37 46,18 45,04 43,77 42,21 41,32 41,34 41,37 41,39 41,41 Cost total net E3 97,21 89,70 90,00 77,12 110,39 76,58 77,16 58,98 57,38 55,84 48,70 47,28 46,14 44,85 43,29 42,42 42,45 42,47 42,50 42,53 Cost total net F2 93,94 86,47 86,80 96,58 92,44 76,22 76,84 58,72 57,15 55,66 48,56 47,37 46,25 44,98 43,44 42,61 42,64 42,67 42,71 42,74 Cost total net F3 96,49 88,38 88,69 75,82 109,40 75,40 76,00 57,85 56,26 54,75 47,59 46,18 45,06 43,80 42,26 41,42 41,44 41,47 41,49 41,52 Cost total net F2 scazut 95,28 87,66 87,90 96,83 93,61 74,41 75,19 57,36 56,00 54,72 45,27 46,48 45,17 43,88 42,11 41,37 41,39 41,38 41,43 41,45 Cost total net F3 scazut 97,42 89,19 89,40 98,32 95,44 76,10 76,82 58,97 57,59 56,28 49,30 47,86 46,54 45,24 43,42 42,71 42,73 42,69 42,78 42,80 Cost total net G2 96,28 152,26 86,90 75,62 73,99 74,18 74,70 56,42 54,75 53,15 45,98 44,63 43,43 42,07 40,44 39,47 39,49 39,51 39,53 39,55 Cost total net G3 97,21 131,66 87,23 75,73 74,53 74,63 75,22 56,64 54,76 53,07 46,38 44,89 43,69 42,32 40,68 39,70 39,72 39,74 39,76 39,78 Cost total net Termica Descentralizat 67,72 209,45 64,66 63,12 61,60 60,05 58,51 51,26 49,97 48,68 47,43 46,15 44,86 43,61 42,32 42,32 44,12 44,15 44,18 44,21 Cost total net Locuinte Descentralizat 231,51 55,26 53,97 52,69 51,43 50,15 48,86 47,61 46,32 45,04 43,79 42,50 41,21 39,96 38,68 40,28 40,28 40,28 40,28 40,28 Cost total net Referinta E2 scazut 96,94 89,32 89,56 98,46 95,11 75,82 76,60 58,75 57,38 56,08 46,52 47,82 46,48 45,17 43,37 42,60 42,62 42,61 42,66 42,68

Total vanzari energie termica An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 A 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 C 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 E2 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 E3 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 F2 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 F3 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 F2 scazut 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 F3 scazut 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 G2 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 G3 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430

Termic Descentralizat 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 Locuinte Descentralizat 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430 Referinta E2 scazut 4.056 3.941 3.835 3.726 3.617 3.511 3.402 3.293 3.187 3.078 2.969 2.863 2.754 2.645 2.539 2.430 2.430 2.430 2.430 2.430

Flux de numerar Cash flow Cost net Productie CMI

Fiecare energie termica

scenariu A B D E F=D/E

VNA (5.5%) IRR VNA (5.5%) VNA (5.5%) Mil EUR % Mil EUR TJ EUR/GJ

A -29,53 16% 838,15 38.789,33 21,61 C -83,08 #DIV/0! 893,62 38.789,33 23,04 E2 12,23 #DIV/0! 799,65 38.789,33 20,62 E3 3,37 241% 807,96 38.789,33 20,83 F2 10,58 #DIV/0! 800,84 38.789,33 20,65 F3 17,04 #DIV/0! 794,84 38.789,33 20,49 F2 scazut 17,75 #DIV/0! 794,24 38.789,33 20,48 F3 scazut -3,07 #DIV/0! 814,25 38.789,33 20,99 G2 2,01 6% 810,77 38.789,33 20,90 G3 16,96 14% 795,87 38.789,33 20,52 Descentralizat Termica 34,91 21% 778,28 38.789,33 20,06 Descentralizat Locuinte 82,82 19% 733,34 38.789,33 18,91 E2 scazut 0,00 #NUM! 811,31 38.789,33 20,92