Hotararea 347/29.09.2009 privind aprobarea Studiului de fezabilitate "Retehnologizarea sistemului centralizat de termoficare din municipiul Timişoara în vederea conformării la normele de protecţia mediului privind emisiile poluante în aer şi pentru creşterea eficienţei în alimentarea cu căldură urbană"

CONSILIUL LOCAL TIMIŞOARA

S.C. C O L T E R M S.A. J35/185/19.01.2004; R 16063013; cont BCR RO94RNCB4500000000040002 Str. Episcop Joseph Lonovici nr. 4, cod 300092, Timişoara; E-mail: [email protected] Tel: 0040 - 256 – 435724; 434614; Fax: 0040 - 256 – 431616;

Relaţii cu publicul: Str. Piatra Craiului nr. 3, cod 300006, Timişoara; E-mail: [email protected] Tel: 0040 - 256 - 302677; 494132; Fax: 0040 - 256 – 490241;

Nr.______________Data___________

COLTERM

CĂTRE PRIMĂRIA MUNICIPIULUI TIMIŞOARA

DIRECŢIA EDILITARĂ

Subscrisa S.C. COMPANIA LOCALĂ DE TERMOFICARE “COLTERM” S.A. cu sediul în Timişoara, str. Episcop Joseph Lonovici nr.4, înmatriculată la ORC Timişoara sub nr. J35/185/2004 având CUI R16063013 şi cont curent COD IBAN R094 RNCB4500000000040002 deschis la Banca Comercială Română – Sucursala Timişoara, prin reprezentantul său legal dl. dr. ing. Matei Aurel în calitate de Director general, Având în vedere preocuparea constantă a Companiei Locale de Termoficare „COLTERM” S.A. Timişoara pentru asigurarea continuităţii în alimentare cu energie termică a populaţiei municipiului, Conformarea cu obligaţiile de mediu stabilite în Tratatul de Aderare, precum şi cu obiectivele strategiilor şi politicilor naţionale energetice şi de asigurare a agentului termic (cum ar fi creşterea eficienţei energetice, flexibilitatea combustibililor, siguranţa alimentării cu căldură);

Ţinând cont de faptul că, prin HCL 201/26.05.2009 Consiliul Local Timişoara a aprobat Master planul privind ,,Retehnologizarea sistemului centralizat de termoficare din municipiul Timişoara în vederea conformării la normele de protecţia mediului privind emisiile poluante în aer şi pentru creşterea eficienţei în alimentarea cu căldură urbană”

Cu menţiunea că proiectul recomanda investiţii prioritare pe termen scurt necesare asigurării creşterii eficientei energetice si conformării cu obligaţiile de mediu stipulate in Tratatul de Aderare care urmează să fie finanţate prin POS- Mediu Axa Prioritară 3;

Vă rugăm ca în temeiul prerogativelor pe care le deţineţi să analizaţi oportunitatea înaintării spre Consiliului Local al Municipiului Timişoara a unui proiect de hotărâre prin care să fie supus aprobării Studiul de fezabilitate ,,Retehnologizarea sistemului centralizat de termoficare din municipiul Timişoara în vederea conformării la normele de protecţia mediului privind emisiile poluante în aer şi pentru creşterea eficienţei în alimentarea cu căldură urbană” şi a Analizei Cost-Beneficiu.

Anexăm prezentei Nota de fundamentare, Studiul de fezabilitate privind ,,Retehnologizarea sistemului centralizat de termoficare din municipiul Timişoara în vederea conformării la normele de protecţia mediului privind emisiile poluante în aer şi pentru creşterea eficienţei în alimentarea cu căldură urbană” şi Analiza Cost - Beneficiu.

CONSILIUL LOCAL TIMIŞOARA

S.C. C O L T E R M S.A. J35/185/19.01.2004; R 16063013; cont BCR RO94RNCB4500000000040002 Str. Episcop Joseph Lonovici nr. 4, cod 300092, Timişoara; E-mail: [email protected] Tel: 0040 - 256 – 435724; 434614; Fax: 0040 - 256 – 431616;

Relaţii cu publicul: Str. Piatra Craiului nr. 3, cod 300006, Timişoara; E-mail: [email protected] Tel: 0040 - 256 - 302677; 494132; Fax: 0040 - 256 – 490241;

Nr.______________Data___________

COLTERM

Asigurându-vă de întreaga noastră consideraţiune, Cu deosebit respect,

Aurel Matei Dan Ardelean Director General Şef Oficiu juridic

Annex 4 / a – Specific Investment for Rehabilitation of DH Systems

A. FOR THE HEAT SOURCE (Combiner Heat and Power or Boiler House) A1. ENVIRONMENTAL MEASURES

Item Unitary value

Comments

1. Compliance with SO2 requirements Alternatives: a) Change fuel (usually switch to natural gas). The consultant will give price indications for the following investments:

• gas pipe to connect the plant to the gas supplier,

• pressure regulation and flow metering stations as required,

• any modification / transformation of the existing boiler(s) and stack(s),

• dismantling of coal supply existing facilities + land recovery, dismantling of slurry evacuation facilities + closure of existing ash and slag deposits

N.A

b) Close down the unit and build a new unit, with higher energy efficiency and lower SO2 emissions. The consultant will give price indications for:

• new, modern, highly efficient power stations or boiler house, upon case

• dismantling / demolition of existing plant + land recovery

• land purchase, if required.

N.A

c) Switch to a BAT combustion process (boiler). The consultant will give price indications for the modification / transformation of the existing boiler(s) and its accessories

N.A

d) Add Flue Gas Desulphurisation equipment to existing boilers. Give price indications for FGD’s and any modification / transformation of the existing boiler, as required by the project and stack(s)

23000000

Boilers 3 x 100 t/h lignite.

2. Compliance with NOx requirements Installing new burners, low NOx. The investment will refer to:

• new lignite burners and air distrib • new gas/HFO burners • the dismantling of the existing burners

with their afferent accessories • any other modification of the existing

boiler(s) and stack(s) etc., as required by the project.

-post comb grid for lignite -SNCR installations for lignite boiler -overhaul of some heat exchanegrs -automation gas boilers -automation lignite boilers

7000000 500000- 1000000 250000- 300000 650000 600000 600000- 900000 250000 750000

[price correlated with boiler capacity]. 100 t/h 50-100MW 50-100MW 100 t/h 100 t/h 50-100MW 50-100 MW 100 t/h

3. Compliance with dust requirements Add electrostatic dust precipitators or modernise the existing ones.

N.A

4. Compliance with slurry evacuation requirements (semi-dense evacuation)

Semi-dense evacuation of ash and dust. Although this is not a BAT, it is imposed by Romanian secondary legislation. The price indications will consider the new, semi-dense evacuation system as well as any modification / transformation of the existing equipment, as required

N.A

5. Closure of existing ash & slag deposits Give price indications for closure of existing deposits + site / landscape rehabilitation

N.A

A2. ENERGY EFFICIENCY MEASURES 6. Reducing GHG emissions thorough increase of EE There is a wide range of measures that can be applied to increase EE at heat source. Depending on the case, the consultant will give price indications for:

• change fuel or build a new plant, as specified at A.1.1

• replacing pumps • replacing fans (air, flue gas) • installing VSDs • replacing shell and tube heat

exchangers with plate heat exchangers

• replacing valves • replacing the A&C • re-insulate the pipes etc.

Give also price indication for dismantling / demolition of existing plant + land recovery +

100000- 120000 100000- 180000

N.A. 1000-1300 t/h, 10 bar N.A 400-700 kW N.A N.A [prices per unit] N.A

land purchase, if required.

B. FOR THE TRANSMISSION NETWORKS

Item Unitary

value Comments

Replace the underground transmission pipes (placed in underground channels]

N.A

Replace the above ground transmission pipes N.A. Replace the supports trestle bridge, holders etc.

N.A

Metering for each transmission branch, at the heat source

N.A

C. FOR THE DISTRIBUTION NETWORKS

Item Unitary

value Comments

Replace the underground transmission pipes (placed in underground channels), usually with preinsulated pipes

N.A

Replace the above ground transmission pipes N.A Replace the supports trestle bridge, holders etc.

N.A

D. FOR HEAT DISTRIBUTION SUBSTATIONS

Item Unitary value

Comments

Replace the pumps (distribution, recirculation etc.)

N.A

VSD’s for distribution pumps, including electric distribution panels

N.A

Replace shell and tubes heat exchangers with plate heat exchangers. Prices will include the new heat exchangers as well as dismantling of existing ones and demolition/transformation of existing foundations

N.A

Modernise A&C in the substations, including everything related to flow / pressure regulation

N.A

Metering for each distribution branch, in the substation

N.A

Replace the underground transmission pipes (placed in underground channels)

N.A

Replace the above ground transmission pipes N.A Switch from 4 pipe system to 2 pipe system. Prices will include:

• new pipes • local substations • additional works in the substation and

at end-user, as requested

N.A

Replace the supports, trestle bridges, holders etc.

N.A

Repair / consolidate / modernise the substation building

N.A

Annex 4 / b – Operating costs for DH Systems

A. FOR THE HEAT SOURCE (Combiner Heat and Power or Boiler House)

Item Value Comments a) Variable expenses. The consultant will give the values for the following items:

• fuel 1 (main) • fuel 2 (main), • fuel 3 (back-up) • other variable expenses (no need to

give details)

6700000 51000000 3000000 10000

[all in €/year]

b) Fixed expenses. The consultant will give the values for the following items:

• depreciation of assets • repairs and maintenance • other fixed expenses (no need to give

details)

1.500.000 1600000 2000000

[all in €/year]

c) Labour

4100000 [€/year]

TOTAL YEARLY O&M COSTS = a + b + c 69910000 [€/year]

REMARK: No need to refer to the replacement of assets during the project life cycle, as this cost is already included in item b), at “repairs and maintenance” position

B. FOR THE DH PIPE SYSTEM (transmission network + heat distribution substation + distribution network)

Item Value Comments

a) Variable expenses. The consultant will give the values for the following items:

• power (electricity), • process water • make-up water • heat looses • other variable expenses (no need to

give details)

2700000 3000 36000 14500000 10000

[all in €/year]

b) Fixed expenses. The consultant will give the values for the following items:

• depreciation of assets • repairs and maintenance • other fixed expenses (no need to give

details)

1000000 3000000 800000

[all in €/year]

c) Labour

3500000 [€/year]

TOTAL YEARLY O&M COSTS = a + b + c 25550000 [€/year]

REMARK: No need to refer to the replacement of assets during the project life cycle, as this cost is already included in item b), at “repairs and maintenance” position

C. FOR FGDs (for the case of installing an FGD to an existing CHP or BH)

Item Value Comments

a) Variable expenses. The consultant will give the values for the following items:

• chemical reactive (limestone or other) • process water • utilities (power, compressed air) • other variable expenses (no need to

give details)

883000 12000 300000 5000

[all in €/year]

b) Fixed expenses. The consultant will give the values for the following items:

• depreciation of assets • repairs and maintenance • other fixed expenses (no need to give

details)

0( grant) 100000 5000

[all in €/year]

c) Labour

22000 [€/year]

TOTAL YEARLY O&M COSTS = a + b + c 1322500 [€/year]

REMARK: No need to refer to the replacement of assets during the project life cycle, as this cost is already included in item b), at “repairs and maintenance” position.

Annex 4 / c – Expected lifespan for equipment and works related to DH Systems NOTE: In Romania, the expected lifespan of various equipment is detailed in Government Decision 2139 / 2004, therefore the data

in the table hereinafter is a selection of this document

Item Lifespan [years]

Item Lifespan [years]

Industrial buildings 60 Fossil fuelled Power Plants (CHPs or Condensing) 35

Water works 30 Smoke stacks 35

Boiler Houses and Heat distribution substations 40 Cooling towers 35

Loading ramps 30 Steam turbines, gas turbines 22

Railroad constructions 30 Reciprocating engines 10

Bunkers for coal, limestone etc. 30 Compressors 15

Metallic tanks and reservoirs 30 Transforming stations 12

Overhead power networks, on concrete or metallic pillars

35 Centrifugal pumps 12

Underground power networks 18 Electric engines 18

Water pipes 35 DH pipes, over ground or in underground channels 30

Gas transmission pipes 30 Underground DH pipes 20

Gas distribution pipes 18 Sludge and ash capturing and evacuation installations 25

Annex 2: Project financing Sources of Financing - Million Euro

Total 2010 2011 2012

Local level 2,53 0,90 0,97 0,66 Central level 22,81 8,13 8,70 5,98 Total national public grant contribution 25,34 9,04 9,67 6,64 EU grant 25,34 9,04 9,67 6,64 Total project financing 50,68 18,07 19,33 13,28

Annex 3: VAT Total 2010 2011 2012 Total project financing (excl. VAT) 50,68 18,07 19,33 13,28 VAT (local contribution – non-eligible cost) 9,62 3,43 3,67 2,52

Anexa 1

Studiu de fezabilitate ,,Retehnologizarea sistemului centralizat de termoficare din municipiul Timişoara în vederea conformării la

normele de protecţia mediului privind emisiile poluante în aer şi pentru creşterea eficienţei în alimentarea cu căldură

urbană”.Analiza Cost-Beneficiu.

Descrierea soluţiei şi necesitatea implementării

Obiectivul specific al proiectului de termoficare din Timişoara este să propună un program de investiţii care să asigure conformarea cu obligaţiile de mediu stabilite în Tratatul de Aderare, precum şi cu obiectivele strategiilor şi politicilor naţionale energetice şi de asigurare a agentului termic (cum ar fi creşterea eficienţei energetice, flexibilitatea combustibililor, siguranţa alimentării cu căldură).

Programul de investiţii propus este rezultatul prioritizării unui număr de 5 opţiuni (dintr-un total de 13 studiate în Master Plan), în baza unor criterii de selecţie financiare, de mediu, tehnice si de suportabilitate. Criteriile de selecţie s-au definit in baza obiectivelor naţionale si municipale.

In urma selectării programului de investiţii pe termen lung, proiectul recomanda investiţii prioritare pe termen scurt necesare asigurării creşterii eficientei energetice si conformării cu obligaţiile de mediu stipulate in Tratatul de Aderare. Aceste investiţii urmează să fie finanţate prin POS-Mediu Axa Prioritară 3.

Master Planul (aprobat prin HCL 201/26.05.2009), Studiul de Fezabilitate si Analiza Cost-Beneficiu prezintă situaţia actuala, previziunile pentru dezvoltarea sistemului de termoficare şi, în baza acestor informaţii, propune opţiuni strategice pentru reabilitarea sistemului de termoficare şi investiţii prioritare in vederea identificării celei mai eficiente soluţii din punct de vedere al costurilor pentru sistemul de încălzire urbana din Timişoara.

Condiţiile tehnice avute în vedere la elaborarea studiului de fezabilitate sunt: -Cazanele de abur pe lignit de la CET Sud trebuiesc retehnologizate cu

impunerea următoarelor condiţii fundamentale: • randament 87 % • combustibil suport gaz 5% • emisia de NOx pe cărbune 200 mg/Nmc 6 % O2 • emisia de NOx pe gaz 200 mg/Nmc 3 % O2 -Cazanele de apă fierbinte din CET Centru trebuiesc retehnologizate cu

impunerea următoarelor condiţii fundamentale : • randament 93 % • emisia de NOx pe gaze naturale 200 mg/Nmc 3 % O2 • emisia de NOx pe CLU 450 mg/Nmc

-Instalaţia de desulfurare de la CET Sud trebuie sa asigure: • desulfurarea gazelor de ardere provenite de la trei cazane de 100 t/h în

funcţiune la sarcina nominală • desulfurarea gazelor de ardere în condiţiile în care lignitul utilizat atinge maximul

de conţinut de sulf din banda de calitate • desulfurarea gazelor de ardere până la un conţinut de SO2 de 250 mg/Nmc 6 %

O2. Masurile propuse de retehnologizare iau in calcul cerinţele incluse in viitoarea

directiva IMMC (IPPC Recast): • CET SUD: Nu sunt necesare măsuri suplimentare din 2016; măsurile propuse

îndeplinesc cerinţele viitoarei Directive IPPC-Recast • CET CENTRU: acest proiect propune masuri primare de reducere a emisiilor de

NOx; după 2015, se vor implementa masuri suplimentare de reducere a emisiilor de noxe.

Costul investiţiei

1 €=4,1630 lei Valoare anuală Mil Euro fără TVA Retehnologizări şi investiţii noi 2009 2010 2011 2012

1. Retehnologizare CAF 2 de 58,15 MW CET Centru 3,64 2. Retehnologizare CAF 4 de 116,3 MW CET Centru 4,9 3. Retehnologizare 3 cazane abur 100 t/h pe lignit existente CET Sud 5,93 5,93 5,93

4. Instalaţie de desulfurare CET Sud 7,35 7,35 7,35 5. Retehnologizare staţii pompe transport termoficare 1,15 1,15

Total investiţii : 50,683 milioane € (exclusiv TVA) din care C+M: 14.160.362€

Parametri economici

Conform Analizei Cost-Beneficiu valoare economică netă actualizată (VENA) la

o rată economică de actualizare de 5,5 % este plus 2,69 milioane €. Rata economică

de rentabilitate (RER) este de 6%.

Finanţarea proiectului

Surse de finanţare- Milioane Euro

Total 2010 2011 2012 Buget Local 2,53 0,9 0,97 0,66

Buget Central 22,81 8,13 8,7 5,98

Total cofinanţare publica naţională 25,34 9,04 9,67 6,64

Grant UE 25,34 9,04 9,67 6,64 Finanţarea totală a

proiectului 50,68 18,07 19,33 13,28

TVA

Total 2010 2011 2012 Finanţarea totală a

proiectului (excl.

TVA)

50,68 18,07 19,33 13,28

TVA (contribuţia

locală-cost

neeligibil)

9,62 3,43 3,67 2,52

Concluzii

Conform Analizei Cost-Beneficiu, din punct de vedere financiar, proiectul este

eligibil pentru finanţare din sprijin comunitar.

Având în vedere cele de mai sus propunem aprobarea studiului de

fezabilitate ,,Retehnologizarea sistemului centralizat de termoficare din municipiul

Timişoara în vederea conformării la normele de protecţia mediului privind emisiile

poluante în aer şi pentru creşterea eficienţei în alimentarea cu căldură urbană” şi a

Analizei Cost-Beneficiu.

ANNEX 1 : TARIFFS AND SUBSIDIES, CURRENT AND CONSTANT PRICES

CURRENT PRICE 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Tariff (RON/GJ) 37,50 35,31 38,84 43,57 49,87 57,26 65,65 75,36 86,57 92,19 93,41 95,03 96,49 98,07 99,98 101,75 103,69 105,48 107,46 109,55 111,47

Tariff increase (%), RON -5,85% 10,00% 12,17% 14,48% 14,80% 14,65% 14,79% 14,88% 6,48% 1,32% 1,74% 1,53% 1,64% 1,95% 1,77% 1,91% 1,73% 1,87% 1,95% 1,75%

Tariff (EUR/GJ) 10,59 9,95 9,14 10,37 11,96 13,90 16,13 18,84 21,64 23,05 23,35 23,76 24,12 24,52 25,00 25,44 25,92 26,37 26,86 27,39 27,87

Tariff increase (%), EUR -6,12% -8,12% 13,50% 15,31% 16,20% 16,06% 16,80% 14,88% 6,48% 1,32% 1,74% 1,53% 1,64% 1,95% 1,77% 1,91% 1,73% 1,87% 1,95% 1,75%

Household bill, % of average HH income 6,24% 5,12% 5,54% 6,00% 6,50% 7,00% 7,50% 8,00% 8,50% 8,40% 7,92% 7,53% 7,15% 6,79% 6,50% 6,21% 5,94% 5,68% 5,43% 5,20% 4,97%

Transitional subsidy (MRON) 107,30 172,39 157,62 163,04 168,21 145,32 93,82 62,05 22,87 - - - - - - - - - - - -

Transitional subsidy (MEUR) 30,31 48,55 37,09 38,82 40,34 35,27 23,05 15,51 5,72 - - - - - - - - - - - -

CONSTANT PRICE 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Tariff (RON/GJ) 35,96 31,39 38,84 42,09 46,69 52,15 58,33 65,45 73,72 76,96 76,45 76,25 75,90 75,64 75,60 75,43 75,36 75,16 75,06 75,02 74,84

Tariff increase (%), RON -12,71% 3,97% 8,37% 10,93% 11,68% 11,86% 12,21% 12,63% 4,40% -0,66% -0,26% -0,46% -0,35% -0,05% -0,23% -0,09% -0,27% -0,12% -0,05% -0,24%

Tariff (EUR/GJ) 10,16 8,84 9,14 10,02 11,20 12,66 14,33 16,36 18,43 19,24 19,11 19,06 18,98 18,91 18,90 18,86 18,84 18,79 18,77 18,76 18,71

Tariff increase (%), EUR -12,95% 3,34% 9,66% 11,73% 13,03% 13,23% 14,18% 12,63% 4,40% -0,66% -0,26% -0,46% -0,35% -0,05% -0,23% -0,09% -0,27% -0,12% -0,05% -0,24%

Household bill, % of average HH income 6,24% 5,12% 5,54% 6,00% 6,50% 7,00% 7,50% 8,00% 8,50% 8,40% 7,92% 7,53% 7,15% 6,79% 6,50% 6,21% 5,94% 5,68% 5,43% 5,20% 4,97%

Transitional subsidy (MRON) 157,62 157,52 157,48 132,35 83,36 53,89 19,48 - - - - - - - - - - - -

Transitional subsidy (MEUR) 37,09 37,51 37,77 32,12 20,48 13,47 4,87 - - - - - - - - - - - -

Tariff / bill includes VAT

HH = household

Rate of exchange and inflation used: Official Prognosis (CNP)

2028 113,24

1,59%

28,31

1,59%

4,74%

-

-

2028 74,54

-0,40%

18,64

-0,40%

4,74%

-

-

FP 53-01, Ver. 1

1

ROMÂNIA APROBAT, JUDEŢUL TIMIŞ PRIMAR MUNICIPIUL TIMIŞOARA GHEORGHE CIUHANDU PRIMĂRIA SC2009 –

REFERAT privind aprobarea Studiului de fezabilitate "Retehnologizarea sistemului centralizat de

termoficare din municipiul Timişoara în vederea conformării la normele de protecţia mediului privind emisiile poluante în aer şi pentru creşterea eficienţei în alimentarea cu căldură urbană"

Prin adresa nr. RE2009-3986 / 10.09.2009 SC Colterm SA se înaintează analizarea oportunităţii aprobării de către consiliul local a Studiului de fezabilitate "Retehnologizarea sistemului centralizat de termoficare din municipiul Timişoara în vederea conformării la normele de protecţia mediului privind emisiile poluante în aer şi pentru creşterea eficienţei în alimentarea cu căldură urbană" şi a Analizei Cost - Beneficiu, varianta finală în limba română, întocmit de consultantul Ramboll Danemarca (conducătoarea consorţiului). Menţionăm că acest studiu de fezabilitate a fost elaborat pe baza concluziilor Master Planului (MP) pentru Instalatii Mari de Ardere (LCP-uri) si Sistem de Termoficare (ST) în Municipiul TIMISOARA arpobat prin HCL nr. 201/26.05.2009 şi are avizul favorabil nr. 66/15.09.2009 al Comisiei Tehnico-Economice din cadrul Primăriei Municipiului Timişoara. Având în vedere cele expuse mai sus,

PROPUNEM: 1. Să se aprobe de către consiliul local studiul de fezabilitate "Retehnologizarea sistemului centralizat de termoficare din municipiul Timişoara în vederea conformării la normele de protecţia mediului privind emisiile poluante în aer şi pentru creşterea eficienţei în alimentarea cu căldură urbană", întocmit de consorţiul Ramboll Danemarca, Ramboll România, Fichtner Germania, Interdevelopment România, PM Ireland, PM Internaţional Services România, conform proiectului nr. PHARE 2005/017-553.04.03/08.01 Europe Aid/123067/D/SER/RO, şi indicatorii tehnico-economici, prevăzuţi în Anexa 1 la proiectul de hotărâre. 2. Să se aprobe de către consiliul local Analiza Cost-Beneficiu pentru obiectivul de investiţii "Retehnologizarea sistemului centralizat de termoficare din municipiul Timişoara în vederea conformării la normele de protecţia mediului privind emisiile poluante în aer şi pentru creşterea eficienţei în alimentarea cu căldură urbană".

VICEPRIMAR SORIN GRINDEANU

DIRECTOR DIRECŢIA EDILITARĂ ŞEF SERVICIU ENERGETIC MARIUS ONEŢIU IOAN ZUBAŞCU AVIZAT JURIDIC MIRELA LASUSCHEVICI RED. MM Ex. 1

Annex 2: Project financing Sources of Financing - Million Euro

Total 2010 2011 2012

Local level 2,53 0,90 0,97 0,66 Central level 22,81 8,13 8,70 5,98 Total national public grant contribution 25,34 9,04 9,67 6,64 EU grant 25,34 9,04 9,67 6,64 Total project financing 50,68 18,07 19,33 13,28

Annex 3: VAT Total 2010 2011 2012 Total project financing (excl. VAT) 50,68 18,07 19,33 13,28 VAT (local contribution – non-eligible cost) 9,62 3,43 3,67 2,52

1

0. Executive Summary 0.1. Project area and beneficiaries The municipality of Timisoara and its operator of district heating services Colterm SA intend to renovate the production and distribution facilities for district heating in the city. The project takes place in the city of Timisoara, West Development Region of Romania. The direct beneficiary population in the project area is represented by the consumers connected to the district heating system. The total number of inhabitants connected to the district heating system is 224.613, representing approx. 73% of the population in Timisoara Municipality. Other direct beneficiaries in the project area are the public institutions, services and industry connected to the district heating system, as presented in the table below: Table 0-1: Consumers of district heating, 2007.

The indirect beneficiary of the project is the entire population of Timisoara (307.347 inhabitants), as they indirectly benefit from reduction of air pollution, leading to improved health conditions. The project is based on the present heat demand of 4,056 TJ per year. The project does not include interventions in reduction of heat demand and losses. The project assumes that demand reductions that might occur as a result of tariff increases are counterbalanced by economic growth, and therefore assumes that heat demand remains unchanged. 0.2. Project Objectives The overall objective of the project is reduction of negative environmental impact and mitigation of climate change effects caused by the district heating system in order to improve human health condition in Timisoara by 2015 and to ensure environmental compliance in line with the Accession Treaty requirements.

The strategic objective of the project is to ensure a sustainable district heating system at an affordable tariff level for the population in Timisoara. The specific objectives of the project are:

• To introduce Best Available Technologies (BAT) for the purpose of reducing SO2, NOx and dust emissions from the district heating system

• To introduce energy efficiency measures to reduce emission of CO2

Consumers 2007

Inhabitants 224.613 Public institutions 277 Sector Services 1.006 Industry 23

2

• Ensure access to heat supply public service for poor • Improve reliability of heating and hot water supply

The main performance indicators for the project are the following:

Table 0-2: Main performance indicators for the project

Performance indicator Unit Without the project

After implementation of the project

Reduction as a result of the project

Locations in which air quality is improved due to rehabilitated DH systems

No. 0 1 1

SO2 emissions from DH systems due to SOP interventions t/y 4.730 779 3951

NOx emissions from DH systems due to SOP interventions t/y 924 451 473

Source: Table T-11-1. Note: Emissions in year 2013. 0.3. Project description and costs Several options for achieving immediate reductions of emissions were analyzed with a view to identify the least cost solution. The options were compared to a do-minimum scenario of continued operation of existing facilities. The description of the four options (O1, O8, O10 and O11) assessed under the centralized heating system scenario as well as the associated investments are presented in the following table. For easy reference, the table also illustrates the decentralized heating system option (O12). Table 0-3: The five alternative options and their costs.

Option Description Priority investment, undiscounted, million Euro

1 2 3 O1 CET South is dismantled. CET Center is retrofitted, and the fuel

used is natural gas. 15,74

O8 The actual structure is kept operating. CET South is continuing at a lower charge with steam boilers, using a combination of bio-mass and lignite. CET Center is retrofitted, and the fuel used in CET Center is gas. A flue gas desulphurization plant is installed.

50,68

O10 Steam boilers 1, 2, 3 at CET South are closed, one new lignite fuelled FBC steam boiler co-fired with bio-mass is installed at CET South. CET Center is retrofitted and continues operating hot water boilers on gas.

82,33

O11 Steam boilers 1, 2, 3 at CET South are closed, one new lignite fuelled Fluidized Bed Combustion (FBC) hot water boiler co-fired with bio-mass is installed at CET South. CET Center is retrofitted, and the fuel used in CET Center is gas.

70,33

O12 The central units are closed, and heat is produced by gas fired heat only boilers installed in the former substations. 130,50

3

Option O8 was selected as the most cost-effective solution. The main interventions in Option O8 are:

• Retrofit of hot water boilers no.2 and 4 in CET Center and steam boilers no. 1,2 and 3 in CET South in order to reduce NOx emissions ;

• Installation of a new desulphurization plant in CET South in order to reduce SO2 emissions; • Retrofit of heat transport pumps in CET Center and CET South in order to increase energy

efficiency.

The proposed project includes the following components and costs:

Table 0-4: Project components and costs Components Costs (million Euro) Type of expenditure Component 1 – Rehabilitation of two hot water boilers, CAF2 and CAF4, in CET Center

7,57 Compliance with environmental requirements and improvement of energy efficiency

Component 2 – Rehabilitation of three steam boilers, CAE1, CAE2 and CAE3, in CET South

17,58 Compliance with environmental requirements and improvement of energy efficiency

Component 3 – New desulphurization (DESOX) plant in CET South

21,68 Compliance with environmental requirements

Component 4 – Rehabilitation of transport pumps in CET Center and CET South

2,09 Improvement of energy efficiency

Component 5 - Public awareness, Technical Assistance and Supervision

1,76 Public awareness, capacity building, technical assistance and supervision

Total components 50,68 0.4. Financial analysis The project was assessed against a “do-minimum” option without investments. The main assumptions with the project are:

• Final heat demand: 4,056 TJ per year. • Average household consumption: 3,23 GJ/month (12 month basis). • Cost of gas fuel: Rising gradually from 300 Euro per 1000 m3 in 2009 to 399 Euro per 1000

m3 in 2012, then remaining constant. • Electricity production at 78.000 MWh per year in 2009-2011, and 241.000 MWh per year in

2012 onwards. • Electricity price: For 2009-2014: 60-66 Euro per MWh according to ANRE methodology.

For 2015 onwards: Market price, 68 Euro per MWh. The project has two effects on the operating costs:

• The desulphurization plant will result in additional operational costs of 1,20 million Euro per year, starting in year 2013, increasing the annual production costs by 1,6%.

• The energy efficiency investments will result in reduced operational costs of 0,60 to 0,69 million Euro per year, starting in year 2010, representing a reduction of the annual production costs by 0,8 to 0,85%.

4

The Financial Net Present Value of the investment project (FNPV/C) at the financial discount rate of 5% is minus 45,92 million Euro. The cash flow of the project is configured in such a way that there is no financial rate of return (FRR/C). The Financial Net Present Value to the owners of the project (FNPV/K), taking into account the community support, is minus 23,68 million Euro. The benefit/cost ratio of the project is 1,01. Thus, from a financial point of view, the project is eligible for community support. The main financial parameters are shown in Table 0-5. Table 0-5: Main financial parameters Parameter Value Size of investment 50,68 million Euro FNPV/C -45,92 million Euro FRR/C Not defined FNPV/K -23,68 million Euro FRR/K Not defined B/C ratio 1,01 0.5 Co-financing rate and sources The eligible costs are 50,68 million Euro, and the discounted investment costs are 44, 01 million Euro. The discounted net revenue from operations is minus 1,91 million Euro. This amount cannot be added to the discounted investment costs, thus the eligible expenditure is 44,01 million Euro. The funding gap rate is 100%, and the maximum co-funding rate is 50%. As a result, the project can receive an EU grant of 50% of 50,68 million Euro, or 25,34 million Euro. Co-funding is expected from the central government budget of Romania, covering 45% of the investment, or 22,81 million Euro, and from Timisoara municipality, covering 5% of the investment, or 2,53 million Euro. The co-financing rate and sources are presented in Table 0-6. Table 0-6: Main indicators on co-financing

Discounted values,

million Euro, percentages

Undiscounted values, million

Euro Option O8 EC Total eligible cost (EC), 50,68 DIC Discounted investment cost (DIC) 44,01 DNR Discounted net revenue (DNR) -1,91 EE Eligible expenditure, (EE = DIC-DNR) 44,01 R Funding-gap rate (R = EE/DIC) 100% DA Decision amount (DA = EC*R) 50,68 Crpa Maximum co-funding rate 50%

5

EU grant Maximum EU grant = DA*Crpa 25,34 Central government Co-financing 45% 22,81 Timisoara municipality Co-financing 5% 2,53 0.6 Tariffs, affordability and subsidies The tariffs set for Timisoara 2007-2009 are illustrated in Table 0-7. Table 0-7: Tariffs in current prices and in constant 2009-prices, 2007-2009 (incl. VAT). 2007 2008 2009

1 Tariff, RON/Gcal, current prices 157,03 147,84 162,62 2 Tariff, (€/GJ), 2009, constant prices 12,09 10,52 9,14

As shown in Annex 1, in 2007 the households paid 6,24% of their disposable income for DH services, in 2008 the payment reduced to 5,12%, and in 2009 it increased to 5,54%, on average. This did not cover the full costs of the DH services. In 2008 the operator received 48,55 MEuro in operational subsidies. It is assumed that households can afford to pay up to 8,50% of their disposable income for heating. In order to avoid a price shock, a gradual tariff increase is proposed, aiming at full cost recovery after a transitional period. It is proposed that the tariff is increased between 8,4% and 12,6% per year until 2015. This way, the set maximum affordability limit of 8,50% would be reached in 2015. Full costs will exceed the set limits until 2015. Thus, there will be a need for transitional subsidies for the period 2009-2015. The yearly figures are presented in Annex 1. Annual transitional subsidy estimations Historically, two types of operational subsidies have been applied: A fuel subsidy, and a subsidy covering the difference of heat price and consumer tariff. In 2007 and 2008, the fuel subsidy has increased from 7 to 12 million Euro per year, while the tariff subsidy has increased from 22 to 37 million Euro per year, as shown in Table 0-8. In 2008 total operational subsidies amounted to 48,55 million EUR. Table 0-8: Subsidies in 2007 and 2008, million RON and million EUR, current prices.

Type of subsidy 2007 Mill. RON

2007 MEUR

2008 Mill. RON

2008 MEUR

Fuel subsidy 27,6 7,80 40,37 11,37 Subsidy covering difference of heat price and tariff

79,7 22,51 132,02 37,19

Total operational subsidy 107,3 30,31 172,39 48,55 Source: Colterm SA. As from 2009 the fuel subsidy will no longer be applied, whereas the tariff subsidy is expected to remain in force as a transitional subsidy as long as necessary to keep district heating services affordable and to avoid disconnections. The necessary transitional subsidy is shown in Annex 1 and

6

it is calculated as the difference between the operating costs and the total revenues from heat and electricity sales. Social subsidies The system of social subsidies is assumed to remain in place. The subsidy provides a reduction of the heat bill of between 10 and 90% in accordance to a scale of per capita household income. In the heating season of 2008-2009 the lowest subsidy, 10% of the heat bill, was provided for per capita incomes below 615 RON per month, and down to 540 RON per month. Below 540 RON per month, the household would be entitled to a 20% reduction of the heat bill, and so on, step for step. Incomes below 155 RON per capita per month would be entitled to a social subsidy of 90% of the heat bill. The social subsidy system will ensure that during the coming years the lowest incomes will pay no more than approximately 8,5% of their household income for heat. The subsidy will benefit households with less than the average income. 0.7 Economic analysis The economic analysis starts from the financial analysis by removing transfers like the 28% surcharge on salaries and the CO2 penalties. Secondly, quantifiable external benefits, i.e. the benefit of CO2 and SO2 reductions are assessed and added to the financial flow, using shadow prices. Third, non-quantifiable environmental effects were assessed and added, including reductions of NOx and dust, as well as the benefits in terms of service quality with less disruptions in heat and hot water services. The size of the external benefits, quantifiable plus non-quantifiable, was calculated to 4,59 million Euro in 2013, the first year after the investment, growing to 5,74 million Euro per year from 2025 onwards. These benefits are the main reason behind the economic feasibility of the project. Fourth, it was considered whether there were price distortions in the operating costs of the district heating system affecting the financial cash flow. This was found not to be the case. The Economic Net Present Value (ENPV) of the preferred option, at an economic discount rate of 5,5% is plus 2,69 million Euro. The Economic Rate of Return (ERR) is 6%. The economic parameters are presented in Table 0-9. Table 0-9: Economic parameters Parameter Value ENPV 2,69 million Euro ERR 6% 0.8. Sensitivity and risk analysis The sensitivity of the results of the analyses (as measured by the FNPV/C) to changes in parameters was tested by assessing the effect on key performance indicators from changes of +/- 1% in each parameter. The analysis shows that the sensitivity of the performance indicators is relatively high for changes in sales revenue and gas prices. Changes in other operating cost items have a low or

7

medium size impact on the indicators, while the sensitivity to changes in investment costs is low. Sensitivities as measured by the ENPV are similar to those of the FNPV/K. The following table shows the sensitivities of the FNPV/K. Table 0-10: Sensitivities. Variable (+/-1%) FNPV/K,

% change Sensitivity judgment

Sales revenue (-) 39,9% High Gas price (+) 35,6% High Other fuels price (+) 4,5% Low Electricity costs (+) 2,2% Low DESOX (+) 0,6% Low Labour costs (+) 6,5% Medium Maintenance costs (+) 5,1% Medium Investment costs (+) 1,3% Low Financial discount rate (-1 pct-point) -4,6% High Economic discount rate (-1 pct-point) 0,0% High Source: Table T-10-7 The project would have some sensitivity to deviations in sales revenue, i.e. the collection of billed fees. The gradual increase of tariffs is expected to result in slightly lower collection of fees, especially in the beginning, while consumers are becoming accustomed to the tariff increases. The collection of fees should be distinguished from the effect of tariff increases on consumption of heat. It was assessed that a 1% increase in tariffs would result in a 0,2% reduction in consumption of heat. This effect was assessed to be counterbalanced by increasing heat demand due to real income growth. The sensitivity to changes in gas prices, is considerable, too, but this has been taken into account already by incorporating an upward trend of the gas price from a starting point at 300 Euro per 1000 m3 to a level of 400 Euro per 1000 m3. The project is somewhat sensitive to changes in labor and maintenance costs. These costs should be supervised and controlled throughout the reference period to avoid cost escalation. The project is less sensitive to changes in investment costs, These costs are easier to predict, also bearing in mind that all investments are to be carried out during the initial years of the reference period. All deviations in revenues and costs will be absorbed by transitional subsidies provided by the municipality. 0.9. Conclusions Main conditions: - Tariffs to be gradually increased to max. 8,5% of average household income in 2015 in order to

apply the “polluter pays” principle.

8

- Transitional subsidy to be gradually phased out until year 2015. - Affordability is ensured for all households. Main risks: - Heat sales revenue risk due to payment arrears. Mitigation: Awareness campaign and customer

relations. - Fuel cost risk due to fluctuations in fuel prices. Mitigation: Fuel supply contracts of longer

duration, and fuel flexibility that enables the operator to shift between fuels. Tasks for the municipality and operator The main tasks for the municipality include: - Decision regarding future tariff policy (gradual increase from 5.54% in 2009 to maximum

8,50% of average household. A steeper increase of tariffs would result in lower transitional subsidies, but would also result in higher annual heat bill increases.

- Ensuring the capacity of the municipality to cover the required transitional subsidy in time. - Improving the fee collection rate - Improve cost-reducing reforms at the operator with a view to reduce costs; - Improve cost planning, budgeting and control of the operator.

9

Introduction

The municipality of Timisoara and its operator of district heating services Colterm SA intend to renovate the production and distribution facilities for district heating in the city. The heat is produced in co-generation and the surplus electricity is sold to the electricity grid. The project takes place in the West Development Region of Romania, being eligible for the Cohesion Fund.

The service catchment area covers a total of 92.400 households, with a population of 224.000 inhabitants, or 73% of the entire population of 300.000. The area served is 6,28 million m2.

The project will not require additional land space, as it aims at renovating existing facilities.

The district heating is presently provided by an ineffective production process with high emissions of CO2, SO2, NOx and dust. The project will reduce emissions considerably. Most importantly, the SO2 emissions will be reduced by more than 80%, and the CO2 emissions may be reduced further via reductions of losses in transmission and distribution networks, as well as demand side management measures. This, however, is beyond the scope of the present project.

Various options for achieving reductions of emissions were tested with a view to identify the least cost solution. The selected option (O8 as presented further in this report) was compared to a do- minimum scenario of continued operation of existing facilities. A do-nothing option with closure of the district heating system and transition to gas-based apartment heating would risk leaving the poorest segments of the population without heating and was therefore discarded as politically unacceptable.

The structure of the Cost Benefit Analysis

The Cost Benefit Analysis is structured along the EU Guidelines (2002) as revised in 20081. In addition, the Cost Benefit Analysis responds to requirements of the National Guidelines for District Heating sector (2009)2.

Initially, an economic analysis is carried out, and the most attractive option is selected. This is followed by a financial analysis focusing on the funding gap, the eligibility for EU grant, the financing and the affordability. The analysis is concluded by a risk assessment.

1 Guide to cost-benefit analysis of investment projects (2002, 2008). 2 Guidelines for Cost Benefit Analysis of District Heating Projects to be supported by the Cohesion Fund and the European Regional Development Fund in 2007-2013, revised draft, March 2009.

10

Based on detailed assumptions, a model for financial and economic calculations was prepared. All calculations were carried out with the use of this model, consisting of the following worksheets and tables:

• Input: Tables T-0-1 to T-0-31 (excel sheet “Input “). • Investments: Tables T-1-1 to T-1-5 (excel sheet “Invest”). • Operations: Tables T-2-1 to T-2-5 and T-2-1 B (excel sheet “Operat”). • Economic analysis: Tables T-3-1 to T-3-6 (excel sheet “Econ”). • FNPV/C and FRR/C: Table T-4-1 to T-4-3 (excel sheet “FNPVC”). • FNPV/K and FRR/K: Table T-5-1 (excel sheet “FNPVK”). • Eligibility for funding: Table T-6-1 (excel sheet “Eligibility”). • Financial sustainability: Table T-7-1 to T-7-7, and Figure 4-2 (excel sheet “Finsust”). • Sources of finance: Table T-8-1 (excel sheet “Sources”). • Affordability: Tables T-9-1 to T-9-7, and Figure 4-1 (excel sheet “Afford”). • Risk: Tables T-10-1 to T-10-6 (excel sheet “Risk”). • Environment: Tables T-11-1 to T-11-8 (excel sheet “Envir”). • Investments and operations non-incremental : Table T-12-1 to T-12-6 (excel sheet “Opt non-

inc”). • Cost allocation to heat and electricity: Tables T-13-1 to T-13-8 (excel sheet “ANRE”). • Summary tariffs and subsidies: Tables T-14-1 to T-14-2.

In all tables, cells marked by yellow background denote exogenous information that is entered in those cells, while cells marked by green background include information that is generated from other cells.

Background on eligibility

In the General Regulation for the Structural and Cohesion Funds, major projects are defined as those with a total cost exceeding 25 million Euro in the case of the environment and 50 million Euro in the case of all the other sectors (Article 39 Regulation 1083/2006). The present project is an environmental project. It fulfils one of the criteria of being a ‘major project’, as it is an economically indivisible series of tasks related to a specific technical function and with identifiable objectives. The objective of the project is to ensure that district heating complies with environmental requirements, and the technical function is to contribute to the provision of affordable heating to the majority of inhabitants of a major city of Romania. The tasks constituting the project are economically indivisible, as the proposed package of interventions is necessary to achieve the environmental impact. The project is an investment into a revenue-generating public service. After a transition period, it is expected that consumers of heat will be charged the full cost of service in compliance with the polluter-pays principle. Full cost recovery tariffs are phased in during a transition period, taking account of affordability constraints.

11

1. Identification of investments and definition of objectives, including specification of reference period

The CBA takes into account the municipal heating strategy, in which the objectives of the SOP intervention were identified, followed by the identification of investments that would lead to the fulfillment of the objectives.

The municipal heating strategy in Timisoara identifies the sector policy targets as well as the long term development option.

1.1 Local heating energy sector policy targets

The national target in the DH sector, linked to SOP-ENV targets is reduction of negative environmental impact and mitigation of climate change caused by urban heating systems in most polluted localities by 2015. The local targets, in line with the local strategy for district heating in Timisoara are:

• Reduction of SO2, NOx and dust emissions from the large combustion plants by compliance deadlines up to the compliance limits set in the Accession Treaty;

• Reduction of CO2 emissions, thus contributing to mitigation of climate change effects; • Reduction of primary and final energy consumption; • Increased efficiency of production units to min. 86%; • Reduction of losses in primary and secondary networks to max. 15%; and • 100% coverage of future heat demand and supply continuity.

1.2 The scope of the analysis

The present analysis refers to the assessment of the investments included in the SOP project, investments that are identified as priorities according to the local heating strategy and aim at compliance with the Accession Treaty environmental requirements.

1.3 Methodology for the options analysis

The starting point for the options analysis was the urban heating strategy of Timisoara municipality, prepared in line with the Accession Treaty and other relevant national strategic documents (National Strategy for Atmosphere Protection, National Strategy for Heat Supply, National Programme for Urban Heating 2006-2015, National Allocation Plan for participating in the EU- ETS, Energy Strategy for Romania 2007-2020).

The local heating strategy in Timisoara is focused on major strategic options for the long term development of the municipal heating system as a whole. Main options took into account the following elements:

o Centralized vs. decentralized system or more individual system; o Various types of fuels (coal, fuel oil, gas etc.); and o Heating energy production only vs. co-generation alternative.

12

With the view to identify the most feasible options, the first step of the analysis was based on a multi-criteria screening and qualitative justification, eliminating thus some unrealistic options. The most feasible options were then compared in order to select the optimal scenario and to phase the deriving investments on short, medium and long term. The economically optimal scenario identified by the local heating strategy in Timisoara is to maintain and rehabilitate the existing centralised heating system. Under this scenario, 4 (four) options have been assessed and compared (in the feasibility stage). Each option included a breakdown of measures that are deemed necessary to bring the DH systems into compliance with the emission limits, as well as measures to increase the efficiency of the DH plants and to contribute to loss reductions in the transmission and distribution networks. The detailed economical analysis of the options is presented in chapter 3 of this report. The description of the four options (O1, O8, O10 and O11) assessed under the centralized heating system scenario as well as the associated investments and operational costs are presented in the following table. For easy reference, the table also illustrates the decentralized heating system option (O12) and a do-minimum option (DM). In the do-minimum scenario the actual system continues operating without the investments necessitated by the legal requirements to reduce present emissions of CO2, SO2, NOx and dust, and without the planned investments in rehabilitation of the District Heating network. Table 1-1: Overview of options. Option no. (according to the local heating strategy)

Description Priority investment, undiscounte d, million Euro

Priority investment, discounted (5%), million Euro

Dynamic unit cost of operations, Euro per GJ

Dynamic unit cost of priority investments, Euro per GJ

Total dynamic unit costs, Euro per GJ

1 2 3 4 5 6 7=5+6 O8 The actual structure is kept

operating. CET South is continuing at a lower charge with steam boilers, using a combination of bio-mass and lignite. CET Center is retrofitted, and the fuel used in CET Center is gas. A flue gas desulphurization plant is installed.

50,89 46,41 15,35 0,87 16,22

O11 Steam boilers 1, 2, 3 at CET South are closed, one new lignite fuelled Fluidized Bed Combustion (FBC) hot water boiler co-fired with bio-mass is installed at CET South. CET Center is retrofitted, and the fuel used in CET Center is gas.

70,45 61,11 16,31 1,21 17,52

O12 The central units are closed, 131,00 121,78 17,06 2,41 19,47

13

and heat is produced by gas fired heat only boilers installed in the former substations.

O1 CET South is dismantled. CET Center is retrofitted, and the fuel used is natural gas.

15,90 13,55 17,84 0,27 18,11

O10 Steam boilers 1, 2, 3 at CET South are closed, one new lignite fuelled FBC steam boiler co-fired with bio- mass is installed at CET South. CET Center is retrofitted and continues operating hot water boilers on gas.

82,45 71,48 14,99 1,41 16,41

DM Do minimum 0,00 0,00 17,05 - 17,05 Sources: Tables T-0-1 and T-12-1 to T-12-6. Total investment costs range between 15 and 131 million Euro per option (column 3). In terms of their present value, the investments lie between 13 and 122 million Euro per option (column 4). Columns 5, 6 and 7 of Table 1-1 calculate the dynamic unit costs of the options retained. Dynamic unit costs measure the (discounted) costs per (discounted) GJ of heat supply over the entire reference period. They provide an indication of the financial ranking of the options since an option with lower dynamic unit costs would be preferable to an option with higher dynamic unit costs (assuming that both options meet the same level of final heat demand while complying with the imposed emission standards). Column 5 shows the total dynamic unit costs related to the supply of heat, while column 6 shows the dynamic unit costs of the investments. Column 7 combines the two components into a measure of the overall dynamic unit costs of the five investment options and the do-minimum option. The values in column 7 indicate that option O8 has the lowest overall dynamic unit costs, and therefore should be preferred. While under option O8 the operator continues to supply heat to its customers using existing equipment, option O11 introduces a hot water fluidized bed combustion boiler replacing existing steam boilers at CET South, co-fired with biomass. Option O12 represents the replacement of the two centralized boiler plants by a number of small gas-fired “island boilers”. Option O1 closes CET South and transfers the entire heat production to CET Center, while option O10 replaces existing steam boilers at CET South with one FBC steam boiler co-fired with biomass. Option O8 was chosen as the optimal option, being the most cost-effective option which leads to environmental compliance by transition deadlines and secures safe heat supply at an affordable price for the population.

The following tables provide a breakdown of the priority investment (which form the basis for applications to the EU Cohesion Fund) with respect to purpose.

14

Table 1-2: Breakdown of the priority investment on elements with revenue and cost effects, million Euro Components Costs (million Euro) Type of

investment Type of effect

Component 1 – Rehabilitation of two hot water boilers, CAF2 and CAF4, in CET Center

7,57 -Environmental compliance - Energy efficiency

Revenue

Component 2 – Rehabilitation of three steam boilers, CAE1, CAE2 and CAE3, in CET South

17,58 -Environmental compliance - Energy efficiency

Revenue

Component 3 – New desulphurization (DESOX) plant in CET South

21,68 - Environmental compliance

Cost

Component 4 – Rehabilitation of transport pumps in CET Center and CET South

2,09 - Energy efficiency

Revenue

Component 5 - Public awareness, Technical Assistance and Supervision

1,76 - Neutral

Total components 50,68 The major part of the investment relates to heat production facilities which has as main purpose environmental compliance by reducing SO2, NOx and dust emissions from large combustion plants. Relatively small investments are included for rehabilitating the transmission pumps, which will improve the efficiency of the entire DH system. The new desulphurization plant is included in the category of “cost-investments” and it adds 1,20 million Euro of annual operating costs, starting in year 2013. The SOP project represents phase 1 of a long-term investment programme, according to the local heating strategy. Other phases of investments included in the long-term programme include rehabilitation of networks and substations, as well as further investments in the central heating plants. The proposed investments may be classified as specified in the following table: Table 1-3: Classification of the investments of Option O8.

Components Classification

Rehabilitation of existing coal fired LCPs to become highly efficient and reduce air pollution and equipping them with Flue Gas Desulphurization units (FGD’s), new, high- performance particle filters, replacing the existing burners with new ones, low NOx.

A) Co-generation or Heat Production

Source: National CBA Guidelines for DH sector, March 2009

15

2. Option Analysis 2.1 Absolute and incremental approach, and sequencing of financial and economic analysis The absolute revenues and costs of the options considered provide the fundamental basis for further analysis. Projections of revenues and costs in absolute terms are provided in excel tables T-12-1 to T-12-6, including the do-minimum option and all investment options considered. The choice of preferred option must be based on an incremental approach, comparing each do-something option with the do-minimum option, i.e. comparing each item of a do-something option, year by year, with the same item in the do-minimum option. The rationale behind the incremental approach is that it provides a tool for assessing whether additional investment costs are justified in terms of additional benefits. The present cost benefit analysis takes the point of view that the choice of option should be based on economic analysis, rather than on financial analysis. This is because the main purpose of the investment is the achievement of environmental benefits, which are not captured by the financial analysis because they do not enter into the accounts of the operator of heat services. The incremental approach is applied to select the economically most advantageous project among the five options. Once the preferred option is selected, the incremental approach is also applied to this option to determine the funding gap, the financial return on the national capital invested, and the size of the EU grant to which the project will be eligible. The project’s sustainability, funding requirements, affordability and risks, however, are based on absolute values of revenues and costs.

2.2 Definition of the do-minimum option

The do-minimum option is defined as a hypothetical benchmark against which the do-something options are assessed. Needless to say, due to environmental legislation and the deadlines for achieving the emission reductions, the do-minimum option is not a realistic option under present circumstances, but this option is still useful as an illustration of how the district heating system might evolve in the absence of such environmental requirements. In the do-minimum scenario the actual system continues operating without the investments necessitated by the legal requirements to reduce present emissions of CO2, SO2, NOx and dust, and without the planned investments in rehabilitation of the District Heating network. In this situation the present fuel mix stays unchanged, and the DH network is repaired when leakages occur. Maintenance of the DH system in the do-minimum option is envisaged without investments, as all measures to maintain the system are incorporated in the operational maintenance costs. The do-minimum option preserves the existing DH system. A more radical do-nothing option could be imagined, whereby the DH services were to be discontinued altogether and replaced by individual household and/or housing block heating. This option would make the present centralized

16

DH operator redundant, but would require private investments of all households – individually or commonly in each housing block, to establish sufficient heating. Apart from small electric heaters, investments, such as gas-based heating for each individual apartment or for each housing block, would be unattainable for the lower income segments lacking the financial means. Presently, the municipal authorities have no tools available to provide financial support for such investments. Consequently, it could be foreseen that the lowest income segments of the population presently connected to the DH system would have no common heating solution and would lack the means for investing in individual solutions. Although this radical do-nothing option would adequately describe what would happen if really nothing were done, it was considered unacceptable to the municipal authorities and the government. On the basis of the local heating strategy the fully decentralized solution was therefore excluded from the present study. In addition it could be argued that the consumers failing to install their individual heating solutions would become more vulnerable to diseases during winter. This would result in loss of income, even in casualties (lung inflammation), as well as increased health treatment costs. The economic effect hereof is not immediately quantifiable. Also, this radical option is not acceptable from the macro-economic and national policy point of view as it would increase gas consumption and reduce the use of domestic coal. The economic analysis aims at assessing the incremental cash flow on economic terms3of each option compared to the do-minimum option. It includes all revenues, i.e. sales of heat, sales of electricity and CO2 trade (CO2 penalties with a negative sign).

The economic analysis is carried out net of taxes and subsidies. It includes quantified external effects such as environmental benefits from reductions of CO2 and SO2, for which market prices exist, and adds non-quantified effects such as reduced emissions of NOx and dust (for which market prices do not exist) as well as the social effects of better heat service quality. Further, it takes into account necessary corrections for distorted prices. Thus, it serves to illustrate the value to society of each investment option, compared to doing the minimum. The selection of the preferred option is based on the economic analysis. Penalties for non-compliance with respect to environmental legislation (if applicable) are not taken into account in the case of the “do-minimum” case. Such penalties would constitute a transfer of income, which, as such, shall not enter economic analysis. In economic analysis, what is relevant in the do-minimum case is the economic cost related to additional emissions. Information substantiating the economic damage inflicted by increased emissions is not available for all type of pollutants (see above). Consequently, the unquantifiable economic effects of (avoided) emissions are taken into account in the economic analysis by adding a 100% premium to the quantifiable CO2-effect. Once the preferred option is selected, the remaining do-something options are left out of attention, and the analysis is carried out only for the preferred option compared to the situation without the project.

3 The economic analysis computes benefits and costs to society at economic prices, i.e. the unit values of resources made available and tied up by a project, at the shadow prices of those resources, i.e. at the value of their best alternative use.

17

The selected preferred option is assessed with respect to the needs for funding, the return on domestic capital, and the eligibility for funding by EU grants. Furthermore, the selected option is assessed in detail with respect to funding, i.e. whether available funds will be sufficient for financing the investment. After this, the analysis will focus on financial sustainability and affordability, looking into tariffs and subsidies. Finally, a risk assessment is provided. 2.3 Assumptions

The analyses are based upon a number of assumptions that are described below. The reference period is 20 years, from 2009 to 2028. Cash flow projections for another 15 years, i.e. until year 2043 were added for calculating the residual value of the investment that will be operated beyond the end of the reference period.

The cash flow projections are expressed in Euro in prices of 2009, excluding VAT. Financial Sustainability is also calculated in Romanian Lei (RON) in (2009) prices, and tariffs and subsidies are calculated in RON and Euro, in constant and current prices. For the core of the analysis all prices are assumed to remain constant at their 2009-level, with the exception of natural gas and electricity for which prices are assumed to increase gradually during the period 2009-20134 and then foreseen to remain unchanged for the following years. The shadow prices of CO2 and SO2 are determined on the basis of expected future prices5.

The income growth rate of the population is modeled in three scenarios for the affordability analysis: A pessimistic, an optimistic and an equilibrium scenario. The income distribution among the population, presented in deciles, is assumed to remain unchanged over the reference period. Thus, the incomes of all deciles are expected to grow proportionally.

For the analysis of the priority investment project, final heat demand is kept unchanged at the level of the last year before the reference period (2008). In a larger perspective, the final heat demand could be expected to become reduced gradually, due to a number of factors, such as:

• Development in the population; • Improved thermal insulation of dwellings; • Establishment of meters in all dwellings and housing blocks; • Establishment of thermostatic valves in all dwellings; • Billing according to meters; • Global warming.

4 Based on projections of the European Investment Bank provided to the Consultant by Jaspers. 5 These price projections are identical to projections applied in the Craiova desulphurization project, the FGD system installed at unit 8 – Isalnita Power plant - Craiova -Power Complex.

18

The unchanged final demand implies unchanged service coverage, i.e. the served area of the housing stock is kept constant. It is the same in all options, but in the do-minimum option the sales are reduced by 2% per year until year 2020 due to disconnections. This is due to the poorer service quality assumed in the do-minimum option. In the investment options, service quality improvements are accompanied by tariff increases; however, the benefits of better service quality are assessed to match the additional cost effects, resulting in an unchanged service coverage.

Investments in the heat production units are carried out during years 2010-2012, varying from option to option. Investment costs are calculated by the Consultant as part of the Feasibility Study. The investment costs of the do minimum option are zero, assuming that the system is kept operative on the basis of normal maintenance and repair.

Residual values at the end of the reference period are based on the net operating revenues the assets would generate in their remaining lifetime after the reference period6. Fuel costs cover gas and other fuels. In all options the fuel cost modeling is based on final heat consumption, plus losses in the DH network, transformed into fuel costs via a least cost load distribution on different production units estimated for each year of the reference period.

In the do-minimum case, gas fuel costs are assumed to be identical to the fuel costs of the option using the present set-up (Option O8). This is used as a fix point of the analysis. It is to be seen in connection with the final demand which is constant in Option O8, and reducing until 2020 in the do-minimum case. Thus, identical fuel consumption in the two options represent a deterioration of fuel efficiency in the do-minimum option. In the do-minimum option, the costs of other fuels are assumed to be 2% lower than in Option O8, as a result of the investments. Other operating costs cover electricity for transmission and own use, electricity for distribution, desulphurization, fixed maintenance, and staff. In the do-something options these costs are modeled according to the technological solutions. A social tax on labor is included in the basis information on staff expenses. This tax is estimated at an average of 28% of net salaries.

In the do-minimum option the electricity costs for transmission and internal services are 10% higher than in Option O8; maintenance costs are assumed to be 2% higher than in Option O8, while staff costs are set at a level 3% higher than that in Option O8. These differences reflect assumptions about lower effectiveness with respect to the said inputs in the do-minimum option compared to Option O8 and other investment options.

6 The net present value of the net operating revenues in this last operating period is based on an assumption that each of the do-something options will continue to generate revenue, modeled as an annual net revenue of 5% of the combined fuel and O&M costs, while the do-minimum option, due to the shorter lifetime of the assets, is assumed to generate only 4% on the sum of fuel and O&M costs. These are expert assumptions based on the point of view that the system would remain capable of generating a profit.

19

A cost item is included to reflect a 5% return on capital to an assumed public equity provider. This item is calculated on the basis of the sum of investments minus the accumulated depreciation. If no equity is provided this item will be zero.

As the priority investment is funded by a grant, depreciation hereof is not capitalized to the operating costs considered in financial and economic analysis.

Historic depreciation is calculated as per the amortization plan/rules of the operator and is included for tariff determination (revenue requirements) only, following the tariff setting regulations of ANRE

Revenues from sales of electricity stem from the surplus of electricity produced by the co- generation process. These revenues are seen as a by-product of heat production and should ideally be subtracted from the plant’s operating costs to arrive at a net cost for heat supply. Due to the regulations in force in Romania, DH operators must apply separate tariffs for heat and electricity, based on a cost-allocation mechanism determined by ANRE. While this mechanism is in conflict with reality inasmuch as electricity is normally sold to the grid at market prices (the DH provider is a price-taker), the mechanism is accepted in the present study as a basis for revenue calculation up until year 2014. For the period beyond 2014 it is assumed that the ANRE tariff mechanism will be adjusted, so that the market price for electricity will apply and the heat tariff be based on the net costs remaining after deduction of electricity sales revenues from total costs. In the do-minimum option. the sales of electricity is assumed to be identical to the electricity sales of Option O8, to reflect that the production is identical.

For the period until 2014 the revenues from electricity sales are based on projected future electricity prices following the tariff setting methodology currently in force in Romania. For the period beyond 2014, however, projected market prices are applied.

Penalties (payments) related to CO2 are included in the financial analysis, but excluded from economic analysis, as they are transfers rather than economic costs to the country. The same argument applies to sales of unused CO2 allowances. In financial terms, both items are of minor importance in the case of Timisoara. Selling of CO2 allowances may be feasible for DH companies, but only until the end of 2012. After 2012 the CO2 policy arrangements will change and there will no longer be CO2 quotas available for the DH companies. The affordability and sustainability analyses look into impact of various consumer affordability assumptions on the need for operational subsidies. As is explained above, the revenues from heat sales are by the formula “tariffs times sales of heat”, using the regulated ANRE tariffs, based on the currently applicable ANRE rules (until 2014) and a new methodology (beyond 2014), respectively. The prices applied to heat, electricity and fuels are presented in the following table.

20

Table 2-7: Heat, electricity and fuel price projections, 2009-2020, onwards, (ANRE). Year Heat, Euro per GJ Electricity, Euro per MWh

Natural gas, Euro per 1000 m3

Coal, Euro per ton

2009 16,09 96,74 299,93 30,00 2010 16,94 99,92 329,92 30,00 2011 17,99 103,56 362,91 30,00 2012 17,77 80,68 399,20 30,00 2013 16,11 76,81 399,20 30,00 2014 16,09 76,78 399,20 30,00 2015 16,07 68,00 399,20 30,00 2016 15,55 68,00 399,20 30,00 2017 15,47 68,00 399,20 30,00 2018 15,43 68,00 399,20 30,00 2019 15,37 68,00 399,20 30,00 2020 onwards 15,32 68,00 399,20 30,00 Sources: Tables T-0-5, T-0-15 and T-0-16. For the economic analysis, projections were prepared for all five do-something options, including investments, fuel costs, O&M costs, as well as sales of electricity and (avoided) economic costs of CO2 emissions. Also, taxes and subsidies included in the financial analysis were removed and external benefits added. The need for applying correction factors (shadow prices) was examined. Due to Romania’s consolidation of its market economy, now becoming more and more integrated into the EU, which accounts for more than 70% of Romania’s foreign trade, it was concluded that all market-based cost figures should be regarded as undistorted. Hence, none of the (financial) costs/expenses were corrected (except for taxes and subsidies). According to the Romanian National Allocation Plan for 2007 and the period7 2008-2012, the following CO2 allowances are allocated to Timisoara:

• Colterm CET Center: 717.921 tonnes over the period 2008-2012, i.e. 143.584 tonnes per year;

• Colterm CET South: 1.049.055 tonnes over the period 2008-2012, i.e. 209.811 tonnes per year.

• Total allowance: 1.766.975 tonnes over the period 2008-2012, i.e. 353.395 tonnes per year. These allocations are valid through 2012. Thereafter, allowances will no longer be extended. Rather, penalties will be issued in case of non-efficient production. Options O12 and O1 would comply with the emission limit defined by the allowances, whereas options O8, O11 and O10 would exceed the limit, resulting in CO2 penalties shown in Table T-0-18. Economic benefits include measurable and non-measurable items. The value of total non- measurable benefits is assessed to match the value of measurable benefits.

7 Romanian National Allocation Plan for 2007 and 2008-2012 periods, Ministry of Environment and Sustainable Development, Bucharest, 2007, Table 8.2.

21

The applied economic discount rate in real terms is 5,5%, and the applied financial discount rate in real terms is 5,0%, as recommended by the EU for the Cohesion Countries and adopted by the Romanian authorities8.

VAT is not included in the cash flow projections. VAT is a transfer that should not be part of the economic analysis. (The VAT rate is 19%).

However, as VAT paid is a cost to the project and may not be fully deductable from VAT on sales, the project beneficiary might face a financing gap related to such VAT payments. The National CBA DH Guideline includes the following phrase: “The part of VAT related to the non-funding gap contribution, which is ensured through a co-financing loan, as well as to other non eligible expenditures shall be considered as a non eligible cost, and the Funding Gap adjusted using a pro- rata. The Beneficiaries are requested to present the project financing plan following the model attached in Annex 6.”

The financial analysis of the present CBA includes such a financing plan.

VAT is included in the consumer tariffs.

Affordability is assessed against disposable income, whereby taxes are deducted from total income. The average tax paid was assumed at 12,7% of total income, based on data of the Romanian Statistical Yearbook, 2007 (Table 4.18).

2.4 The tariff setting methodology

Tariff setting for electricity and heat in combined heat and power plants can be modeled in two conceptually different ways: The “balancing tariff methodology” and the “allocated cost methodology”. Under the balancing tariff methodology, the heat tariff is determined on the basis of the full costs of the cogeneration process minus the revenues from sales of electricity. This methodology is in line with the concept of treating heat as the main product supplied (i.e,. heat supply is the main business), while considering electricity as a by-product of the cogeneration process. Revenues from electricity are generated by the sale of (excess) electricity to the national grid at market prices that the CHP plant cannot influence. This methodology ensures that all costs are allocated to heat and that the regulated tariff of heat (which is based on the company’s revenue requirements) is reduced in direct proportion to extra-revenues from electricity sales (which reduce the revenue requirements for the heat supply business).

8 Methodologie Cost Benefit Analysis 2007-2013, p.22. Draft WORKING DOCUMENT 4, Guidance on the methodology for carrying out Cost-Benefit Analysis, EC Directorate General Regional Policy, CDRR-06- 0006-01-EN.

22

The methodology presently applied by ANRE9 – and hence presently in use at all DH facilities – is different from the balancing tariff methodology in that it allocates cogeneration costs among DH and electricity. In particular, it assigns 1 MWh of fuel to each MWh of heat produced and assigns the remainder fuel used to electricity. Other variable inputs are allocated in a similar proportion, while fixed costs (salaries, maintenance, depreciation and environmental costs) are allocated between heat and electricity according to the amounts of MWhs produced in the form of thermal and electric energy. (For details see Section 7.7). ANRE indicated that the current methodology may be reviewed during 200910. It is assumed, however, that the current ANRE methodology will remain in force until the end of 2014 and thereafter be succeeded by a new methodology in line with the “balancing approach”.

The consequences of applying the ANRE Methodology and the balancing tariff methodology are discussed in relation to affordability and financial sustainability in Chapter 4.

3. Economic analysis

The economic analysis assesses whether the project has a positive net contribution to society and thus deserves co-financing by EU funds. A selected project alternative increases economic welfare when its economic and social benefits exceed its costs. This is expressed by the Economic Net Present Value (ENPV). The ENPV is based on the flows of economic benefits and costs. The economic benefits are the cost savings achieved by the project plus external effects such as reductions in emissions to the atmosphere. External effects are assessed at economic prices, which reflect their value to society. Future benefits and costs are discounted to the present using a social discount rate of 5,5%.

In the economic analysis taxes and other transfers represent no net benefit to society, as they are a cost to one entity and a revenue to another.

As explained above, the economic analysis takes the incremental financial flows as its starting point. It then removes transfers, adds external benefits or subtracts external costs, and finally introduces conversion factors to correct perceived price distortions if required.

As regards transfers, VAT was excluded a priori. Other transfers to be removed from the estimates used in financial analysis are the 28% surcharge on salaries and the CO2 penalties. The latter place the do-minimum option at a disadvantage (compared with all do-something options), while the

9 “The Methodology for Establishing of Electricity Regulated Prices and Quantities Sold by Generators through Regulated Contract and of Thermal Energy Prices for the Heat Provided by Cogeneration Units”, Ordinarie 57 08, Methodologie Preturi, ANRE, June 2008.

10 This statement was made at a meeting with ANRE on the 18 February, 2009.

23

former affects all options in direct proportion to their salary bills. It is worth noting that the removal of these two types of transfers does not change the ranking of the options. Concerning the externalities, the focus is on the reduction of emissions in each of the do-something options compared to doing the minimum. Positive external effects from reducing the emissions of CO2 and SO2 are accounted for as economic benefits. For some options part of the CO2 reductions stem from a lower level of electricity production, compared with the do-minimum option. It is assumed that reduced electricity production at Timisoara will be compensated for by additional generation and, thus, higher CO2 emissions elsewhere in Romania (no change in overall electricity demand), so that the CO2 effect of reduced electricity production is cancelled out. Similarly, in case of higher electricity production at Timisoara, the effect of additional CO2 emissions is offset by less electricity generation elsewhere. The CO2 effect of electricity production is assumed to be 650 kg CO2 per MWh of electricity. The assumed shadow prices of CO2 and SO2 are shown in Table 3-1. No shadow prices are attached to NOx and dust. Instead, the effect of lower emissions of NOx and dust is taken into account together with that other non-quantified benefits by imputing a lump-sum bonus.. The lump- sum bonus is assumed to equal 100% of the quantifiable benefits related to CO2 and SO2. Ii is a proxy for the avoided damaging effects of NOx and dust emissions as well as the benefits from better service quality and reliability of supply (less disruptions in heat and hot water services). Table 3-1: Shadow prices for emissions. Year Shadow price, Euro

per ton CO2 Shadow price Euro per ton SO2

Shadow price, Euro per ton NOx

Shadow price, Euro per ton Dust

2009 25 250 0 0 2010 25 250 0 0 2011 26 250 0 0 2012 27 250 0 0 2013 28 250 0 0 2014 29 250 0 0 2015 30 250 0 0 2016 31 250 0 0 2017 32 250 0 0 2018 33 250 0 0 2019 34 250 0 0 2020 35 250 0 0 2021 36 250 0 0 2022 37 250 0 0 2023 38 250 0 0 2024 39 250 0 0 2025 40 250 0 0 2026 40 250 0 0 2027 40 250 0 0 2028 40 250 0 0

24

Table 3-2 shows the discounted option-specific reductions of CO2 and SO2 emissions, valued at the shadow prices specified in Table 3-1. Table 3-2: Present values of emission reductions.

CO2 SO2 Total

PV, Million Euro PV, Million Euro

PV, Million Euro

1 2 3=1+2 O8 15,65 9,36 25,01 O11 27,01 9,54 36,55 O12 82,32 13,21 95,53 O1 56,15 14,03 70,18 O10 14,83 8,81 23,64 Note: Discount rate 5,5%. Source: Table T-11-8, columns 2, 4 and 6. The estimates suggest that all options considered would result in considerable emission reduction benefits. The economic value of the emission reductions is highest for the decentralized option (O12) and the solution that produces all heat on the basis of gas (O1). Judged by this isolated result, the options O12 and O1 appear to be most desirable. However, in an overall assessment, one has to account for all benefits (not only the avoided CO2 and SO2 emissions) and has to compare the benefits with the costs of implementing the respective option. This analysis will be done below. It is also worth noting that the options with fuel flexibility (O8, O11 and O10) enable the DH operator to mitigate effects of unexpected price hikes (e.g. for gas) by switching to alternative fuels. This advantage has not been included in the economic analysis, but should be taken into account in its own right. If domestic prices were distorted, additional corrections would be necessary for converting financial cash flows into economic cash flows. Typically, such distortions are found in closed economies where domestic prices deviate significantly from those prevailing in international markets. Due to the openness of the Romanian economy, however, the market prices underlying the cash flow projections were assessed to contain no distortions. This is equivalent to conversion factors of 1 for all resources.

The overall results of the comparative economic analysis, in terms of Economic Net Present Value (ENPV) and Economic Rate of Return (ERR), are shown in Table 3-3. The social discount rate applied is 5,5%. The results are obtained from incremental analysis (vis-à-vis the do-minimum option), taking into account the following incremental flows:

• Social tax on labor (calculated, fiscal correction); • Quantified environmental effects (CO2 and SO2) (calculated, external benefits);

25

• Non-quantifiable environmental effects (estimated, external benefits); • Sales revenues (benefits); • External costs (none); • Operating costs (O&M); • Investment costs.

Table 3-3: Economic indicators of the options.

Option (incremental to the do- minimum option) ENPV(5,5%) ERR

Million Euro % O8 2,69 6% O11 -50,23 -10% O12 -77,47 -2% O1 -37,16 Not defined O10 -13,57 2%

Source: Table T-3-6.

Note: The ERR of Option O1 is not defined, due to the configuration of the underlying cash flow – all entries are negative.

Judged by the ENPV criterion, option O8 is clearly the best solution. In fact, it is the only option with a positive ENPV. The second-best option is O10.

An additional comparison between the two top-ranking options, O8 and O10, was carried out in terms of FNPV/C. The results, which are based on a discount rate of 5%, are presented in Table 3-4.

Table 3-4: Financial indicators of the two top-ranking options.

Option (incremental to the do- minimum option) FNPV/C(5,0%) FRR/C

Million Euro % O8 -45,92 Out of range O10 -60,72 Out of range Sources: Tables T-4-1 and T-4-2.

The financial rates of return are “out of range” due to the configuration of the underlying cash flows with mainly negative entries throughout the reference period.

In sum, the results presented in Table 3-3 and Table 3-4 support the conclusion that Option O8 is the preferred solution on economic grounds and that it is also most desirable from a financial perspective. Therefore, the subsequent analyses will deal exclusively with Option O8.

26

The main economic benefits and costs of the selected option O8, compared with the do-minimum scenario, are the following: Economic benefits: Economic benefits consist of measurable and non-measurable items. The measurable items are listed first, followed by the non-measurable ones.

• Increased production efficiency (reduced operating costs per unit of output), which will lead to less emissions per GJ of heat produced. This effect is measurable;

• Reduced emission of SO2, NOx and dust. This benefit would positively impact the health situation among employees of the DH company, as well as among the entire population of Timisoara. The reductions are measurable, although a shadow price different from zero is applied to SO2, while the shadow prices of NOx and dust are set at zero. Investigations were made into the availability of health statistics that might shed light on the number of cases of respiratory illnesses and other diseases that could be attributed to the pollution of the DH system. No statistical information was available. Next, it was considered whether neighboring countries or other places would provide examples from which to assess the effect of pollution, but also this exercise did not lead to any results of sufficiently convincing quality to be used as a basis for this analysis, mainly due to the huge range of results obtained, and the lack of basis for deciding the correct comparison with Romanian conditions.

• Reduced emissions of CO2. The monetary value of this benefit is calculated via the use of shadow prices;

• Fuel flexibility: Some of the proposed options allow switching between fuels and combining e.g. gas with lignite and/or bio-fuels. This benefit is not directly measurable and difficult to value, but can be regarded as an “insurance policy” against excessive increases in fuel costs due to unilateral dependence on natural gas. This assumes that the price of lignite and bio- fuels will be less volatile than that of natural gas. This aspect may have considerable impact. For example, a gas price increase by 2% adds 1 million Euro to operating costs.

• Reduced growth of the ash deposit outside CET South. This effect was not measured, but obviously a large area of land on and around the deposit is out of agricultural use. The ash deposit is assumed to remain, but further deterioration of the surrounding environment is assumed to be avoided by the project. This would have a marginal effect on the land use close to the ash deposit;

• Access to heat services of the connected households across all income classes. This benefit is achieved via a social subsidy system that is already in place. Thus, the project has no distributional effect, so there is no reason to apply distributional weights to assess this effect;

• Better heat and hot water service quality. This will improve the wellbeing of the consumers, and reduce illnesses linked to poor heating of their dwellings. It is an improvement over the past performance and is expected to remove the incentive for the more wealthy segments of the users to disconnect and install individual gas-based heat and hot tap water solutions. The effect is embedded in the assumptions that disconnections will cease to occur. Further economic effects, such as an impact on the value of the apartments, would certainly exist, however there is no benchmark against which to assess it.

Economic costs:

• The investment costs (measured);

27

• The cost of consumables for the flue gas desulphurization plant, in options where it is included (measured).

Thus, the main economic advantage is the assumed benefit to society from lower emissions. The effect is calculated in each case compared to the emissions that would be released without the project. All other economic benefits are captured by adding an effect identical to the measurable effect of reduced emissions. This was done in the absence of reliable measurement of these effects. The justification for the chosen approach is the assessment the combined effect of these effects has no less of an economic impact compared to the measured effects. A summary of the benefits in terms of technical parameters and service quality of the selected option is provided in Table 3-5, comparing the situation in year 2013 with and without the project. 3-5: A summary of project effects, option O8.

Specific Objectives Values without project (*) or Baseline

Expected value after completion of the priority project

Year 2013 2013 Technical parameters Emissions of SO2 (t/y) 4.730 779 Emissions of NOx (t/y) 924 451 Emissions of Dust (t/y) 62,0 59,9 Emissions of CO2 (t/y) 524.978 477,252 Maintenance costs (million Euro) 7,19 7,05 Labour costs (million Euro) 9,41 9,13 Quality of services Access to basic services for the low income households

Full access Full access

Reliability of heating and hot water distribution Not satisfactory Fully satisfactory Disconnections 2% p.a. until year 2020 None (*) Refers to the projected situation at the date of the foreseen completion of the project if the Project is not implemented (business as usual) Sources: Table T-0-12, T-0-13, T-11-1.

An overview of the stream of economic costs and benefits associated with the preferred option in period 2009 - 2016 is given in Table 3-6.

Table 3-6: An overview of the flow of economic costs and benefits, option O8.

Option O8 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Social tax on labour - - 0,07 - 0,07 - 0,07 - 0,06 - 0,06 - 0,06 - 0,05 CO2 allowances (+), penalties (-) - 0,73 - 0,73 - 0,72 0,39 - - - - Fiscal correction -0,73 -0,80 -0,78 0,32 -0,06 -0,06 -0,06 -0,05

28

Quantified environmental effects - 0,39 1,46 1,64 2,32 2,37 2,42 2,47 Non-quantified environmental effects 100% Non-quantified environmental effects - 0,39 1,46 1,64 2,32 2,37 2,42 2,47 Total external benefits 0,00 0,78 2,92 3,27 4,65 4,74 4,84 4,93 Sales of electricity, CO2 allowances and penalties 0,73 0,73 0,72 -0,39 0,00 0,00 0,00 0,00

Total benefits 0,00 0,71 2,85 3,21 4,59 4,68 4,78 4,88 External costs 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Total external costs 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Total operating costs 0,00 -0,68 -0,69 -0,69 0,55 0,55 0,55 0,60 Total investment costs 0,00 18,07 19,33 13,28 0,00 0,00 0,00 0,00 Total costs 0,00 17,39 18,64 12,59 0,55 0,55 0,55 0,60 Net cash flow 0,00 -16,68 -15,79 -9,39 4,04 4,14 4,23 4,29 Source: Table T-3-1.

Table 3-6 shows that the main (incremental) benefits consist of quantified and non-quantified environmental improvements. There are no additional sales revenues during construction on top of CO2 allowance savings, which are offset by the corrections for CO2 allowances and penalties. There is a small effect from savings in staff costs, via reduced (corrected) social tax on labor.

The incremental costs consist of additional operating costs and investment costs. Initially, the operating costs are reduced due to savings in fuels and electricity, but from 2013 onwards (i.e., upon completion of the priority investments) these savings are more than offset by additional operating costs caused by the desulphurization plant.

The resulting net cash flow is dominated by the investment costs in the construction period, followed by positive economic net benefits attributable to the project’s positive environmental impacts.

29

4. Financial analysis

The purpose of the financial analysis is to determine whether the project is eligible for EU grant funding, to calculate the EU grant, and to assess the financial sustainability of the project with appropriate funding, its affordability, and the requirement for future operational subsidies. 4.1 A brief financial overview of Colterm S.A This section provides a brief overview of Colterm S.A by way of stating the consolidated costs and revenues as well as the main items on the balance sheet of the latest three years.

Table 4-1: Total costs and total revenue of Colterm (RON, EUR), 2005-2008. 2005 2006 2007 2008 Total costs, RON 187,069,156 201,089,882 202,593,011 224,040,434 Total revenue, RON 187,372,142 201,591,879 209,670,552 213,516,905 Total costs, EUR 52,844,395 56,805,051 57,229,664 56.218.116 Total revenue, EUR 52,929,984 56,946,858 59,228,969 53.577.463 Operating ratio 0,999 0,998 0,966 1,049 Source: Colterm As indicated in the table above, in 2008 total operating costs of Colterm were 224,0 million RON or 56,2 million Euro, and total revenue was 213,5 million RON, or 53,6 million Euro. Thus, the operating ratio was 224,0/213,5 = 1,049. This was a deterioration compared with the three preceding years, all of which saw an operating ratio in the range of 0,966-0,999. Costs include materials, electricity, staff, maintenance, depreciation and other operational costs, as well as financing costs. Revenues include sales of electricity, sales of heat, financial revenues and other revenues. Specifications of the allocation of costs, including depreciation, on the different parts of the system, i.e. electricity production, production of heat (centralized, substations), and heat transportation are available from Colterm S.A. This information would form the basis for detailed negotiations related to the unbundling of Colterm S.A, but this issue is not pursued further in the present analysis.

30

Table 4-2: The balance sheet of Colterm end of 2008 (RON, EUR), main items.

Colterm Balance sheet 2008 RON EUR %

1 Advanced expenses 76,538 19,206 0% 2 Current assets 108,914,916 27,329,849 17% 3 Long term assets 274,553,932 68,893,389 83% 4 Total assets 383,545,386 165.135.833 100% 5 6 Current liabilities 129,734,367 32.554.042 20% 7 Advances (subventions) 46,841,441 11.753.849 7% 8 Long term liabilities 65,300,142 16.385.662 10% 9 Capital and reserves 141,669,436 35.548.890 63% 10 Total liabilities 383,545,386 165.135.833 100% Source: Colterm The balance sheet indicates that by the end of 2008 the ratio of Colterm’s current assets to its current liabilities, the current ratio, was 0,84. Advances (subventions) are not included in the current liabilities. Advances are pre-paid “income” from operational subsidies, and would thus be available for meeting the current liabilities. The balance sheet indicates that by the end of 2008 Colterm was in possession of significant capital and reserves (63% of liabilities). The long-term liabilities (10%) were considerably smaller than the capital and reserves. The following sections deal with eligibility, financial sustainability, funding and affordability.

4.2 Eligibility: FNPV/C < 0

The purpose of the first test is to establish whether the preferred option fulfils the requirements of eligibility for funding under the EU Cohesion Fund. The test is performed on an incremental basis, i.e. in comparison to the do-minimum option.

Basically, in order to qualify for external grant support, the Financial Net Present Value of the investment (FNPV/C) at the financial discount rate of 5% must be negative. The following Table 4- 3 provides an extract of Table T-4-1 where the FNPV/C of the selected option is computed.

31

Table 4-3: Extract of the financial net cash flow of option O8, 2009-2016, million Euro.

Option O8 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Sales (CO2 allowances, penalties) 0,73 0,73 0,72 -0,39 0,00 0,00 0,00 0,00 Total revenues 0,73 0,73 0,72 -0,39 0,00 0,00 0,00 0,00 Total operating costs 0,00 -0,68 -0,69 -0,69 0,55 0,55 0,55 0,60 Total investment costs 0,00 18,07 19,33 13,28 0,00 0,00 0,00 0,00 Total expenditures 0,00 17,39 18,64 12,59 0,55 0,55 0,55 0,60 Net cash flow 0,73 -16,66 -17,93 -12,98 -0,55 -0,55 -0,55 -0,60 FRR/C Out of range FNPV/C (5%) -45,92 Source: Table T-4-1.

Table 4-3 shows that the financial net present value of the project is negative (-45,92 million Euro). The FRR/C is out of range due to the numeric properties of the net cash flow. Thus, the project passes this test, indicating that without support the project is unlikely to be undertaken, as its net cash flow to the investor is negative.

The table also illustrates, apart from the changing flows related to CO2 allowances and penalties in 2009-2012, that the project faces changes in operating costs that in the period 2009-2012 consist of savings only, but from 2013 onwards result in additional costs from operating the desulphurization plant, which more than offset the cost savings elsewhere in the system.

4.3 Distribution of savings

The project results in efficiency gains, i.e. in savings in operation costs. Savings occur with respect to:

• Fuels; • Electricity consumption; • Salaries; • Maintenance; • CO2 penalties.

On the other hand, additional costs occur for the following operations

• Desulphurization.

32

All of the savings in operational costs reduce total operational costs and are thus allocated in favour of the consumers/the providers of operational subsidies.

A breakdown of the investments and their impact on operating costs is provided in the following table.

Table 4-4: Cost investments and revenue investments, and their effects, option O8, 2009-2016, million Euro.

Option O8 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total investments - 18,16 19,42 13,31 - - - - Of which desulphurization - 7,37 7,37 7,37 - - - - Operational costs desulphurization - - - - 1,20 1,20 1,20 1,20 Operational cost effect of investments - - - - 1,20 1,20 1,20 1,20 Investments with revenue effects - 10,79 12,05 5,94 - - - - Cost savings:

- Other fuel costs - -0,10 -0,10 -0,10 -0,13 -0,13 -0,13 -0,13 - Electricity Transmiss and Internal - -0,09 -0,10 -0,11 -0,11 -0,11 -0,11 -0,11 - Electricity Distribution - - - - - - - - - Fixed Maintenance - -0,17 -0,17 -0,17 -0,14 -0,14 -0,14 -0,13 - Staff Costs - -0,32 -0,32 -0,32 -0,27 -0,27 -0,27 -0,24

Total cost savings - -0,68 -0,69 -0,69 - 0,65 - 0,65 - 0,65 - 0,60 Net effect investments with revenue impacts - 0,68 0,69 0,69 -0,55 -0,55 -0,55 -0,60 Net cash flow 0 -17,48 -18,73 -12,62 -0,55 -0,55 -0,55 -0,60 Source: Table T-4-3.

Table 4-4 shows that the positive effects on operating expenses (savings) dominate until 2013. Thereafter, the negative effect of the desulphurization plant (additional operating costs) more than offset the savings in operating costs.

4.4 Eligibility: Assessment of the financial return on national capital

In what follows, the financial return on national capital, the FRR/K, is assessed. In order for the project to be eligible for grant funding, the FRR/K must not exceed the normal required return on equity for companies operating in the sector. The rationale behind this requirement is that EU taxpayer funds should not contribute to extraordinarily high returns in the recipient country. The components for calculating the FRR/K in the initial period 2009-2016 are presented in the following table:

33

Table 4-5: Incremental revenues and costs to the owner of the DH system, 2009-2016, million Euro

Option O8 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Sales 0,73 0,73 0,72 -0,39 0,00 0,00 0,00 0,00 Residual value 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Total revenues 0,73 0,73 0,72 -0,39 0,00 0,00 0,00 0,00 Total operating costs 0,00 -0,68 -0,69 -0,69 0,55 0,55 0,55 0,60 Interests IFI 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Repayment IFI 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Reimbursement short-term loans 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Public equity 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Total national public grant contribution 0,00 9,04 9,67 6,64 0,00 0,00 0,00 0,00 Total expenditures 0,00 8,36 8,98 5,95 0,55 0,55 0,55 0,60 Net cash flow 0,73 -7,63 -8,26 -6,34 -0,55 -0,55 -0,55 -0,60

FRR/K Out of range

FNPV/K (5%) -23,68 Source: Table T-5-1.

As is indicated in Table 4-5, the FRR/K of the project is out of range due to the numerical properties of the cash flow. The FNPV/K, however, is minus 23,68 million Euro, confirming that there is no supernormal payoff to the owners of the DH system. This is because a negative FNPV implies that the internal rate of return is below the assumed discount rate of 5%. It can therefore be concluded that the project’s (sufficiently low) rate of return on national capital allows the project to obtain EU grant funding.

4.5 Eligibility: Funding gap

Once the eligibility has been established, the maximum size of the EU grant is calculated for the priority investment on the basis of incremental cash flows, according to a formula that determines a funding-gap rate based on discounted investment costs and discounted net revenue from operations.

It should be noted that normally and according to the CBA guidelines (WD4), EU finances part of the investments for eligible projects according to the funding gap analysis. However, the COCOF Note 07/0074/01 states that when the revenues (directly paid by users) fall short operating costs are then a funding gap calculation is no longer needed (there is no point in applying the funding gap method). Instead, an analysis of the financial sustainability is required to verify that throughout the project’s reference period there is enough cash to cover the related expenditure.

34

Keeping in mind the COCOF Note, the funding gap analysis is carried out for the sake of transparency only since it is clear at the outset that the (discounted) net revenues of the project are negative, i.e. that the net revenues contribute nothing to (re-) cover the investment costs. Consequently, the sustainability analysis becomes more relevant.

The funding-gap rate is applied to the total undiscounted value of investment costs to arrive at the so-called Decision Amount. The co-funding rate is applied to the Decision Amount to arrive at the maximum EU grant. This mechanism is shown in the following Table 4-6..

Table 4-6: Eligibility for EU grant.

Abbreviated name

Name Discounted

values, million Euro

Undis-counted values, million

Euro EC Eligible cost (EC) 50,68 DIC Discounted investment cost (DIC) 44,01 DNR Discounted net revenue (DNR) -1,91 EE Eligible expenditure, (EE = DIC-DNR) 44,01 R Funding-gap rate (R = EE/DIC) 100% DA Decision amount (DA = EC*R) 50,68 Crpa Maximum co-funding rate 50% EU grant Maximum EU grant = DA*Crpa 25,34 Source: Table T-6-1.

Table 4-6 takes at a starting point the priority investments identified for the preferred Option O8, i.e., 50,68 million Euro undiscounted and 44,01 million Euro discounted. The incremental revenues consist of fuel cost savings, electricity cost savings and the additional costs are incurred by the operation of the desulphurization plant. The present value of the resulting net revenues is minus 1,79 million Euro excluding the residual value of the investment, and minus 1,91 million Euro if the residual value is included. The eligible expenditure is even more than 44,01 million Euro. Consequently, the ratio of this Eligible Expenditure to Discounted Investment Cost, which is also termed the Funding-gap ratio, is 100%. This ratio is applied to the total eligible investment costs, resulting in a funding gap, termed the Decision Amount, of 50,89 million Euro. Under SOP 3 the EU may co-finance up to 50% of this amount, in the present case 25,34 million Euro, assuming co- financing by the Romanian state budget of 45% and by the local municipality budget of 5%.

35

4.6 Funding

Table 4-7 describes the sources of funds needed to implement Option O8. . The financing plan assumes that the project is fully funded by the EU grant and by state and local budget contributions.

Table 4-7: Funding sources.

Sources 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Total Million Euro

Million Euro

Million Euro

Million Euro

Million Euro

Million Euro

Million Euro

Million Euro

Local budget contribution (5%) 0,90 0,97 0,66 2,53 State budget contribution (45%) 8,13 8,70 5,98 22,81 EU grant (50%) 9,04 9,67 6,64 25,34 Total 18,07 19,33 13,28 50,68 Memo: VAT 3,43 3,67 2,52 9,62 Source: Table T-8-1.

Table 4-8 provides the financing plan according to a template that includes the VAT of the local budget investment contribution as a reclaimable, but ineligible cost. It is understood that the municipality may reclaim these funds from the state budget.

Table 4-8: Project Financing Plan, Timisoara, million Euro, undiscounted fixed prices.

EU grant: 25,34 50% of 1.1.1 State budget: 22,81 45% of 1.1.1

1.1.1)Funding gap: 50,68 100,0% of 1.1

Local budget: 2,53 5% of 1.1.1

1.1)Eligible cost: 50,68 84,05 % of 1

Non Funding Gap: 0,00 0,0% of 1.1

Reclaimed 0,48 VAT 9,62 Non-reclaimed 9,14

1)Eligible plus non- eligible costs: 60,30 100%

1.2)Ineligible: VAT: 9,62 15,95% of 1

Local budget 9,62 100% of 1.2 Others: 0,0

The two above tables show that in addition to the EU grant of 25,34 million Euro, co-financing shall be sourced from the central government contributing and the municipality in the amounts of 22,81 million Euro and 2,53 million Euro, respectively.

It is assumed that funds are available in the central government budget for its co-financing contribution. It is further assumed that the municipal budget shall have the capacity to contribute VAT on the share of investment financed by its contribution. The municipality’s contribution of 2,53 million Euro plus VAT would be sourced from the municipality’s investment budget, with a

36

distribution over three years. As indicated by Tables 4-7 and Table 4-8, the maximum annual VAT amount will be 19% of 19,33 million Euro in 2011, or 3,67 million Euro. This will constitute 2,3% of the own revenue of the municipality (159,44 million Euro in 2008).

If required, the municipality is entitled to take up external credits for the funding of investments, as long as the debt service, i.e. interest plus principal repayments on all obligations remains below 30% of the annual budget revenue. This depends on the overall commitments of the municipality.

Selected figures from the annual accounts for 2007 and 2008 of Timisoara municipality, and derived indicators, are shown in the following table.

Table 4-9: Financial indicators of the accounts of the Timisoara municipality, 2007 and 2008.

2007, Million RON

2007, Million EUR

2008, Million RON

2008, Million EUR

Own revenue of 2007 378,56 106,94 565,14 159,64

Derived indicator: 30% of total revenue 113,57 32,08 169,54 47,89 Current debt service on long term loans 30,01 8,48 43,78 12,87

Percentage Percentage Percentage Percentage Current debt service as a percentage of own revenue 7,93% 7,93% 8,76% 8,76% Source: Municipality of Timisoara.

Table 4-9 indicates that the municipality of Timisoara will be in a position to take up additional credit funding. Information was provided by the municipality11 indicating the current debt service on known commitments with projections to year 2026.

The debt service level on existing commitments for the years 2009-2015 is shown in the following table, as a percentage of own revenue.

11 Anexa 1.3 la nome si procedure.

37

Table 4-10: Debt service level of Timisoara municipality, 2009-2015, % of own revenue. (legal annual limit is 30%)

Year 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Debt service level % 15,41 19,50 20,35 19,26 16,47 14,83 14,07

Source: Timisoara municipality.

The maximum percentage of debt service to own income would occur in 2011, when the debt service percentage would reach 20,35% of own income.

4.7 Affordability

The next step in the project appraisal focuses on affordability. This section discusses the gap between present consumer payments for heat and the full cost recovery tariffs, and proposes a gradual closure of this gap over time, taking into account expected developments in household incomes over the reference period, with special emphasis on the nearest future and considering the likely impact of the current economic recession.

While affordability (ability to pay) depends solely on consumer incomes, the precise tariff gap depends also on the full cost tariff determination model applied, i.e. whether full cost tariffs are determined by ANRE’s allocated cost model or by the balancing tariff methodology. This is because the two methodologies allocate costs among heat and electricity differently, although the difference is limited.

The tariff gap results in a revenue gap which must be covered by transitional subsidies to render the heat supply financially viable. The term “transitional” subsidy is used in this context because it is assumed that the funds needed to finance the project’s investments will be available (see Section 4.6), i.e. that after EU and local investment grant contributions there is no further requirement for funds for implementing the investments of Option O8. What is needed is funding of the difference between operating costs and operating revenues, until the revenues have been increased to the full cost recovery level. It is assessed that there is a need for such funding until 2015. This is discussed in the next section on financial sustainability.

The affordability analysis starts from the current cost of DH services. The following table shows the absolute and relative consumer tariffs for 2007 and 2008, which form the basis for discussing future affordability.

38

Table 4-11: Historical tariff levels (including VAT)

Unit 2007 2008 2009 Historic tariffs, current prices RON/GCal 157,03 147,84 162,62 Historical consumer tariff, constant 2009-prices

Euro/GJ 12,09 10,52 9,14

Household consumption GJ/HH/month 3,23 3,23 3,23 Monthly cost for DH services per household, constant 2009-prices

Euro/HH/month 39,04 33,98 29,51

Monthly disposable household income (average household, constant 2009-prices)

Euro/HH/month 625 664 533

Affordability Percentage of average disposable household income

6,24% 5,12% 5,54%

Sources: Tables T-9-1 and T-9-2.

The historic tariffs were obtained from the web site of ANSRC12. These tariffs are those applied to the population, hence can be termed consumer tariffs, and they are significantly lower than the full cost tariffs. The consumer tariffs are stated in RON/GCal in current prices, and were transformed into Euro/GJ in constant 2009-prices. Household consumption is based on statistical information about the total heated area and the number of households. The household consumption is provided on a 12-month basis, i.e. the entire consumption during the heating season divided by 12. The monthly cost for DH services is obtained by multiplying the household consumption and the tariff. The monthly disposable household income is calculated by deducting tax payments, which were calculated to 12,7% of the pre-tax income. The affordability is obtained by dividing the monthly household cost for DH services by the monthly disposable household income.

The table shows that in 2007 the average household paid 6,24% of its income to DH services, in 2008 the level decreased to 5,12%, and in 2009 it increased to 5,54%. It should be borne in mind that lower decile income households will have higher DH bills in terms of percentage of their income. A social subsidy is in place to mitigate this.

Full cost recovery tariffs

The full cost recovery tariffs are determined either by deducting all revenues from costs and dividing the resulting net costs by the number of gigajoules sold (the “balancing tariff”), or by a cost allocation mechanism (the “allocated costs” tariff). Allocated costs tariffs are determined by ANRE. Three scenarios are shown in the following table: With the project: the ANRE tariff, the balancing tariff, and without the project: the ANRE tariff. In the final calculations it is assumed that ANRE will apply its present cost allocation model for the period 2009-2015, and then will change to the balancing tariff model.

12 http://www.anrsc.ro/main.php?mn=6&cont=date_stare_energetica

39

Table 4-11 B: Full cost recovery tariffs, Euro per GJ, including VAT, constant 2009-prices, 2009-2016.

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

With the project: Balancing tariff 20,11 21,13 22,37 21,96 19,92 19,89 19,86 19,24

With the project: ANRE tariff

19,94 20,95 22,19 21,67 20,34 20,32 20,29 19,67

Without the project: ANRE tariff

20,23 21,44 23,15 23,08 21,44 21,85 22,27 22,01

Source: Table T-9-1

The table shows that the full cost recovery tariff with the project reaches a peak in 2011 of between 22,19 and 22,37 Euro per Giga Joule including VAT, and then is reduced gradually, whereas without the project the tariff reaches 23,15 Euro/GJ and continues at a higher level.

The maximum affordability

The next step in the affordability analysis it to establish the maximum affordability. This issue was analyzed in a separate affordability study13, which recommended that the affordability limit would be 8,50% of the average household income.

For the do-minimum option it is assumed that the consumer tariff cannot be increased, i.e., it will remain at 5,54% of the average household income. This assumption is decisive for the size of operational subsidies required without the project.

The current economic recession is assumed to result in the following macro-economic growth pattern for the period 2009-2016.

13 Studiu de Suportabilitate, Sectorul de producere si distributie a energiei termice in sistem centralizat in Romania, BDO Accountants and Consultants, Bucharest, April 2009.

40

Table 4-12: Economic growth rate assumptions for the current economic recession.

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Equilibrium scenario -4,00% 0,10% 2,40% 3,70% 4,40% 5,20% 6,00% 5,70%

Pessimistic scenario -7,00% -2,90% -0,60% 0,70% 1,40% 2,20% 3,00% 2,70%

Optimistic scenario -1,00% 3,10% 5,40% 6,70% 7,40% 8,20% 9,00% 8,70% Sources: Tables T-9-2, T-9-3 and T-9-4. For the period 2009-2013, for the equilibrium scenario: Source: Comisia Nationala de Prognoza, “Prognoza pe termen mediu 2009-2013 varianta de primavera 2009”.

For the preferred option it is suggested that the affordability rate is increased gradually from the historical level of 5,54% (2009) to a level of 8,50% in 2015, as follows.

In the do-minimum option it is assumed that the affordability rate is kept constant at 5,54% of average household income.

A gradual approach to tariff increases is recommended. A suggested profile of increasing tariffs is shown in the following Table 4-14.

Table 4-14: Suggested tariff increases, 2009-2016.

Unit 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 GDP growth rates, equilibrium scenario

Percentage growth per year

-4,00% 0,10% 2,40% 3,70% 4,40% 5,20% 6,00% 5,70%

Affordability rate Percentage of average disposable household income

5,54% 6,00% 6,50% 7,00% 7,50% 8,00% 8,50% 8,50%

Average disposable household income

Euro/month 533 539 556 584 617 661 700 740

Affordable household bill Euro/HH/ month

29,51 32,36 36,16 40,87 46,28 52,84 59,51 62,91

Proposed Tariff Euro/GJ 9,14 10,02 11,20 12,66 14,33 16,36 18,43 19,24 Proposed household bill Euro/HH/month 29,51 32,36 36,16 40,87 46,28 52,84 59,51 62,13

Proposed household bill

Percentage of average household income per month

5,54% 6,00% 6,50% 7,00% 7,50% 8,00% 8,50% 8,40%

Tariff increases, constant prices, Euro per GJ

Percentage increase on previous year

3,34% 9,66% 11,73% 13,03% 13,23% 14,18% 12,63% 4,40%

Sources: Tables T-9-1 and T-9-2.

The suggested tariff increases are guided by the proposed increases in affordability rates. It can be seen from the above table that the tariff increases will range between 9,66% p.a. (2010) and 14,18%

41

p.a. (2014). The table also shows that the tariff increases will exceed the real growth rates in all years from 2009 to 2015, and will drop below the growth rate in 2016.

The tariff increases are stated in constant prices. Thus, the nominal tariff increases should be obtained by multiplying the tariff increase by an inflation index. This is illustrated in the following Table 4-15.

Table 4-15: Real and nominal tariff increases, 2009-2016.

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Tariff increases in Euro, real terms

3,34% 9,66% 11,73% 13,03% 13,23% 14,18% 12,63% 4,40%

Tariff increases in RON, real terms 3,97% 8,37% 10,93% 11,68% 11,86% 12,21% 12,63% 4,40%

Inflation rates 5,80% 3,50% 3,20% 2,80% 2,50% 2,30% 2,00% 2,00% Tariff increate in RON, nominal terms

10,00% 12,17% 14,48% 14,80% 14,65% 14,79% 14,88% 6,48%

Source: Table T-9-1.

Going back to constant prices, it might also be useful to examine the impact of different growth scenarios on the affordability of the full costs of the DH services. This information is provided in the following Table 4-16, showing the full cost of DH services (balancing method) as a percentage of the average household income.

Table 4-16: Cost of DH services in different growth scenarios (percentage of average household income, with the project, 2009-2016.

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Equilibrium scenario

12,09% 12,54% 12,88% 11,99% 10,64% 9,93% 9,36% 8,40%

Pessimistic scenario

12,91% 13,80% 14,60% 13,99% 12,79% 12,29% 11,91% 11,00%

Optimistic scenario 11,56% 11,64% 11,62% 10,51% 9,07% 8,23% 7,54% 6,58%

Memo: Affordability constraint

5,54% 6,00% 6,50% 7,00% 7,50% 8,00% 8,50% 8,50%

Sources: Tables T-9-1, T-9-2, T-9-3 and T-9-4.

Table 4-16 indicates that in the equilibrium scenario the cost of DH services peaks at 12,88% of the average disposable income in 2011, and decreases over time. Similar patterns are observed for the pessimistic and the optimistic scenarios, whereby the relative cost of DH services are higher for the pessimistic scenario, and lower for the optimistic scenario.

This is further illustrated in the following two tables, where the focus is shifted towards the size of transitional, operational subsidies required to cover the gap between the affordability constraint and the full cost. Here, the analysis distinguishes between two tariffs: The “allocated cost” tariff

42

determined by the current ANRE tariff methodology, and the “balancing tariff” based on the DH provider acting as a price taker on the electricity market.

In terms of Figure 4-1, illustrating the situation in 2009, the transitional operational subsidy covers the area between the full cost tariff and the fixed rate tariff. The lower incomes, those in deciles 1-4, need social subsidies to cover the triangular area in the left-hand side of the figure, between the fixed rate and the maximum payable tariffs.

Figure 4-1: Affordability, 10 income deciles, and tariffs, 2009.

Source: Table T-9-6.

The social subsidy

The consumer paid revenue is composed of own contributions of the consumers and social subsidy contributions.

The social subsidy is based on average individual income in each household, and is 10% of the heat bill in the first interval from 440 to 500 RON per capita per month. Incomes below this level are broken down into eight more intervals, and in each interval the subsidy increases by 10%-points, i.e. to 20%, 30% etc.etc. up to 90% of the DH bill for households with incomes of 0 to 125 RON per capita per month, or 0 to 103 Euro per household per month. In 2007, when the full cost household bill was 27,10 RON per month, the DH bill for households in the lowest interval would be 10% of that, or 2,71 Euro per month.

43

In 2007, the social subsidy took care of incomes below 500 RON per capita per household per month. For later years, the cut-off rates of the intervals are adjusted upwards following the inflation.

4.8 Financial Sustainability

Financial sustainability is achieved if the accumulated financial cash flow is non-negative in every year throughout the entire reference period. In what follows, this requirement is imposed by the constraint that the cumulative cash flow be zero in every year14. Financial flows are shown first for the do-minimum option and then for the preferred option to demonstrate that both options are financially sustainable, provided they are supported by sufficient operational subsidies.

Table 4-17: Financial sustainability of the do-minimum option, cash flows 2009-2016, million Euro.

Do Minimum 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Investment grants and co-financing 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Sales of heat - not incremental 31,15 31,55 31,89 32,80 33,97 35,64 37,02 38,35 Sales of electricity - not incremental 4,86 5,13 5,42 16,04 14,94 14,93 14,93 14,91 Total inflows 36,01 36,68 37,31 48,84 48,91 50,57 51,95 53,26 Total operating costs (fuel and O&M) - not incremental

73,82 78,20 82,75 91,60 83,73 83,64 83,53 81,37

Dividend to equity provider 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Total investment costs - not incremental 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Interest on IFI loan 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Loans reimbursement - IFI 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Loans reimbursement - short term 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Taxes 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Total outflows 73,82 78,20 82,75 91,60 83,73 83,64 83,53 81,37 Total cash flow before operating subsidies

-37,81 -41,52 -45,44 -42,76 -34,81 -33,06 -31,58 -28,11

Operating subsidies, general part 37,81 41,52 45,44 42,76 34,81 33,06 31,58 28,11 Cumulated total cash flow 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Sources: Table T-7-1.

14 In reality any organization would aim at a certain positive cash flow to allow for “operational capital expenses”, i.e. such capital expenses which could be foreseen, but are not budgeted.

44

Table 4-18: Summary financial sustainability, 2009-2016, million Euro.

Do Minimum - Summary 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total operating costs 73,82 78,20 82,75 91,60 83,73 83,64 83,53 81,37 Transitional subsidy 37,81 41,52 45,44 42,76 34,81 33,06 31,58 28,11 Sales of heat paid by the users 31,15 31,55 31,89 32,80 33,97 35,64 37,02 38,35 Sales of electricity 4,86 5,13 5,42 16,04 14,94 14,93 14,93 14,91 Source: Table T-7-1 B.

Tables 4-17 and 4-18 show that in the do-minimum case, i.e. in the situation without the project, transitional subsidies required to keep the cumulated total cash flow in balance start in 2009 at 37,81 million Euro, peaking in 2011 and then gradually reducing. The continued requirement for subsidies is closely linked to the assumption that consumer tariffs in the do-minimum case cannot be increased above the level of 5,54% (of household income).

Table 4-19: Financial sustainability of Option O8, cash flows 2009-2016, million Euro, allocated cost tariff 2009-2014, and balancing tariffs 2015 onwards.

Option O8 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Investment grants and co-financing 0,00 18,07 19,33 13,28 0,00 0,00 0,00 0,00 Sales of heat - not incremental 31,15 34,16 38,17 43,14 48,85 55,77 62,81 65,58 Sales of electricity - not incremental 4,86 5,13 5,42 16,04 14,94 14,93 16,39 16,39 Total inflows 36,01 57,36 62,92 72,46 63,79 70,71 79,21 81,97 Total operating costs (fuel and O&M) - not incremental 73,10 76,79 81,35 91,30 84,27 84,18 84,08 81,97 Dividend to equity provider 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Total investment costs - not incremental 0,00 18,07 19,33 13,28 0,00 0,00 0,00 0,00 Interest on IFI loan 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Loans reimbursement - IFI 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Loans reimbursement - short term 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Taxes 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Total outflows 73,10 94,86 100,68 104,58 84,27 84,18 84,08 81,97 Total cash flow before operating subsidies -37,09 -37,51 -37,77 -32,12 -20,48 -13,47 -4,87 0,00 Operating subsidies 37,09 37,51 37,77 32,12 20,48 13,47 4,87 0,00 Cumulated total cash flow 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Source: Table T-7-4.

45

Table 4-20: Summary financial sustainability, 2009-2016, million Euro

Option O8 - Summary excl investments 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total operating costs, ex VAT 73,10 76,79 81,35 91,30 84,27 84,18 84,08 81,97 Sales of heat paid by the users, ex VAT 31,15 34,16 38,17 43,14 48,85 55,77 62,81 65,58 Sales of electricity, ex VAT 4,86 5,13 5,42 16,04 14,94 14,93 16,39 16,39 Total cash flow before transitional subsidy -37,09 -37,51 -37,77 -32,12 -20,48 -13,47 -4,87 - Transitional subsidy 37,09 37,51 37,77 32,12 20,48 13,47 4,87 - Source: Table T-7-4 B.

Tables 4-19 and 4-20 refer to the preferred Option O8 and assume that ANRE’s allocated cost model for tariff determination will prevail until 2014 and thereafter be replaced with the balancing tariff model. In this case, the required transitional subsidies are those of the allocated costs model from 2009 to 2014 and those of the balancing tariff model in the years 2015 and 2016. The required transitional subsidies start in 2009 at 37,09 million Euro, peak in 2011, and go down fairly. This is also illustrated in the figure below.

46

Source: Table T-7-4 B.

47

Although the two scenarios described in the above tables are almost identical in terms of total inflows (driven by total costs), the composition of inflows is different. While in the do-minimum scenario the subsidies are reduced slowly during the period considered, because of the freezing of the affordability at 5,54%, Option O8 is linked to increasing the affordability from 5,54% to 8,50% until 2015. This allows the local authorities to reduce the subsidies more quickly and to achieve full cost recovery (no subsidies required) by 2016. Thus, in 2016 the savings to the local administration (avoided subsidies of the do-minimum option) would be 28,11 million Euro. The annual savings to the local administration from carrying out the project compared to the do-minimum option is illustrated in the two tables below, which cover the period from 2009 to 2024.

Table 4-21: Annual savings to the local administration from carrying out the project compared to the do-minimum option, 2009-2016, million Euro.

Option O8 - Summary excl investments

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Transitional subsidy without the project 37,81 41,52 45,44 42,76 34,81 33,06 31,58 28,11 Transitional subsidy with the project 37,09 37,51 37,77 32,12 20,48 13,47 4,87 - Savings from carrying out the project 0,73 4,01 7,68 10,63 14,33 19,59 26,71 28,11 Accumulated savings, 2013 onwards 14,33 33,92 60,63 88,75 Source: Table T-7-7.

Table 4-22: Annual savings to the local administration from carrying out the project compared to the do-minimum option, 2017-2024, million Euro.

Option O8 - Summary excl investments

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Transitional subsidy without the project 26,54 25,29 23,92 21,65 19,69 17,55 15,40 13,06 Transitional subsidy with the project - - - - - - - - Savings from carrying out the project 26,54 25,29 23,92 21,65 19,69 17,55 15,40 13,06 Accumulated savings, 2013 onwards 115,29 140,58 164,50 186,15 205,84 223,39 238,79 251,86 Source: Table T-7-7.

Tables 4-21 and 4-22 indicate that the savings to the local administration from carrying out the project will exceed 100 million Euro in 2017, when calculating the savings from year of commissioning of the investment, year 2013 onwards.

The assessment of the financial capacity of the municipality to cover the transitional subsidy is based on latest historical information. This is provided in Table 4-23 below.

48

Table 4-23: Extracts of municipality budgets, 2007 and 2008, million RON and million Euro.

2007,

Million RON 2008, Million

RON 2007,

Million EUR 2008, Million

EUR

Own revenue 378,56 565,14 106,94 159,64 Fuel subsidies from central government budget (income) 27,60 40,37 7,80 11,40

Heat subsidies from municipality budget (expenditure) 79,70

132,02 22,51 37,29

- Of which: for rehabilitation of DH assets

8,21 2,32

Source: Municipality of Timisoara.

Table 4-23 shows that in 2008 the fuel subsidies from the central government budget reached 11,40 million Euro, while heat subsidies from the municipality budget for the DH system and its consumers amounted to 37,29 million Euro. When comparing the required future transitional subsidies with the historical subsidies, it appears that the required future subsidies are within the framework of funds allocated from the expense budget of the municipality, also , once the future subsidy starts to reduce, appear to allow allocation of funds for rehabilitation of the DH system.

4.9: The royalty issue

In the Institutional Analysis, the future roles and responsibilities of the local administration and the operator of DH services are discussed in detail. It was felt necessary to include in the present cost- benefit analysis a section on future payments between the owner and the operator.

Assuming that the entire production facilities as well as the transmission and distribution networks are owned by the municipality, and provided that the contractual relations between the municipality and the DH provider be changed into a classical concession relationship, the financial flows between the DH provider and the municipality would consist of a royalty, which should be modeled to cover:

• Historic depreciation of the assets;

• Depreciation of new assets (in addition to those funded by grants); and

• Financial costs such as fees and interests.

In addition, and probably to be managed separately from the above, a dividend payment could be linked to the net assets. This presupposes that the owner will require that the operations generate a competitive dividend on the capital provided:

49

• Dividend on net assets owned.

These royalty items are included in Table 4-24.

Table 4-24: Depreciation, financial costs and dividend, Million Euro, 2009-2016

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Historic depreciation 4,26 3,67 3,47 3,23 3,08 2,99 2,89 2,76 Depreciation on additional assets X X X X X X X X Financial costs X X X X X X X X Dividend X X X X X X X X Source: Table T-0-2.

As the table illustrates, at present only historic depreciation is known. Depreciation on additional assets should be added in accordance with the lifetime of such new assets, while financial costs would consist of fees and interests for credits taken by the municipality to finance investments in the DH system. Finally, dividend payments should be modeled subject to the dividend policy to be applied.

At present only the historic depreciation is known. The three other items depend on the restructuring of the agreements between the municipality and the operator.

Adding the three items would have to be matched by additional transitional subsidies, until the tariff constraint of 8,50% of disposable household income is no longer a binding constraint. This is expected to happen in 2016. Therefore, for the period 2009-2015, royalty and dividend must be funded by transitional subsidies, until efficiency effects start having an effect on operating costs. Then, the efficiency effects are expected to be sufficient, and over time – more than sufficient - to finance the royalty and dividend costs. Thus, the royalty and dividend costs will extend the period of transitional subsidies, but only until efficiency effects are achieved.

4.10 Separation of financial flows

In the following lines, the financial flows are separated according to two sets of criteria: Production and distribution, and heat and electricity.

Production and distribution

For transparency reasons and as background information, a separation of the future financial flows of the selected option along the main types of services was carried out. Ideally, a breakdown would distinguish between costs for production, transmission, distribution and supply, but in the present case such degree of detail is not achievable. Table 4-25 shows a breakdown between production (including transmission) and distribution. Supply services are embedded in other accounts. The table illustrates how the eventual separation between production (including transmission) and

50

distribution would look like. However, it does not take into account a breakdown between heat and electricity.

Table 4-25: Separation of financial flows: Production and distribution, million Euro, 2009- 2016.

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Production Fuel 47,00 51,19 55,80 64,75 60,80 60,80 60,80 60,80 Transmission pumping and internal services 0,90 0,95 1,01 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 DESOX - - - - 1,20 1,20 1,20 1,20 Historic depreciation 2,73 2,59 2,50 2,38 2,32 2,28 2,26 2,16 Maintenance 5,30 5,30 5,30 5,30 3,97 3,97 3,97 3,97 Salaries 5,65 5,65 5,65 5,65 5,65 4,24 4,24 4,24 Total 61,57 65,67 70,25 79,13 74,99 73,54 73,52 73,43 Distribution Pumping 1,81 1,86 1,94 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 Historic depreciation 1,54 1,08 0,97 0,85 0,76 0,71 0,63 0,59 Maintenance 3,01 3,01 3,01 3,08 3,08 3,08 3,08 2,32 Salaries 4,90 4,90 4,90 4,90 3,49 4,90 4,90 3,67 Total 11,25 10,85 10,81 10,78 9,28 10,64 10,56 8,54 Grand total 72,82 76,52 81,07 89,91 84,27 84,18 84,08 81,97 Source: Table T-2-1 B.

Heat and electricity

The allocation of costs to heat and electricity, following the ANRE methodology, is illustrated below.

Table 4-26: Costs allocated to DH services (ANRE methodology), million Euro, 2009-2014.

2009 2010 2011 2012 2013 2014 Cost of gas 39,19 43,10 47,41 46,94 42,29 42,29 Cost of other fuel 3,85 3,85 3,85 3,85 5,22 5,22 Staff 10,14 10,14 10,14 9,72 8,52 8,52 Maintenance 7,90 7,90 7,90 7,61 6,48 6,48 Electricity costs transmission 0,82 0,86 0,92 0,96 0,96 0,96 Electricity costs distribution 1,81 1,86 1,94 1,95 1,95 1,95 Electr. Costs internal services 0,08 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 DESOX - - - - 1,20 1,20 CO2 penalties - - - - - - Historic depreciation to heat 4,18 3,59 3,40 2,74 2,61 2,53 Total, excluding profit 67,96 71,39 75,64 73,87 69,33 69,25 Source: Table T-13-3.

51

Table 4-27: Costs allocated to electricity production (ANRE methodology), million Euro, 2009-2014.

2009 2010 2011 2012 2013 2014 Cost of gas 2,69 2,96 3,25 12,86 11,78 11,78 Cost of other fuel 1,28 1,28 1,28 1,11 1,50 1,50 Staff 0,41 0,41 0,41 0,83 0,62 0,62 Maintenance 0,40 0,40 0,40 0,76 0,57 0,57 Electricity costs transmission - - - - - - Electricity costs distribution - - - - - - Electr. Costs internal services - - - - - - DESOX - - - - 0,00 0,00 CO2 penalties 0,27 0,27 0,28 1,39 - - Historic depreciation to heat 0,08 0,08 0,07 0,48 0,47 0,46 Total, excluding profit 5,14 5,40 5,71 17,43 14,94 14,93 Memo: Electricity produced, MWh 83.135 83.135 83.135 246.293 246.293 246.293 Sources: Table T-13-4 and Table T-0-30.

By deducting the costs allocated to electricity from the total costs allocated to production of heat and electricity, i.e. combining Table 4-25 and Table 4-27, it is possible to calculate the unit costs for heat production and heat distribution. This is shown in Table 4-28 (the costs) and Table 4-29 (the unit costs).

Table 4-28: Financial flows – production and distribution of heat, 2009-2016, million Euro.

HEAT PRODUCTION 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Fuel 43,03 46,95 51,26 50,78 47,51 47,51 47,51 47,51 Transmission pumping and central consumption of electricity

0,90 0,95 1,01 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05

DESOX - - - - 1,20 1,20 1,20 1,20 Historic depreciation 2,64 2,51 2,43 1,89 1,85 1,82 1,80 1,72 Maintenance 4,90 4,90 4,90 4,54 3,40 3,40 3,40 3,40 Salaries 5,24 5,24 5,24 4,82 5,03 3,62 3,62 3,62 Total 56,71 60,54 64,83 63,09 60,05 58,60 58,59 58,51 HEAT DISTRIBUTION 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Pumping 1,81 1,86 1,94 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 Historic depreciation 1,54 1,08 0,97 0,85 0,76 0,71 0,63 0,59 Maintenance 3,01 3,01 3,01 3,08 3,08 3,08 3,08 2,32 Salaries 4,90 4,90 4,90 4,90 3,49 4,90 4,90 3,67 Total 11,25 10,85 10,81 10,78 9,28 10,64 10,56 8,54 Grand total 67,96 71,39 75,64 73,87 69,33 69,25 69,15 67,06 Source: Table T-13-7.

52

Table 4-29: Computed unit costs for production and distribution of heat, 2009-2016, Euro/GJ.

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Heat production costs, million Euro

56,71 60,54 64,83 63,09 60,05 58,60 58,59 58,51

Heat distribution costs, million Euro

11,25 10,85 10,81 10,78 9,28 10,64 10,56 8,54

Total heat demand, TJ 4056 4056 4056 4056 4056 4056 4056 4056 Full cost recovery unit cost, heat production, EuroGJ

13,98 14,93 15,98 15,55 14,80 14,45 14,45 14,43

Full cost recovery unit cost, heat distribution, Euro/GJ

2,77 2,67 2,67 2,66 2,29 2,62 2,60 2,11

Total unit cost, Euro/GJ 16,76 17,60 18,65 18,21 17,09 17,07 17,05 16,53 Source: Table T-13-8.

Table 4-28 and 4-29 provide an indication of the costs of production and distribution of heat, and the related unit costs (excluding VAT), which would be applied in a situation where production costs and distribution costs were to be separated.

4.11 Key conclusions of the financial analysis

The preferred investment option fulfils the requirements of eligibility for funding under the EU Cohesion Fund, as the financial net present value is negative (minus 45,92 million Euro). After the commissioning of the project, the resulting effect on the net cash flow will be negative, because the additional operating costs relating to the new flue gas desulphurization plant exceed savings to be achieved in the heat production unit.

The EU grant will not result in supernormal payoff to the owners of the DH system, as the net present value of cash flows to the owners is negative (minus 23,68 million Euro).

The revenues directly paid by users fall short of operating costs, and a funding gap calculation is therefore not required. Still, the funding gap calculation was carried out for transparency reasons. The project is eligible to an EU grant of 25,34 million Euro, which is 50% of the investment costs. The remaining 50% are expected to be covered by the state (45%) and the municipality (5%). The municipality is also expected to cover the VAT costs of the investments (9,62 million Euro). Based on information on the level of own revenue of the municipality it is assumed that the municipality budget will have the capacity to cover both its contribution to the investment and the VAT on the entire investment amount.

The consumer tariffs are set to start from a level of 5,54% of the average household income in 2009, and to be increased gradually to 8,50% in 2015. The full cost of the DH services will exceed 8,50% until year 2016; thereafter it will decrease. This means that consumers will face tariff increased of up to 15% p.a. (in current prices) until 2015, followed by stable tariffs.

Lower income households will be protected by the existing social subsidy.

53

While consumer tariffs are being increased, the DH system still requires transitional subsidies. These will remain at a level of approximately 37 million Euro per year for 2009-2011, and will then reduce to zero in 2016.

54

5. Sensitivity analysis

5.1 Introduction and approach

The regulations of the Cohesion Fund require a risk assessment for major infrastructure and productive investment projects (Article 40 1083/2006 EU Regulations).

The risk assessment consists of studying the probability that the project will achieve a satisfactory performance in terms of net present value and cash flow.

The risk assessment is carried out through the following analytical steps:

• Sensitivity analysis to identify the critical variables and their potential impact in terms of changes in the financial indicators.

• Assessment of the probability distribution of the critical variables. • Risk analysis to estimate the expected changes in financial indicators, based on the

probability distribution of the critical variables. • Assessment of acceptable levels of risks. • Recommended actions for prevention of risks.

5.2 Sensitivity analysis

Sensitivity analysis was carried out on the effect of variations in selected variables on the financial net present value in absolute terms. The calculation aimed at determining how much the FNPV/C would change as a result of a 1% variation in an exogenous variable. As the FNPV/C in absolute terms is quite small, variations due to changes in variables are relatively high. Thus, it is assessed that a change of more than 20% would signal high sensitivity, a change around 5-10% would be a sign of medium-size sensitivity, whereas a change closer to 0% would indicate a low sensitivity. The results are shown in the following table.

55

Table 5-1: Sensitivities.

FNPV/K, % change

ENPV, % change

B/C ratio, % change

Sensitivity judgment

Base case - 17,16 -9,17 1,01

Variable (+/-1%)

Sales revenue (-) 39,9% 71,1% -1,0% High

Gas price (+) 35,6% 68,6% -1,0% High

Other fuels price (+) 4,5% 8,1% 0,0% Low

Electricity costs (+) 2,2% 3,8% 0,0% Low

DESOX (+) 0,6% 1,1% 0,0% Low

Labour costs (+) 6,5% 11,6% 0,0% Medium

Maintenance costs (+) 5,1% 8,1% 0,0% Medium

Investment costs (+) 1,3% 4,7% 0,0% Medium

Financial discount rate (-1 pct-point)

-4,6% 0,0% 0,0% Medium

Economic discount rate (-1 pct-point)

0,0% -19,3% 0,0% High

Switching value financial discount rate

-1,4%

Switching value economic discount rate

2,2%

Source: Table T-10-7

5.3 Critical variables

As illustrated by the above table, critical values include sales revenue and gas price, while price changes in labor, maintenance and investment costs would have less impact on the financial indicator.

The base case values of FNPV/K, ENPV and the B/C ratio are calculated on absolute terms, hence these values of the FNPV/K and the ENPV differ from those calculated in the part of the analysis based on incremental values compared to the do-minimum option.

56

Changes in other fuels costs, electricity costs and desulphurization costs would have a low impact on the project’s performance indicators, while the impact of labor and maintenance costs would be characterized as medium.

The B/C ratio of the base case is 1,01.

6. Risk Analysis

6.1 Probability distribution of the critical variables

The probability distribution of the critical variables to be Gaussian was assessed. This is equivalent to assuming that the future values of critical variables will be identical to their estimated values – year by year – with a stochastic error. The relative magnitude of this error is expressed by the standard deviation or variance. In the following each variable will be assessed with respect to possible biases as well as the magnitude of the standard error.

For sales revenue, i.e. the effect of tariff increases on consumption of heat, one would expect a negative elasticity, say of 20%. A reduction in consumption, however, will result in reduced variable costs, hence will have a limited impact on the cash flow of the operator.

For the gas price, the probability distribution would have a larger standard deviation. The expected upward movement of the gas price over time has been incorporated by assuming an upward trend of the gas price from a starting point at 300 Euro per 1000 m3 to a level of 400 Euro per 1000 m3, following recommendations by EIB. Due to this assumption the gas price would not be biased.

Investment costs, as well, are assessed to be easier to predict, also bearing in mind that all investments are to be carried out during the initial years of the reference period. The mean values would be close to the estimates, and the standard deviation small.

Table 5-2: Distributions, biases and standard deviations of main variables.

Variables Applied to Distribution Any bias Standard deviation

Sales revenue Financial Gaussian

Downward, (short run)

Medium

Gas price Financial Gaussian None High Investment costs Financial Gaussian None Low Estimated values were calculated, while standard deviation values were not calculated.

57

6. 2 General assessment of risks

The main risks to the sales revenue would be linked to competition to district heating from other solutions, such as individualized heating based on gas boilers in each housing block, heat pumps, electric heaters, etc. Secondly, non-payment of bills is assessed a risk during initial years, linked to the gradual introduction of the full cost recovery mechanism. In general, lower collection rates could occur if the heating services were to become unaffordable for significant segments of the consumers. Besides, a lasting reduction in the heat consumption is likely to take place due to changes to the consumers’ behavior caused by the jump in heat price (lower room temperatures and reduced hot tap water consumption), but the risk due to this is limited, as variable costs will change downward with consumption. Being a raw material, the price of natural gas has higher fluctuations, materializing largely in parallel with the international business cycle. The interest concentrates on the risk for upward movement in the gas price, which would occur during upturns of the international business cycle, and might also occur as a result of general economic growth in the longer term. The cost risk associated with higher gas prices has been taken into account in the design of the DH production facility, being in a position to switch to alternative fuels such as lignite, hard coal and bio-fuels, the unit costs of which would be less sensitive to changes in the business cycle. Other operating costs are seen as more controllable, although deviations from the technologically determined minimum could occur if the cost control and auditing were ineffective. Cost increases can be transferred to the tariffs, and there would be scope for close monitoring of the costing mechanism, based on domestic as well as international benchmarks. As long as tariffs are affordable, cost increases pose little risk. If costs result in tariff increases beyond affordable levels, then collection rates might be at risk. Investment costs could deviate from the expected levels, if deviations from normal, internationally accepted procurement rules were tolerated. Due to the design of the procurement process in the present case the risk of this type of events is assessed to be quite limited. In addition to the above-mentioned major risks within the cost-benefit analysis, a number of mainly short-term risks related to the timeliness of agreements and financing arrangements, are discussed in the Institutional Report.

58

6.3 Assessment of acceptable levels of risks

Due to the budgeting model whereby the tariff is established on a cost-plus basis with an in-built profit margin on costs of 5%, all cost changes occurring in one year would be compensated in the following year. Thus, the tariff model works as a risk minimizing mechanism. While sales decreases and cost increases are recovered by tariff increases, the real risk is in the escalation of the tariff level during the first years of the reference period. Thus, actions must be taken first of all to minimize reductions in sales revenue, and also to prevent increases in operating costs and investment costs. Mainly due to tariff considerations, a reduction in sales revenue of, say, 5%, could be accepted for a single year, but should be eliminated during the following one or two years. Similarly, increases on operating costs of, say, 10%, could be accepted for a single year, but should be eliminated over the following one or two years. For investment costs, a somewhat higher risk would be acceptable, say a 20% overrun during a single year – again, such overruns should be eliminated during the subsequent years.

Overall conclusions of the CBA

Option O8 is the preferred option, and it is feasible, but only affordable, if it is combined with a social subsidy system that covers costs of phasing in the full cost recovery tariff.

The municipality of Timisoara will be eligible for a grant under the Cohesion Fund, provided that it ensures additional equity funding to the project.

The maximum EU grant is calculated to 25,34 million Euro, based on a tariff starting at 5,54% of the average household income, increasing gradually towards the full cost recovery level, but never exceeding 8,50%.

The main problem remains the practical steps that have to be taken by the local authority, namely local decisions, risk mitigation measures or actions to ensure the sustainability of the investments. This issue is dealt with extensively in the Institutional Analysis. From a financial point of view, and in line with the above financial risk assessment, the following is concluded:

The main risks and the recommended actions (in connection with the institutional analysis) include: 1. Sales revenue risk should be addressed by the following: • Decision regarding future tariff policy (gradual increase from 5,54% in 2009 to maximum

8,50% of average household income in 2015). • Ensuring the capacity of the municipality to cover the required transitional subsidy without

delay.

59

• There could be a case of ensuring timely payment of the transitional subsidy to avoid liquidity problems of the DH operator;

• Improving the fee collection (mechanism to deal with the unpaid bills) – action local authority to be prepared by the local authority together with the operator;

• Design and implementation of an awareness campaign (mainly informing the consumers about the anticipated changes of the heating costs).

2. Risk on operating costs should be mitigated as follows: - Initiate cost-reducing reforms at the operator with a view to reduce costs; - Initiate improved cost planning, budgeting and control of the operator; action plan required in

parallel with the submission with the application (but before the financing contract is signed);

60

7. Tariff Study

7.1 Competition and tariff setting

District heating is supplied to a market in competition with alternative heating solutions, notably the individualized solution. In order to avoid disconnections and thus loss of customers the DH must be competitive on price. The unit cost of the alternative to district heating is the unit cost of the decentralized solution. In the pre-feasibility Local heating strategy Study the unit costs of district heating solutions were compared to the unit costs of the decentralized solution. The district heating solutions based on co-generation were found to be competitive, assuming that electricity sales revenues were incorporated in the heat tariff setting mechanism.

7.2 Implementation of the polluter pays principle

The polluter pays principle refers to a situation where the final consumers pay the full costs of the services including the costs of mitigating the environmental effects of the services.

Coming from a past where the producers of heat paid only part of the cost of the inputs necessary for producing the heating services, and where the final consumers also paid only part of the full costs, the government of Romania decided to remove these subsidies to producers and consumers. While the fuel subsidy was removed as from 2009, the tariff subsidy remained in place and is not expected to continue over a transitional period up until 2015.

7.3 Affordability

The full cost recovery analysis is based on information on average income per person and average number of persons per household. Statistical data on household income distribution as a national average are available up until year 2005. For 2007 data were extrapolated on the basis of the growth in GDP per capita15 .

The information is shown in the following table.

15 GDP per capita in current prices: in 2007 was 18.736 RON, and in 2005 was 13.333 RON. The ratio between the two was 1,40.

61

Table 7-1: Household income distribution, deciles, 2005 and 2007, national figures - and 2007, figures for Timisoara.

Deciles (range of income per person, 2005)

RON per household per month, 2005

EUR per household per month, 2005

RON monthly, per household, 2007

EUR per household per month, national, 2007

EUR per household per month, 2007, Timisoara

1 2 3 4 5 6 Decile # 10 (689 +) 2.772 766 3.881 1.162 1.638 Decile # 9 (500-688) 1.751 484 2.451 734 1.035 Decile # 8 (404-500) 1.408 389 1.971 590 832 Decile # 7 (340-404) 1.181 326 1.653 495 698 Decile # 6 (289-340) 1.055 291 1.477 442 623 Decile # 5 (241-289) 997 275 1.396 418 589 Decile # 4 (194-241) 883 244 1.236 370 522 Decile # 3 (152-195) 781 216 1.093 327 461 Decile # 2 (104-152) 706 195 988 296 417 Decile # 1 (1-104) 587 162 822 246 347 Average, 2005 (412) 1.212 335 x x Average, 2007 (577) x x 1.697 508 680 Reference: Local heating strategy Timisoara, Table 2.5.1-8. Source, rows 2 and 4: Romanian Statistical Yearbook 2006, Tables 4.1, 4.2, 4.3, 4.4. Source, row 6: Table T-9-2.

On the basis of an average household size of 2,94 persons in 2005 the average household income was RON 1.212 per month. The lowest income decile, i.e. the ten percent of the population with the lowest per capita income, had an average household income of RON 587 per month, or roughly half of the average, while the highest income decile had an average household income of RON 2.772 per month.

Based on GDP projections, from 2005 to 2007 the average household income increased by a factor 1,4. Thus, in 2007 the average household income had increased to 1.697 RON per month, and the income of the lowest decile had reached 822 RON per household per month.

The income distribution is taken a step further in the following table, where households are classified according to main source of income, i.e.: “Employees”, “Unemployed” and “Pensioners”.

Table 7-2: Household income distribution, national, breakdown on household categories, deciles, year 2005 and 2007, RON per month.

Deciles (range of income per person)

All households Employees Unemployed Pensioners

Decile # 10 10% 20,9% 2,0% 3,9% Decile # 9 10% 17,6% 3,3% 6,6% Decile # 8 10% 14,5% 4,6% 9,0% Decile # 7 10% 11,2% 5,0% 11,6% Decile # 6 10% 9,4% 6,1% 12,8% Decile # 5 10% 9,0% 9,7% 11,9%

62

Decile # 4 10% 7,1% 12,6% 12,4% Decile # 3 10% 5,1% 12,1% 12,7% Decile # 2 10% 3,9% 16,1% 11,4% Decile # 1 10% 1,3% 27,7% 7,7% Totals 100% 100% 100% 100% Average income, 2005, RON/month

1.212 1.682 828 922

Average income, 2007, RON/month 1.697 2.355 1.159 1.291

Deviation from average 0% +39% -34% -24% Reference: Local heating strategy Timisoara, Table 2.5.1-9. Source: Romanian Statistical Yearbook, Tables 4.1 and 4.4.

While by definition the decile distribution of all households allocates 10,0% of all households to each income decile, the distribution patterns of the four household categories deviate significantly, as illustrated in the table. Cells with more than 10% are highlighted. The table illustrates that 50% of households categorised as “Employees” are located in the three highest deciles, more than 80% are in deciles 5-10, and only 5% are in the two lowest deciles.

Similarly, more than 75% of all “Unemployed” households have incomes in the four lowest income deciles. Incomes of “Pensioner” households are more evenly distributed over the income deciles.

The average income of the West Development Region in 2007 was 664 RON per capita per month. Assuming a household size of 2,94 persons, the average household income in 2007 was 1.952 RON per month.

63

Table 7-3: Household incomes in the West Development Region and in Timisoara, 2007.

West Development Region, RON per household per month

Timisoara, “employee” households, RON per household per month

Timisoara, “pensioner” households, RON per household per month

Timisoara, average household, RON per household per month

Timisoara, average household, EUR per household per month

Relative level, 2007

100% 139% 76% X X

Actual level, 2007 1.952 2.713 1.484 X X Share of population

x 75% 25% X X

Average household income

x X x 2.406 680

Reference: Local heating strategy Timisoara, Table 2.5.2-8.

As illustrated in the above table, based on the assumption that the city population is combined of approximately three quarters of “Employees” households and one quarter of “Pensioners”16, in 2007 these two consumer segments had average household incomes of 2.713 RON and 1.484 RON per month, respectively. The resulting average household income in Timisoara was 2.406 RON per month (680 EUR per month), or 41% above the national average (1.697 RON per month).

7.4 Consumption

Law No. 933/2004 established a deadline of 30 June 2006 for all housing blocks to be equipped with housing block heat consumption meters, and a deadline of 31 July 2007 for all individual apartments to be equipped with meters for hot tap water. The law was modified by Government Decision no. 609/2007, extending the deadline for establishing individual metering to June, 2009. For Timisoara, by the end of 2006, all housing blocks had heat metering at the entrance, whereas the consumption of cold and hot water was metered individually in each apartment. During 2007 and 2008 more modern hot water meters were purchased. 17

On the basis of the above, it is assumed that in Timisoara in 2009 the majority of households will have individual hot tap water consumption meters, and that the coverage will approach 100% within a few years time.

16 Disregarding the segments of agriculture and unemployed. 17 Source: www.primariatm.ro.

64

The average heat consumption, on an annual basis, is calculated on the basis of total heat demand, total heated area and the average size of a household of 60 m2. Reduced heat demand over time is taken into account.18

The following table shows the affordability of the average consumption for the average household income and for the household income in decile 1.

Table 7-4: Production costs, consumer costs and affordability, Timisoara, 2007.

Timisoara, average household income, per month

Heat production unit cost per MWh and per GJ

Consumer tariffs per MWh and per GJ

Heat production cost per household per month

Consumer cost per household per month

Production cost, % of household income

Consumer cost, % of household income

1 2 3 4 5 6 7=5/2 8=6/2

Average household Per MWh Per MWh Consumption = 3,225 GJ or 0,90 MWh

Consumption = 3,225 GJ or 0,90 MWh

Consumption = 3,225 GJ or 0,90 MWh

Consumption = 3,225 GJ or 0,90 MWh

Currency: RON 2.406 189,73 106,83 170,76 96,15 7,10% 4,00%

Currency: EUR 680 53,60 30,18 48,24 27,16 7,10% 4,00%

Decile # 1 household

Currency: RON 1.228 189.73 106.83 170,76 96,15 13,91% 7,83%

Currency: EUR 347 53.60 30.18 48,24 27,16 13,91% 7,83%

Tariffs per GJ Per GJ Per GJ

Currency: RON 52.70 29.68

Currency: EUR 14.89 8.38

Note: Exchange rate: 3,54 RON/EUR

The table above compares heat production costs with household incomes for the average income level and income decile # 1, i.e. the 10% of the population with the lowest income. It does not take into account any social subsidies, but illustrates in columns 3 and 4 the difference between unit costs and consumer tariffs. In columns 5 and 6 the difference between production costs and consumer costs are provided for the average household consumption, and in columns 7 and 8 the affordability is shown. The upper third part of the table deals with the average income household, while the middle part deals with the decile 1 household. The low income part transforms the production unit costs and consumer tariffs from MWh to GJ.

On the basis of Table 7-4 the following conclusions can be drawn for the situation in 2007:

• The unit cost was 53,60 Euro per MWh, or 14,89 Euro per GJ.

• The consumers were charged 30,18 Euro per MWh or 8,38 Euro per GJ.

18 Please refer to the Local heating strategy, chapter 3.4.2.

65

• With a consumption of 3,225 GJ or 0,90 MWh per month (on a 12 months basis) households were charged a heating fee of 27,16 Euro per month.

• The heating fee charged was equivalent to 4,0% of the income of the average household, and to 7,83% of the income of the decile 1 household.

• The full cost of heat was equivalent to 7,10% of the income of the average household, and to 13,91% of the income of the decile 1 household.

The above calculations should be corrected for VAT and income taxes. With a VAT rate of 19% the heating fee including VAT would be 32,32 Euro per month. With income taxes of 12,7% of total income the heating fee would be equivalent to 32,32 / (680 * 0,873) = 32,32 / 594 = 5,44% of the average disposable household income. Similarly, for decile 1, the heating fee would be 32,32 / 303 = 10,67% of disposable household income.

7.5 The present and the future subsidy systems

The present subsidy system includes a producer subsidy and a consumer subsidy. The consumer tariff is set autonomously as a Local Reference Price (LRP) (GO 36/2006, based on ANRE and ANRSC decision). The LRP is set up according to a methodology published in the Official Gazette No 815/03.10.2006 based on the following formula:

LRP = Ph – S/la – S/sb

where

• Ph is the cost of heat including production, transport and distribution, approved by ANRE (RON/Gcal)

• S/la is the subvention from the Public Local Authorities (minimum 10% of the Ph) (RON/Gcal)

• S/sb is the subvention from the Central State Budget to the producer for compensating the fuel costs (maximum 45% of the fuel costs incurred by the producer when producing the total heat quantities).

S/la and S/sb are producer subsidies.

66

On the basis of the LRP, the ANSRC establishes the final consumer tariff, which may differ from the LRP.

The consumers are paying to the DH Companies only the final tariff, while the DH Company will request the difference by charging the amounts to the municipal budget. The fuel subsidy is removed as from 2009, while the tariff subsidy is expected to remain active for a transitional period up until 2015.

In addition, the consumers are entitled to consumer subsidies on social grounds. The legal basis for the consumer subsidies is Emergency Governmental Ordinance EGO57/30.08.2006 with changes to the EGO5/20.12.2003 regarding facilities to be granted to the population for payment of the heat consumption.

The consumers are entitled to receive the subsidy according to the Local Authorities’ Decisions. The Decisions are based on the income statements per household collected by the representatives of the Owners/Tenants Associations or per individual house if the case.

Besides, consumers are entitled to social subsidies that are not directly linked to specific costs like heating. Such subsidies are expected to remain in place also after 2008.

In the season 2007-2008, the social subsidies were provided by the municipal budget according to the following schedule (Left-hand part of Table 7-5 showing the first half of the season in Autumn 2007). Heat bills based on full costs and social subsidies are calculated (Column 7 of Table 7-5).

Table 7-5: Subsidies for heating, percentage of heat bill according to net income per family member, 2007. Average income

per person, lower bracket, RON per month

Average income per persons, upper bracket, RON per month

Average income per person, lower bracket, EUR per month

Average income per person, upper bracket, EUR per month

Subsidy percentage

Heat cost based on subsidised fee

Heat cost based on full cost recovery fee

1 2 3 4 5 6 7 Interval Number

Autumn 2007

Subsidised heat cost = 27,16 Euro

Full cost recovery heat cost = 48,24 Euro

1 0 125 0,00 35,31 90% 2,72 4,82 2 125.1 170 35,31 48,02 80% 5,43 9,65 3 170.1 210 48,02 59,32 70% 8,15 14,47 4 210.1 250 59,32 70,62 60% 10,86 19,30 5 250.1 290 70,62 81,92 50% 13,58 24,12 6 290.1 345 81,92 97,46 40% 16,30 28,94 7 345.1 390 97,46 110,17 30% 19,01 33,77 8 390.1 440 110,17 124,29 20% 21,73 38,59 9 440.1 500 124,29 141,24 10% 24,44 43,42 Reference: Local heating strategy Timisoara, Table 2.6.5-11. Source: HG 1197/2007, published in OJ 687/2007.

67

This table links subsidies to personal incomes. Columns 6 and 7 calculate the heat costs after subsidies for each of the ten income groups.

The heat cost is based on an average dwelling of 60 m2.

According to Table 7-5, by comparing column 7 with column 1, it can be concluded that no household would pay more than 12% of their income for heat19.

7.6 The future affordability of DH

The first step of the affordability analysis is the calculation of heat consumption per household, based on an average household size of 60 m2. The average heat consumption per household is 3,23 GJ per month (Table T-9-1).

The second step is the calculation of income growth scenarios, where an equilibrium scenario, a pessimistic and an optimistic scenario are computed on a deciles basis (upper part of Tables T-9-2, T-9-3 and T-9-4).

The third step is the calculation of the affordability ratio, i.e. the heat cost in percentage of the household income. This is done on a deciles basis (lower part of Tables T-9-2, T-9-3 and T-9-4).

The fourth step is the analysis of the affordability ratios.

The fifth step is the calculation of the required transitional subsidy. This is done in Table T-7-4.

7.7 A comment on tariff methodologies.

The basic principles for the formation of full cost recovery tariffs are illustrated in the table below. The full cost recovery tariffs together with the consumer tariffs determine the subsidies that operators will be entitled to. The full cost recovery tariffs are calculated according to an ANRE methodology, while the consumer tariffs are established by ANRSC on the basis of local reference prices (LRP).

Column 1 describes the cost items. Column 2 describes the model according to the balancing tariff methodology, whereby heat is treated as the main product, and electricity is a by-product. Columns 3 and 4 describe how costs are allocated to heat and electricity under the current ANRE methodology.

19 Calculation, for interval 9, columns 7 and 1: 43,42 Euro/HH/month / 440,1 RON/person/month/2,94 persons per HH /3,54 RON/EUR = 0,118 = 11,8%. Similar calculation for remaining intervals.

68

Table 7-6: Tariff methodologies.

1 2 3 4 Cost item Balancing tariff

methodology ANRE methodology for Heat tariff

ANRE methodology for Electricity tariff

Fuel costs All fuel costs for cogeneration

1 MWh fuel per MWh heat produced, say X

Residual fuel cost, say Y

Allocation model for other variable costs

N/A Kh = X/(X+Y) Ke = Y/(X+Y)

Other variable costs

All other variable costs, say Z Zh = Z*Kh Ze = Z*Ke

Fixed costs All fixed costs A share proportional to production

A share proportional to production

Electricity sales revenue

Deduct all electricity sales including high efficiency co- generation bonus

No deduction Deduct co-generation bonus only

Net cost Gross cost minus revenues from electricity sales

Allocated cost, no deduction of revenues from electricity sales

Allocated costs minus revenues from the co- generation bonus

Tariff including a 5% profit for the Operator

Net cost divided by amount of heat sold

Allocated cost divided by the amount of heat sold

Allocated cost divided by the amount of electricity sold

Tariff methodology

Balancing Allocated cost Allocated cost

The causality of components in the tariff calculation under the two alternative tariff methodologies is illustrated in the following table.

Table 7-7: Causalities in tariff methodologies.

Methodology Entity Level 1 Level 2 Level 3 Level 4 Balancing Total operating costs X Electricity price (exogenous, market

or agreement) X

Revenues from sales of electricity X Amount of heat sold X Heat tariff X Allocated costs Fuel costs for heating X Fuel costs for electricity X Other variable costs for heating X Other variable costs for electricity X Fixed costs for heating X Fixed costs for electricity X Bonus from sales of electricity X

69

Amount of heat sold X Amount of electricity sold X Heat tariff X Electricity tariff X

Under the balancing tariff methodology all costs of co-generation, the electricity price and revenues from sales of electricity precede the heat tariff, and the model does not generate a tariff for electricity, as electricity is sold to the grid at exogenously determined market (or agreement) prices. Thus, under this methodology there is only one product, heat, for which a tariff is determined, as illustrated in the above table, where heat tariff is determined at level 2.

Under the allocated cost methodology20, variable costs are allocated according to a key determined by the total fuel input in terms of MWh, whereby 1MWh of fuel is allocated to each MWh heat produced. The residual fuel cost is allocated to electricity. The allocation key hereby established is applied to other variable costs, while the allocation of fixed costs is made “proportionally to delivered quantities”21. Revenues from sales of electricity are not taken into account, as they result from the tariff calculated, but revenues from the high efficiency co-generation bonus, where tariffs are predetermined, are allocated fully to the electricity production. Under this methodology two tariffs are set in parallel: One for heat, and one for electricity. Thus, this methodology allows the producer to sell electricity at a cost-plus tariff, while under the balancing tariff methodology the surplus electricity would be sold at an exogenous price (market price or agreement price) not linked to the specific production. Clearly there is a conflict between setting a cost-plus tariff and being a price-taker on the electricity market.

All in all, under the balancing methodology there is one product, while under the allocated cost model there are two products.

The result of applying the balancing or the cost allocation model depends on the relative magnitudes of the costs and the electricity sales. The cost allocation model would allocate an estimated 40-50% of all costs to heating, but would not allow any deduction of revenue from sales of electricity. The balancing model would allocate 100% of costs to heat production, and would allow full deduction of revenues from electricity sales before calculating the tariff.

20 Please refer to Art. 33 of the Methodology. 21 Please refer to Art. 33 c) of the Methodology.

70

Annex 5. Basic macro-economic assumptions

The following tables are provided for reference of past and future growth rates, household consumption, population growth, population served, number of households served and service coverage. This information forms part of the assumptions for the cost-benefit calculations.

Table A.5.1-1: Macro-economic assumptions, 2005-2008

2005 2006 2007 2008

Real GDP growth, equilibrium scenario pct. 4,10 7,70 6,10 6,50

Real GDP growth, pessimistic scenario pct. n/a n/a n/a n/a

Real GDP growth, optimistic scenario pct. n/a n/a n/a n/a

Exchange rate RON/Euro 3,54 3,55

Inflation rate (Romania) Pct.p.a. 4,84% 7,85%

Table A.5.1-2: Macro-economic assumptions, 2009-2018

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Real GDP growth, equilibrium scenario pct. -4,00% 0,10% 2,40% 3,70% 4,40% 5,20% 6,00% 5,70% 5,30% 4,90%

Real GDP growth, pessimistic scenario pct. -7,00% -2,90% -0,60% 0,70% 1,40% 2,20% 3,00% 2,70% 2,30% 1,90%

Real GDP growth, optimistic scenario pct. -1,00% 3,10% 5,40% 6,70% 7,40% 8,20% 9,00% 8,70% 8,30% 7,90%

Exchange rate RON/Euro 4,25 4,20 4,17 4,12 4,07 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00

Inflation rate (Romania) Pct.p.a. 5,80% 3,50% 3,20% 2,80% 2,50% 2,30% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00%

71

Table A.5.1-3: Macro-economic assumptions, 2019-2028

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Real GDP growth, equilibrium scenario pct. 4,80% 5,00% 4,40% 4,40% 4,40% 4,40% 4,40% 4,40% 4,40% 4,40% Real GDP growth, pessimistic scenario pct. 1,80% 2,00% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% 1,40% Real GDP growth, optimistic scenario pct. 7,80% 8,00% 7,40% 7,40% 7,40% 7,40% 7,40% 7,40% 7,40% 7,40% Exchange rate RON/Euro 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 Inflation rate (Romania) Pct.p.a. 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00%

Table A.5.2-1: Demand assumptions, 2009-2018

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Total demand TJ/year 4.056 4.056 4.056 4.056 4.056 4.056 4.056 4.056 4.056 4.056 Total heated area Million M2 6,28 6,28 6,28 6,28 6,28 6,28 6,28 6,28 6,28 6,28 Heat intensity GJ/100m2 64,59 64,59 64,59 64,59 64,59 64,59 64,59 64,59 64,59 64,59 Heat intensity per household GJ/60m2 38,75 38,75 38,75 38,75 38,75 38,75 38,75 38,75 38,75 38,75 Heat consumption, GJ/HH/month GJ/HH/month 3,23 3,23 3,23 3,23 3,23 3,23 3,23 3,23 3,23 3,23

Table A.5.2-2: Demand assumptions, 2019-2028

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total demand TJ/year 4.056 4.056 4.056 4.056 4.056 4.056 4.056 4.056 4.056 4.056 Total heated area Million M2 6,28 6,28 6,28 6,28 6,28 6,28 6,28 6,28 6,28 6,28 Heat intensity GJ/100m2 64,59 64,59 64,59 64,59 64,59 64,59 64,59 64,59 64,59 64,59 Heat intensity per household GJ/60m2 38,75 38,75 38,75 38,75 38,75 38,75 38,75 38,75 38,75 38,75 Heat consumption, GJ/HH/month 3,23 3,23 3,23 3,23 3,23 3,23 3,23 3,23 3,23 3,23

72

Annex 6: List of assumptions

The “with project” and “without project” scenario assumptions are presented below, specifying demand, investments, O&M costs and revenues. Table A.6-1: Assumptions regarding demand Excel table With project Without project

T-9-1, T-0- Unchanged demand. Tariff increases are balanced by economic development. Demand decreasing by 2% p.a. until 2020, due to disconnections.

T-9-2, T-9-3, T-9-4 Population income scenarios: Pessimistic, optimistic, equilibrium Population equilibrium income scenario applied. Table A.6-2: Assumptions regarding investments Excel table With project Without project T-0-1 and T-1-1 to T-1-5 Priority investments No investments (included in maintenance) T-0-25 and T-0- 26

Residual value at end of reference period calculated on a 5% profit rate during 15 years after the reference period

Residual value at end of reference period calculated on a 5% profit rate during 15 years after the reference period

73

Table A.6-3: Assumptions regarding operations and maintenance costs Excel table With project Without project

All Fixed 2009-prices, except for natural gas and electricity which have specific price projections.

Fixed 2009-prices, except for natural gas and electricity which have specific price projections.

T-11-1 to T-11- 5 Shadow prices of CO2 and SO2 assumed to grow in real terms.

Shadow prices of CO2 and SO2 assumed to grow in real terms. CO2 emissions 10% higher than with the project.

T-0-6 Fuel costs based on final consumption plus losses. Savings on other fuels: 2%

Fuel costs based on final consumption plus losses. No savings on other fuels.

T-0-13 Staff costs reduced gradually. Staff costs 3% higher than in preferred option.

T-3-1 to T-3-5 A social tax on labor, estimated at 28% on top of net salaries, is removed in the economic analysis.

A social tax on labor, estimated at 28% on top of net salaries, is removed in the economic analysis.

T-0-9 and T-0- 10 Electricity costs according to technical effectiveness. Electricity costs 10% higher for transmission and internal services. T-0-4 No return on capital (no capital provided). No return on capital (no capital provided).

T-0-2 Depreciation of investments: 30 years. No items have shorter life time.

All present assets are assumed to have a life time of at least 30 years due to maintenance.

T-0-2 Historic depreciation is included in accordance with the depreciation plan of the operator. Historic depreciation included.

T-0-18

CO2 penalties and possible sales of unused CO2 allowances are excluded from the economic analysis and included in the financial analysis.

CO2 penalties and possible sales of unused CO2 allowances are excluded from the economic analysis and included in the financial analysis.

T-0-12 Fixed maintenance costs gradually reduced. Fixed maintenance costs gradually reduced; remaining 2% higher than in with project case.

Table A.6-4: Assumptions regarding revenue Excel table. With project Without project

T-9-1 Two revenue tracks are assessed: Balancing tariff and allocated cost tariffs.

Not relevant.

T-0-17 and T-0- 17 B

Revenue from electricity sales: Produced amount of electricity times assumed electricity price.

Revenue from electricity sales identical to the with-project revenue.

74

Table A.6-5: Assumptions regarding financial sustainability Excel table. With project Without project T-7-1, T-7-7, T- 8-1 Cumulated cash flow set to zero each hear in the reference period. Not relevant. Table A.6-6: Assumptions regarding funding sources Excel table. With project Without project

T-8-1 EU grant of 25,34 million Euro, central government grant of 22,81 million Euro, and municipality grant of 2,53 million Euro. Not relevant.

1

STUDIU DE FEZABILITATE

RETEHNOLOGIZAREA SISTEMULUI CENTRALIZAT DE TERMOFICARE DIN MUNICIPIUL TIMISOARA IN

VEDEREA CONFORMARII LA NORMELE DE PROTECTIA MEDIULUI PRIVIND EMISIILE POLUANTE IN AER SI

PENTRU CRESTEREA EFICIENTEI IN ALIMENTAREA CU CALDURA URBANA

2

Capitolul 0 – Sumar Executiv Judeţul Timiş este localizat în partea de sud-vest a României, în Regiunea de Dezvoltare Vest, stabilită în 1998. Judeţul Timiş are o suprafaţă totală de 8,697 km2 învecinat la nord cu judeţul Arad, judeţul Hunedoara la est, judeţul Caraş-Severin la sud-est, Serbia la sud-vest şi Ungaria la nord-vest.

Regiunea: Banat

Reşedinţă de judeţ: Timişoara

Populaţia judeţului: locul 8 în Romania •Total: 659,512 locuitori •Densitate: 76 locuitori/km²

Suprafaţă: locul 1 în Romania •Total: 8,697 km²

Judeţul Timiş include 10 oraşe (Timişoara, Lugoj, Sânnicolau Mare, Jimbolia, Buziaş, Făget, Deta, Gataia, Recaş şi Ciacova) şi 88 comune.

judeţul Timis

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 307.347 locuitori (anul 2007). 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.

3

oraşul Timisoara

Harta judeţului Timiş Tabelul 0.1: 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 Distribuţia angajărilor în sectoarele majore este prezentată în Tabelul urmator. Tabelul 0.2: 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 Sectorul energetic naţional trebuie să facă faţă unor provocări atât globale cât şi naţionale: securitatea alimentării cu energie, creşterea competitiei 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. 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 - până la 2017

4

POS-Mediu 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. POS-Mediu 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 specific al proiectului de termoficare din Timisoara este sa propuna un program de investitii care sa asigure conformarea cu obligatiile de mediu stabilite in Tratatul de Aderare, precum si cu obiectivele strategiilor si politicilor nationale energetice si de asigurare a agentului termic (cum ar fi cresterea eficientei energetice, flexibilitatea combustibililor, siguranta alimentarii cu caldura). Programul de investitii propus este rezultatul prioritizarii unui numar de optiuni in baza unor criterii de selectie financiare, de mediu, tehnice si de suportabilitate. Criteriile de selectie s-au definit in baza obiectivelor nationale si municipale. In urma selectarii programului de investitii pe termen lung, proiectul recomanda investitii prioritare pe termen scurt necesare asigurarii cresterii eficientei energetice si conformarii cu obligatiile de mediu stipulate in Tratatul de Aderare. Aceste investitii urmeaza sa fie finantate prin POS-Mediu Axa Prioritara 3. Strategia locala de termoficare, Studiul de Fezabilitate si Analiza Cost-Beneficiu prezinta situatia actuala, previziunile pentru dezvoltarea sistemului de termoficare si, in baza acestor informatii, propune optiuni strategice pentru reabilitarea sistemului de termoficare si investitii prioritare in vederea identificarii celei mai eficiente solutii din punct de vedere al costurilor pentru sistemul de incalzire urbana din Timisoara. Descrierea Sistemului Centralizat de Incalzire Urbana

Sistemul actual de incalzire centralizata din municipiul Timisoara consta din: - Surse: • CET Timisoara Centru • CET Timisoara Sud • 17 centrale termice locale - Retele de transport - Puncte termice - Retele de distributie CET Timisoara CENTRU CET Timisoara CENTRU include urmatoarele unitati de producere agent termic:

• Doua cazane de apa fierbinte de 50 Gcal/h ( 58,15 MWt) cu functionare pe gaze naturale, numite CAF 1 si CAF 2 ( IMA1 si IMA2)

• Trei cazane de apa fierbinte de 100 Gcal/h ( 116,3 MWt) cu functionare pe gaze naturale si pacura, numite CAF 3, CAF4, CAF 5 ( IMA3, IMA4 si IMA5)

• Trei cazane de abur cu functionare pe gaze naturale, numite CAE 1, CAE 2, CAE 3 • O turbina de abur tip AKTP 4 , cu contrapresiune la 3 bar, cu puterea de 3 MWe • Un schimbator de caldura cu placi pentru termoficare cu puterea de 21,5 MWt (18,5

Gcal/h) CAF 3 a fost retehnologizat si functioneaza cu rezultate bune. CAF1 este in curs de retehnologizare, iar CAF 2, CAF 4 si CAF 5 nu au fost inca retehnologizate.

La ora actuala, puterea termica totala instalata pentru termoficare este de 486,2 MWt.

5

Sarcina de baza va fi preluata in anii ce urmeaza de un ciclu combinat ce se va realiza in CET Timisoara CENTRU printr-un imprumut BERD. Demolarile in vederea eliberarii amplasamentului pentru aceasta investitie au fost facute iar procedura de achizitie este in curs de lansare.

Ciclul combinat va avea o putere termica nominala de 25 Gcal/h, o putere electrica de 20 MW si un consum nominal de gaze naturale de 6550 Nmc/h. Investitia totala va fi de 23,3 mil Euro.

CET Timisoara SUD CET Timisoara SUD are in compunere ca echipamente principale:

• Doua cazane de apa fierbinte de 100 Gcal/h ( 116,3 MWt) cu functionare pe lignit si gaze

naturale, numite CAF 1, CAF 2 ( IMA 7 ) • Trei cazane de abur de 100 t/h, 15 bar, 250 o C cu functionare pe lignit si gaze naturale,

numite CAE1, CAE2, CAE3 ( IMA 6) • O turbina cu abur tip R 19.7-1.4/0.3, cu contrapresiune la 1,2 bar si 19,7 MWe • Trei schimbatoare de caldura tubulare pentru termoficare cu capacitatea de 50 Gcal/h

(58,15 MWt) • Patru cazane de abur de 10 t/h, 15 bar avur supraincalzit, cu functionare pe gaze naturale,

mentinute in rezerva rece. La ora actuala puterea termica totala instalata pentru termoficare este de 406,6 MWt. Tabelul de mai jos prezintă IMA din Colterm care în acest moment nu sunt conforme din punctul de vedere al emisiilor de SO2, NOx şi pulberi: Tabelul 0.3: Instalatii mari de ardere neconforme SO2 NOx Pulberi Depăşirea VLE IMA6; IMA 7 IMA 2; IMA 4; IMA 5; IMA 6; IMA 7 - Depăşirea plafonului

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). Tabelul 0.4: Perioade de tranzitie IMA SO2 NOx Pulberi 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 plafoane. CET Sud: IMA 6 şi 7 nu îndeplinesc cerinţele privind NOx şi SO2 referitoare la VLE şi plafoane. 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:

6

-1 celulă în folosinţă, -1 celulă de rezervă, -1 celulă supusă unor lucrări de ridicare a nivelului. Centrale termice insulare (locale) Sistemul de termoficare din Timisoara include 17 centrale termice insulare care functioneaza pe gaze naturale. Situatia actuala a modernizarilor este urmatoarea:

- 3 dintre aceste centrale termice vor fi retehnologizate prin trecerea la productia

combinata de caldura si energie electrica, avind ca echipamente de baza motoare Diesel cu gaze naturale.

- 3 centrale termice au fost modernizate prin inlocuirea totala a echipamentelor - 11 centrale termice sunt numai partial modernizate prin inlocuirea echipamentrelor celor

mai uzate. Retele termice de transport Lungimea totală (geografică) a reţelei de transport în Timişoara este de 73 km, din care aprox. 20% este reabilitata. Puncte termice Sistemul de termoficare al municipiului Timisoara cuprinde 114 puncte termice de distributie ale caldurii si apei calde, dintre care 68 au fost reabilitate in totalitate. Retele termice de distributie Lungimea totală (geografică) a reţelei de distributie din Timişoara este de 310 km. In prezent, peste 65% din reteaua de distributie este reabilitata. 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 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 precum si cu viitoarele cerinte ce vor fi impuse de noua Directiva IPPC post 2016 (IPPC Recast)

• 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

7

• 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 cazanele pe gaz şi 86% pentru cele pe lignit

• cogenerare de inalta eficienţă cu economie de combustibil primar de cel puţin 10% în comparaţie cu producţia separată de energie electrică şi termică la performanţa de referinţă respectivă

• reducerea pierderilor de căldură în reţele la maxim 15% din producţia de energie termică Analiza Optiunilor in strategia locala de termoficare 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. Pe baza analizei sistemului existent de încălzire centralizată în Timişoara şi pe baza considerentelor strategice identificate, au fost analizate 3 scenarii ce cuprind 13 opţiuni diferite: Tabelul 0.5: Scenarii analizate

Scenariu Descriere

Scenariul 1 (S1) Sistem centralizat de încălzire, inclusiv surse pentru producţia de încălzire centralizată, reţea de transport, puncte termice, reţele de distribuţie, centrale termice locale

Scenariul 2 (S2) Sistem descentralizat de încălzire, inclusiv: producerea caldurii in cogenrerare în instalaţii locale cu ardere pe gaz instalate în fostele puncte termice, reţele de distribuţie, CT-uri (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. Tabelul 0.6: Optiuni analizate

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 de abur 1, 2, 3 pe lignit. CET Centru operează cazanele de apă fierbinte 1, 2, 3, 4 pe gaz. Sunt implementate „soluţiile de la

8

Scenariu Opţiune Descrierea opţiunii (pe scurt) capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer.

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 fierbinte 1, 2, 3, 4 pe gaz. Sunt implementate „soluţiile de la capătul conductei” pentru reducerea emisiilor în aer.

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

CET Centru şi CET Sud continuă funcţionarea pe combustibilii existenţi. CET Sud operează cazane apă fierbinte 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-incinerare pe biomasă în Sud, Centru pe gaz

CET Sud operează cazanele cu abur 1, 2, 3 pe lignit cu co-incinerare de biomasă de până la 10%. CET Centru continuă operarea cazanelor apă fierbinte 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 fierbinte cu co-incinerare pe biomasă în Sud, Centru pe gaz

CET Sud operează cazanele apă caldă 1, 2 pe lignit cu co-incinerare de biomasă de până la 10%. CET Centru continuă operarea cazanelor apă fierbinte 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-incinerare în Sud/biomasă la sarcină mai scăzută, Centru pe gaz

CET Sud operează cazanele cu abur 1, 2, 3 pe lignit cu co-incinerare de biomasă de până la 10% la sarcină mai scăzută. CET Centru continuă operarea cazanelor de apă fierbinte 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- incinerare cazane apă fierbinte în Sud/biomasă la sarcină mai scăzută, Centru pe gaz

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

9

Scenariu Opţiune Descrierea opţiunii (pe scurt) O10: FBC pe abur (combustie în pat fluidizat) în Sud, co-incinerare 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 fierbinte 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Calculele sunt realizate cu 5% biomasă insă cazanul poate utiliza până la 35% biomasă.

O11: FBC apă caldă în Sud, co- incinerare 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 fierbinte 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Calculele sunt realizate cu 5% biomasă insă cazanul 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%)

Analiza multicriteriu este primul filtru utilizat pentru selectarea opţiunilor cele mai probabile ce au fost analizate în continuare la nivel de studiu de fezabilitate şi analiză cost-beneficiu. În urma evaluării, s-a recomandat mentinerea sistemului centralizat si analiza, la nivel de studiu de fezabilitate, a urmatoarelor optiuni centralizate: O1, O8, O10 si O11. Ca referinta, s-a pastrat in analiza si optiunea descentralizata O12. Prognoze la nivel de strategie locala de incalzire si Studiu de Fezabilitate Strategia locala de incalzire s-a elaborat in baza previziunilor pe urmatorii 20 de ani pentru livrarile de caldura, productia de caldura si pierderi. In cadrul Analizei Cost-Beneficiu, deoarece se iau in calcul doar investitiile prioritare de mediu, nu si investitiile pe termen mediu si lung de eficientizare energetica, prognoza pentru necesarul de caldura este constata, la nivelul anului 2008. Prognoza privind consumul de caldura O reducere cu 40% a consumului de căldură (TJ) de-a lungul unei perioade de 15 ani

(distribuită cu 2,67 %-puncte pe an între 2009 - 2023).

10

Consumul de caldura caldura va descreşte faţă de cel actual şi apoi se va stabiliza la un nivel constant de-a lungul întregii perioade de planificare rămase. Cifrele date sunt transformate în date pentru anul de referinţă. Această proiecţie se bazează pe:

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 Evolutia deconectarilor si reconectarilor pentru ultimii ani este continuta in tabelul de mai jos.

Tabelul 0.7: Evolutia deconectarilor si reconectarilor la sistemul de termoficare

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

Sector Servicii 41 23 16 12 8

Industrii 2 1 -2 0 0 Valorile negative din tabel indică reconectările.

Pe baza acestei dezvoltări a ratei de deconectare şi a politicii 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.

Pierderi în reţeaua de termoficare Se prognozeaza că reabilitarea în intregime a reţelelor de transport şi distribuţie va fi realizată pina in anul 2015 (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 la 15% (în comparaţie cu producţia totală de căldură din 2007 transpusă într-un an de referinţă) începând cu 2015. Rezultatul prognozelor Prognoza generală a necesarului de căldură viitor este calculată pe baza ipotezelor de mai sus privind dezvoltarea consumului specific, a suprafeţei încălzite şi a pierderilor din reţea. Tabelul urmator arata evolutia producţiei corespunzătoare de căldură, a necesarului de caldura (vânzări) si a pierderilor din retele.

11

Tabelul 0.8: Prognoza privind consumul de caldura, necesarul de caldura, pierderile de caldura si productia in urmatorii 20 de ani

An Necesarul de căldură

[TJ]

Pierderi din reţea [TJ]

Producţie de căldură

[TJ] 2008 4.056 959 5.015 2009 3.941 929 4.870 2010 3.835 900 4.735 2011 3.726 870 4.596 2012 3.617 841 4.458 2013 3.511 811 4.322 2014 3.402 781 4.183 2015 3.293 752 4.045 2016 3.187 752 3.939 2017 3.078 752 3.830 2018 2.969 752 3.721 2019 2.863 752 3.615 2020 2.754 752 3.506 2021 2.645 752 3.397 2022 2.539 752 3.291 2023 2.430 752 3.182 2024 2.430 752 3.182 2025 2.430 752 3.182 2026 2.430 752 3.182 2027 2.430 752 3.182 2028 2.430 752 3.182 In baza curbelor clasate modelate, tabelul de mai jos prezintă prognoza necesarului si productiei de caldura pe cele doua centrale Centru si Sud, precum si estimarea unor puteri caracteristice (maxim iarna, mediu şi minim vara) pentru anii de inceput si sfirsit ai intervalului de prognoza. Tabelul 0.9: Prognoza necesarului si productiei de caldura Progoza bazata pe anul climatic de referinţă

Producţie căldură

[TJ]

Necesar căldură [TJ] Necesar maxim

productie de căldură iarna

[MWt]

Necesar mediu productie de căldură vara

[MWt]

Necesar minim productie de căldură

vara [MWt]

2008 5.015 4.056 400 29 23

2028 3.186 2.434 300 23 17

Prognoza necesarului de caldura la nivelul Analizei Cost-Beneficiu pentru proiectul prioritar de investitii este de 4.056 TJ/an (necesarul la nivelul anului 2008). Analiza optiunilor la nivel de Studiu de Fezabilitate Pentru cele 5 optiuni, s-au analizat urmatoarele actiuni de retehnologizare (tabel sintetic): Tabelul 0.10: Sinteza actiunilor de retehnologizare Optiunea / Retehnologizari si investitii noi

O1 O8 O10 O11 O12

Retehnologizare CAF 2 de 58,15 MW CET Centru

X

X

X

X

Retehnologizare CAF 4 de 116,3 MW CET Centru

X

X

X

X

Retehnologizare CAF 5 de 116,3 MW CET

12

Optiunea / Retehnologizari si investitii noi

O1 O8 O10 O11 O12

Centru X Ciclu combinat abur gaze 29 MWt CET Centru

X X X X

Retehnologizare 3 cazane abur 100 t/h pe lignit existente CET Sud

X

Instalatie de desulfurare CET Sud X Instalatie dozare biomasa X X X Cazan nou de abur cu arderea lignitului in strat fluidizat 200 t/h CET Sud

X

Cazan nou de apa fierbinte cu arderea lignitului in strat fluidizat 116,3 MWt CET Sud

X

Retehnologizare statii pompe transport termoficare

X

X

X

X

Echipare puncte termice cu cazane de apa calda gaze-CLU

X

Calculul investitiilor, cheltuielilor si veniturilor pentru fiecare optiune s-a facut in baza urmatoarei analize:

• Acoperirea curbelor de sarcina • Valoarea investitiilor necesare pentru fiecare optiune • Calculul cheltuielilor variabile si fixe pentru fiecare optiune • Calculul productiei de energie electrica si al veniturilor din vinzarea energiei electrice.

Calculul veniturilor sau cheltuielilor cu emisiile de CO2 pina in anul 2012. Eficienta cazanelor si ciclurilor si situatia cheltuielilor cu emisiile CO2 incepind cu anul 2013

• Preturi • Calculul emisiilor pentru fiecare optiune. Emisii permise

Analiza Cost-Beneficiu recomanda Optiunea O8 ca fiind optiunea cea mai avantajoasa pentru implementare. Tabelul urmator prezinta valorile limita de emisii dupa termenele de conformare si valori momentane asigurate ca urmare a retehnologizarilor pentru optiunea O8, la functionarea pe combustibilul de baza. Tabelul 0.11: VLE si valori momentane dupa retehnologizare Unitatea VLE NOx

Mg/Nmc NOx dupa retehn. Mg/Nmc

VLE SO2 mg/Nmc

SO2 dupa retehn. Mg/Nmc

VLE Pulberi mg/Nmc

Pulberi dupa retehn. Mg/Nmc

CAF1 Centru (IMA 1) funct. pe gaze (deja retehnologizat)

300

200

35

35

5

5

CAF 2 Centru (IMA2) funct pe gaze

300

200

35

35

5

5

CAF3 Centru (IMA3) funct pe gaze (deja retehnologizat)

300

200

35

35

5

5

CAF 4 Centru (IMA 4) funct pe gaze

300

200

35

35

5

5

Cazane de abur 100 t/h lignit CET Sud (IMA 6) funct pe lignit

540 200 1145 250 81 20

13

Toate instalatiile retehnologizate satisfac valorile limita de emisii reglementate conform Acordului Integrat de Mediu, atat la functionarea pe combustibil de baza cat si pe cel de rezerva (conformarea cu Directiva IMA). Cantitatile anuale de emisii pentru principalii poluanti la functionare nominala si pe combustibil de baza, dupa retehnologizare, vor fi: NOx (t/an) SO2 (t/an) Pulberi (t/an) IMA1 18 0 0 IMA2 18 0 0 IMA3 60,5 0 0 IMA4 60,5 0 0 IMA6 294 779 57 Total: 451 779 57 Ca urmare a implementarii investitiilor propuse, situatia incadrarii in valorile limita impuse de Directiva IPPC Recast pentru NOx, SO2 si pulberi este urmatoarea:

• CET SUD: Nu vor fi necesare masuri suplimentare din 2016; masurile propuse indeplinesc cerintele viitoarei Directive IPPC-Recast

• CET CENTRU: acest proiect propune masuri primare de reducere a emisiilor de NOx; dupa 2015, se vor implementa masuri suplimentare de reducere a emisiilor de NOx la IMA1- IMA4

Proiectul va cuprinde urmatoarele componente: Componenta 1 – Retehnologizarea a doua cazane de apa fierbinte, CAF2 si CAF4, in CET Centru

a)Retehnologizarea cazanului de apa fierbinte CAF2 (IMA2) de 50 Gcal/h (58,15 MWt) pentru arderea gazelor naturale cu emisii reduse de NOx, cresterea eficientei, monitorizarea continua a emisiilor. Retehnologizarea CAF cuprinde urmatoarele interventii:

• instalarea unor arzatoare de gaze naturale cu NOx redus • reparatia capitala a partii sub presiune • inlocuirea automatizarii cazanului • realizarea unei instalatii on-line de monitorizare a noxelor (NOx, SO2, pulberi)

b)Retehnologizarea CAF 4 (IMA4) de 100 Gcal/h ( 116,3 MWt) pentru arderea gazelor naturale si a CLU cu emisii reduse de NOx, cresterea eficientei, monitorizarea continua a emisiilor. Retehnologizarea CAF include urmatoarele interventii :

• instalarea unor arzatoare de gaze naturale si CLU cu NOx redus • reparatia capitala a partii sub presiune • inlocuirea automatizarii cazanului • realizarea unei instalatii de monitorizare a noxelor (NOx, SO2, pulberi)

Componenta 2 – Retehnologizarea a trei cazane de abur, CAE1, CAE2 si CAE3 (IMA6) in CET Sud -Retehnologizarea a trei cazane de abur (CAE 1, CAE2, CAE 3) pe lignit de 100 t/h, 15 bar, 250 o C care apartin de IMA 6 pentru arderea cu NOx redus si pentru cresterea eficientei. Retehnologizarea fiecarui cazan include urmatoarele interventii:

14

- • realizarea unui sistem de alimentare a focarului cu aer superior pentru reducerea emisiei de

NOx • realizarea unui sistem de injectie uree la fine focar (SNCR) pentru reducerea emisiei de NOx • instalarea unui gratar de postardere, in scopul cresterii eficientei cazanului prin diminuarea

nearselor mecanice • suplimentarea suprafetei de schimb de caldura a supraincalzitorului pentru mentinerea

constanta a temperaturii de supraincalzire 250 o C, avind ca urmare functionarea eficienta a turbinei de abur in toata gama de sarcina

• inlocuirea automatizarii cazanului pentru asigurarea eficientei in functionare pe toata plaja de sarcina

• pentru cosul comun al cazanelor IMA 6, realizarea instalatiei de monitorizare a noxelor (SO2,NOx, pulberi)

Componenta 3 – instalatie noua de desulfurare (DESOX) in CET Sud -Instalarea unei unitati noi de desulfurare pentru cele 3 cazane de abur din IMA6, in vederea reducerii emisiilor de SO2. Dupa montaj, instalatia de desulfurare va asigura: • desulfurarea gazelor provenite de la cele trei cazane de abut de 100 t/h la functionare la

capacitate nominala • • desulfurarea gazelor de ardere provenite de la trei cazane de 100 t/h in functiune la sarcina

nominala • desulfurarea gazelor de ardere in conditiile in care lignitul utilizat atinge maximul de continut

de sulf din banda de calitate • desulfurarea gazelor de ardere pina la un continut de SO2 de 250 mg/Nmc 6 % O2. Componenta 4 –Reabilitarea pompelor de transport din CET Centru si CET Sud

-Modernizarea a 4 pompe din CET Centru (3x1300 m3/h and 1x1000 m3/h) si a 4 pompe din CET Sud (4x1300 m3/h) prin montarea unor pompe noi si/sau motoare noi si instalarea de convertoare de frecventa variabila.

Componenta 5 – Asistenta tehnica, constientizarea publica si supervizare Proiectul va sprijini Beneficiarul in domeniile constientizare publica, asistenta tehnica pntru managementul implementarii proiectului, precum si asistenta in supervizarea contractelor de achizitii. Componenta 5 include urmatoarele activitati:

1. Constientizarea publica: sunt necesare eforturi substantiale pentru cresterea nivelului de constientizare publica legate de problemele de mediu si incalzire centralizata. Elementele principale includ implementarea masurilor de eficientizare energetica si a celor de mediu care sa conduca la reducerea poluarii aerului si imbunatatirea starii de sanatate a populatiei. Costul total al proiectului include un buget pentru constientizarea publica. 2. Asistenta Tehnica: Asistenta tehnica prevatuta in proiect este dedicata sprijinirii UMP in managementul implementarii proiectului. 3. Supervizare: Sunt prevazute fonduri pentru asistenta in supervizarea contractelor ee achizitii in conformitate cu planul de implementare.

15

Conditii Tehnice de Baza Conditiile tehnice avute in vedere pentru elaborarea in continuare a studiului de fezabilitate sunt : -Cazanele de abur pe lignit de la CET Sud trebuiesc retehnologizate cu impunerea urmatoarelor conditii fundamentale:

• randament 87 % • combustibil suport gaz 5% • emisia de NOx pe carbune 200 mg/Nmc 6 % O2 • emisia de NOx pe gaz 200 mg/Nmc 3 % O2

-Cazanele de apa fierbinte din CET Centru trebuiesc retehnologizate cu impunerea urmatoarelor conditii fundamentale :

• randament 93 % (functionare pe gaz) si 90% (functionare pe CLU) • emisia de NOx pe gaze naturale 200 mg/Nmc 3 % O2 • emisia de NOx pe CLU 450 mg/Nmc

-Instalatia de desulfurare de la CET Sud terbuie sa asigure:

• desulfurarea gazelor de ardere provenite de la trei cazane de 100 t/h in functiune la sarcina nominala

• desulfurarea gazelor de ardere in conditiile in care lignitul utilizat atinge maximul de continut de sulf din banda de calitate

• desulfurarea gazelor de ardere pina la un continut de SO2 de 250 mg/Nmc 6 % O2.

• desprafuirea gazelor de ardere pana la un continut de 20 mg/Nmc pulberi.

Principalii indicatori fizici:

Componenta 1: Reabilitarea a doua cazane de apa fierbinte CAF2 si CAF4 din CET Centru

Tabelul 0.12: Indicatori fizici, Componenta 1

Indicator fizic Valoare unitara

Cantitate

Cazane de apa fierbinte retehnologizate

Nr. 2

Randamentul cazanului la functionarea pe gaze naturale

% 93

Randamentul cazanului la functionarea pe combustibil lichid usor

% 90

Capacitatea termica maxima CAF2 Mwt 58,15

Capacitatea termica maxima CAF4 Mwt 116,3

Emisiile de NOx la functionarea pe gaze naturale, 3% O2

mg/Nmc 200

Emisiile de NOx la functionarea pe CLU, 3% O2

mg/Nmc 450

Temperatura apei la iesire (val. maxima)

°C 150

Echipament on-line de monitorizare Nr. 2

16

Componenta 2: Retehnologizarea a trei cazane de abur, CAE1, CAE2 si CAE3 din CET Sud

Tabelul 0.13: Indicatori fizici, Componenta 2

Indicator fizic Valoare unitara

Cantitate

Cazane de abur retehnologizate Nr. 3

Randamentul cazanului la functionarea pe lignit

% 87

Capacitate termica CAE1, CAE2, CAE3

t/h 100

Emisiile de NOx la functionarea pe lignit, 6% O2

mg/Nmc 200

Emisiile de NOx la functionarea pe gaze naturale, 3% O2

mg/Nmc 200

Temperatura nominala abur °C 250 ± 20

Presiune nominala abur bar 15

Echipament on-line de monitorizare Nr. 1

Componenta 3: Instalatie noua de desulfurare (DESOX) la CET Sud

Tabelul 0.14: Indicatori fizici, Componenta 3

Indicator fizic Valoare unitara

Cantitate

Instalatie noua DESOX Nr. 1

Limita emisiilor de SO2, 6% O2 mg/Nmc 250 Limita emisiilor de pulberi, 6% O2 mg/Nmc 20

Componenta 4: Reabilitarea pompelor de transport din CET Centru si CET Sud

Tabelul 0.15: Indicatori fizici, Componenta 4

Indicator fizic Valoare unitara

Cantitate

Pompe reabilitate Nr. 8

Convertoare noi de frecventa instalate

Nr. 4

Randamentul global al pompelor (diagrama de fabricatie)

% 75

Principalii indicatori de performanta:

Indicatorii de performanta ai proiectului sunt urmatorii:

17

Tabelul 0.16: Indicatori de performanta

Indicator de performanta Valoare unitara

Inainte de proiect

Dupa implementarea proiectului

Localitati in care s-a imbunatatit calilataea aerului datoritareabilitarii sistemului de termoficare

Nr. 0 1

Reducerea emisiilor de SO2 provenite de la sistemele de termoficare datorita interventiilor POS Mediu

t/an 4.730 t/an 779 t/an

Reducerea emisiilor de NOx provenite de la sistemele de termoficare datorita interventiilor POS Mediu

t/an 924 t/an 451 t/an

Defalcarea costurilor investitiilor, in preturi curente, fara TVA, este urmatoarea: Tabelul 0.17: Costurile investitiilor (preturi curente)

Nr. Tip cheltuiala Total cost proiect (EURO)

Costuri eligibile (EURO)

Costuri neeligibile

1 Pregatire/proiectare 1816505 1816505 0

2 Achizitii teren 0 0 0

3 Cladiri si constructii 9055617 9055617 0

4 Utilaje si echipamente 43377490 43377490 0

5 Diverse si neprevazute 1621743 1621743 0

6 Ajustari de pret 0 0 0

7 Asistenta tehnica 414432 414432 0

8 Publicitate 115120 115120 0

0

9 Supervizarea lucrarilor 1496560 1496560 0

ST Sub-Total 57897467 57897467 0

10 Taxe, cote legale 449253 449253 0

TOT Total 58346720 58346720 0 Analiza finanicară Proiectul a fost evaluat faţă de opţiunea in care "se face minimum", fără investiţii. Principalele prognoze cu proiect sunt:

18

• Necesarul final de energie termică: 4.056 TJ pe an. • Consum mediu pe gospodarie: 3,23 GJ / lună (având ca bază 12 luni). • Costul gazelor naturale: Cresterea treptata de la 300 euro pe 1000 m3 în 2009 la 399 de euro pe 1000 m3, în 2012, şi apoi rămane neschimbar. • Productia de electricitate de 78.000 MWh pe an, în 2009-2011, şi de 241.000 MWh pe an incepand cu 2012. • Preţul energiei electrice: Pentru 2009-2014: 60-66 de euro pe MWh în conformitate cu metodologia ANRE. Incepand cu 2015: preţul pieţei, 68 de euro pe MWh.

Proiectul are două efecte asupra costurilor de exploatare:

• Instalaţia de desulfurare va duce la costuri operaţionale suplimentare de 1,20 milioane de euro pe an, începând din anul 2013, marind costurile producţiei anuale cu 1,6%. • Investiţiile în domeniul eficienţei energetice vor duce la reducerea costurilor operationale de 0,60 pana la 0,69 de milioane de euro pe an, începând din anul 2010, reprezentând o reducere a costurilor de producţie anuală de 0,8 pana la 0,85%.

Valoarea Financiara Netă Actualizată a proiectului de investiţii (FNPV / C) la rata financiara de 5% este de minus 45,92 de milioane de euro. Fluxul de numerar al proiectului este configurat în aşa fel încât nu există o rată a rentabilităţii financiare (FRR / C). Valoarea Financiara Netă Actualizată pe capital (FNPV / K), ţinând cont de sprijinul comunitar, este de minus 23,68 de milioane de euro. Raportul cost / beneficiu al proiectului este de 1,01. Astfel, din punct de vedere financiar, proiectul este eligibil pentru finanţare din sprijin comunitar. Principalii parametrii financiari sunt prezentati în tabelul 0.18. Tabel 0.18: Principalii parametri financiari Parametru Valoare Dimensiunea investitiei 50,68 milioane Euro VNFA/C -45,92 milioane Euro RFR/C Nedefinit VNFA/K -23,68 million Euro RFR/K Nedefinit Raport B/C 1,01 Rata de co-finantare si sursele Costurile eligibile sunt 50,68 de milioane de euro, iar costul actualizat al investiţiei este de 44, 01 milioane de euro. Venitul net actualizat din operaţiuni este de minus 1,91 milioane de euro. Această sumă nu poate fi adăugata la costul actualizat al investiţiei si astfel, cheltuielile eligibile sunt de 44,01 de milioane de euro. Rata diferentei de finanţat este de 100%, iar rata maximă de co-finanţare este de 50%. Ca rezultat, proiectul poate primi o contributie UE de 50%, din 50,68 milioane de euro, respectiv 25,34 milioane de euro. Co-finanţarea este de aşteptata de la bugetul de stat al României, care acoperă 45% din investiţii, sau 22,81 de milioane de euro, şi de la Primaria Timisoara, care acopera 5% din investiţii, sau 2,53 de milioane de euro. Rata de co-finanţare şi sursele sunt prezentate în tabelul 0.19.

19

Tabel 0.19: Principalii indicatori de co-finanţare

Valori actualizate,

milioane Euro,

Procente

Valori neactualizate, milioane Euro

Optiunea O8 CE Costuri eligibile (CE), 50,68 CAI Costul actualizat al Investitiei 44,01 VNA Venitul net actualizat -1,91

ChE Cheltuieli eligibile (ChE = CAI-VNA) 44,01

R Rata diferentei de finantat (R = ChE/CAI) 100% VD Valoarea de decizie (VA = CE*R) 50,68 Rmcf Rata maximă de co-finanţare 50% Grant UE Grant UE = VD*Rmcf 25,34 Bugetul central Co-finantare 45% 22,81 Municipiul Timisoara Co-finantare 5% 2,53 Subvenţii, tarife si suportabilitate Tarifele stabilite pentru Timisoara in perioada 2007-2009 sunt prezentate in Tabelul 0.20. Tabel 0.20: Tarife in preturi actuale si in preturi constante 2009, perioada 2007-2009 (incl. TVA). 2007 2008 2009

1 Tarif, RON/Gcal, preturi actuale 157,03 147,84 162,62 2 Tarif, (€/GJ), preturi constante nivel 2009 12,09 10,52 9,14

In 2007 gospodariile au platit pentru serviciile cu incalzirea centralizata 6,24% din venitul disponibil, in 2008 s-a redus la 5,12%, iar in 2009 a crescut in medie pana la 5,54%. Acest procent nu acopera total costurile serviciilor cu incalzirea centralizata. In 2008 operatorul a primit 48,55 milioane Euro ca subventii operationale. Presupunem ca gospodariile pot suporta un procent de pana la 8,5% din venitul pe gospodarie pentru plata acestor servicii. In scopul evitarii unui soc provocat de preturile marite, se propune o crestere graduala a tarifului pana la recuperarea totala a costurilor dupa o perioada de tranzitie. Cresterea tarifara propusa este intre 8,4% si 12,6% pe an pana in 2015. Astfel, limita maxima de suportabilitate de 8,5% va fi atinsa in 2015. Costurile totale vor depasi aceasta limita in perioada pana in 2015, astfel incat pe perioada cuprinsa intre 2009-2015 vor fi necesare subventii tranzitionale. Subventii tranzitionale anuale- estimari Pana in prezent au functionat doua tipuri de subventii: subventiile pentru combustibil si subventiile pentru diferentele de pret intre pretul agentului termic si tariful consumatorului. In 2007 si 2008 subventiile pentru combustibil au crescut de la 7 la 12 milioane EURO pe an, in timp ce subventiile pentru diferenta de pret au crescut de la 22 la 37 milioane EURO pe an. In 2008, totalul subventiilor operationale a ajuns la 48,55 milioane EUR.

20

Tabel 0.21: Subventii in 2007 si 2008, milioane RON si milioane EUR, preturi actuale. Tip subventie 2007

Mil. RON 2007 MEUR

2008 Mil. RON

2008 MEUR

Subventii combustibil 27,6 7,80 40,37 11,37 Subventii diferente de pret 79,7 22,51 132,02 37,19 Total subventii operationale 107,3 30,31 172,39 48,55 Datorita faptului ca incepand cu 2009 subventiile pentru combustibil nu se vor mai aplica, subventiile pentru diferentele de pret se asteapta sa ramana in vigoare ca subventii tranzitionale atata timp cat va fi necesara mentinerea suportabila a serviciilor cu incalzirea centralizata si totodata pentru evitarea deconectarilor. Subventiile tranzitionale necesare sunt calculate ca diferenta intre costurile operationale si veniturile totale din vanzarile de caldura si caldura. Subventiile sociale Sistemul de subventii sociale se presupune ca va ramane in vigoare. Acestea asigura diminuarea cu 10 pana la 90% a facturilor pentru incalzire in functie de categoria in care se incadreaza venitul net mediu lunar pe membru de familie. In sezonul rece 2008-2009 cea mai redusa subventie, de 10% din valoarea facturii de incalzire, a fost acordata pentru categoriile de venit net mediu lunar pe membru de familie intre 540 RON/luna si 615 RON/luna. Sub 540 RON/luna, subventia a fost de 20% si asa mai departe, pas cu pas. Venitul net lunar pe membru de familie sub 155 RON pe luna asigura o subventie de 90% din valoarea facturii. Sistemul de subventii sociale va garanta faptul ca in perioada urmatoare, categoria cu veniturile cele mai reduse nu vor plati mai mult de 8,5% din venitul pe gospodarie pentru incalzire. Gospodariile cu venituri sub venitul mediu vor beneficia de subventii. Analiza economică Analiza economică porneşte de la analiza financiară eliminând transferurile, cum ar fi taxele salariale de aproximativ 28% şi penalităţile CO2. În plus, beneficiile externe măsurabile, de exemplu beneficiul privind scăderea emisiilor de CO2 şi SO2, sunt evaluate şi se adaugă la fluxul financiar, folosind preţuri umbră. În al treilea rând, se evaluează şi se adaugă efectele nemăsurabile asupra mediului, inclusiv scăderile de emisii NOx şi pulberi, precum şi beneficiile în ceea ce priveşte calitatea serviciului cu mai puţine întreruperi în furnizarea apei calde şi a serviciilor de încălzire. Mărimea beneficiilor externe, măsurabile şi nemăsurabile, s-a calculat la 4,59 milioane Euro in 2013, primul an după investiţie, urmând să crească la 5,74 milioane Euro pe an începând din 2025. Aceste beneficii sunt principalul motiv ce stă la baza sustenabilităţii economice a proiectului. În al patrulea rând, s-a luat în considerare dacă au existat modificări ale preţului în cadrul costurilor de exploatare ale sistemului de termoficare care să afecteze fluxul financiar de numerar. S-a stabilit că nu este cazul. Valoarea economică netă actualizată (VENA) în opţiunea preferată, la o rată economică de actualizare de 5,5% este plus 2,69 milioane Euro. Rata Economică de Rentabilitate (RER) este 6%. Parametrii economici sunt prezentati in Tabelul 0.22. Tabel 0.22: Parametri economici Parametru Valoare VENA 2,69 million Euro ERR 6% Analiza de senzitivitate şi de risc Senzitivitatea rezultatelor analizei (asa cum au fost calculate pe baza VNFA/C) la modificari in parametri a fost testata prin observarea efectelor asupra parametrilor indicatorilor cheie de performanta de +/- 1% pentru fiecare parametru. Analiza demonstreaza ca senzitivitatea indicatorilor de performanta este relativ ridicata in cazul schimbarilor in venituri din vanzari si in pretul gazelor. Modificari ale altor categorii de costuri operationale au un impact mediu sau scazut

21

asupra indicatorilor, in timp ce senzitivitatea schimbarilor in costurile investitionale este scazuta. Senzitivitatile asa cum sunt masurate cu ajutorul VNEA sunt similare cu cele calculate pe baza VNFA/C. Tabelul urmator prezinta calculul pe baza VNAF/C. Tabel 0.23: Senzitivităţi. Variabile (+/-1%) VFNA/C,

% modif Evaluare senzitivitate

Venituri din vânzări (-) 39,9% Înaltă Preţ gaze (+) 35,6% Înaltă Preţ alţi combustibili (+) 4,5% Joasă Costuri electricitate (+) 2,2% Joasă DESOX (+) 0,6% Joasă Costuri de personal (+) 6,5% Medie Costuri de întreţinere (+) 5,1% Medie Costuri de investitie(+) 1,3% Joasă Rata financiara de actualizare (-1 pct-) -4,6%

Înaltă

Rata economica de actualizare (-1 pct-) 0,0%

Înaltă

În ceea ce priveşte încasările din vânzări, si anume colectarea plăţilor, proiectul ar putea avea o anume senzitivitate. Astfel, ne putem aştepta la unele ezitări în ceea ce priveşte plata facturilor odată cu creşterea treptată a tarifului, în special la început, până când consumatorii se vor obişnui cu creşterile tarifare. Colectarea facturilor trebuie diferenţiată de efectul creşterii tarifului la consumul de energie termică. S-a estimat că o creştere de 1% a tarifelor ar duce la o scădere cu 0,2% a consumului de căldură. Acest efect se crede că va fi compensat prin creşterea cererii de căldură printr-o creştere reală a veniturilor. Senzitivitatea la schimbări este considerabilă cu privire la preţul gazelor, dar acest lucru a fost deja luat în calcul când s-a introdus o tendinţă crescătoare la preţul gazelor începând de la 300 Euro pe 1000 m3 până la un nivel de 400 Euro pe 1000 m3. Proiectul are o oarecare senzitivitate la modificări ale costurilor de personal şi ale costurilor de întreţinere. Aceste costuri ar trebui urmărite şi controlate pe parcursul perioadei de referinţă pentru a evita o creştere majoră a costurilor. Proiectul este mai puţin sensibil la modificări ale costurilor de investiţie. Aceste costuri sunt mai uşor de prevăzut, ţinând cont de faptul că toate investiţiile urmează să se facă în primii ani din perioada de referinţă. Toate deviaţiile privind veniturile şi costurile vor fi absorbite de subvenţia tranziţionala furnizata de municipalitate. Tabelul 0.24: Planul de achizitie propus este urmatorul:

Nr. Descrierea lucrarilor, achizitiilor si serviciilor

Tip contract Data estimativa de publicare a

Anuntului de Participare

1. Retehnologizarea cazanelor de apa fierbinte CAF2 si CAF4 din CET Centru

Lucrari (Proiectare si executie, FIDIC Galben)

01.2010

2. Retehnologizarea cazanelor de abur CAE1, CAE2 si CAE3 din CET Sud

Lucrari (Proiectare si executie, FIDIC Galben)

01.2010

22

Nr. Descrierea lucrarilor, achizitiilor si serviciilor

Tip contract Data estimativa de publicare a

Anuntului de Participare

3. Constructia unei instalatii noi de desulfurare in CET sud

Achizitii (contract la cheie, FIDIC Argintiu)

02.2010

4. Retehnologizarea pompelor de transport din CET Centru si CET Sud

Lucrari (Proiectare si executie, FIDIC Galben)

03.2010

5. Asistenta tehnica pentru managementul proiectului si publicitate

Servicii 02.2010

6. Supervizare Servicii 02.2010 Graficul de realizare a investitiei este prezentat in tabelul urmator.

23

Tabelul 0.25: Graficul de realizare a investitiei

24

I . Date generale 1.Denumirea obiectivului de investitii

RETEHNOLOGIZAREA SISTEMULUI DE TERMOFICARE DIN MUNICIPIUL TIMISOARA IN VEDEREA CONFORMARII LA NORMELE DE PROTECTIA MEDIULUI PRIVIND EMISIILE POLUANTE IN AER SI PENTRU CRESTEREA EFICIENTEI IN ALIMENTAREA CU CALDURA URBANA 2.Amplasamentul

Municipiul Timisoara, Jud. Timis : CET Timisoara CENTRU - situata in Piata Romanilor nr. 11-12 CET Timisoara SUD - situata in Calea Sagului, nr. 201 3.Titularul investitiei Titularul investitiei este Consiliul Local al Municipiului Timisoara 4. Beneficiarul investitiei Beneficiarul investitiei este Consiliul Local al Municipiului Timisoara 5. Elaboratorul studiului Elaboratorul studiului este Ramboll Denmark A/S si Ramboll Romania SRL

25

II . Informatii generale privind proiectul

1. Situatia actuala si informatii despre entitatea responsabila cu implementarea proiectului

1.1 Date despre entitatea responsabila cu implementarea proiectului si date despre operator

Judeţul Timiş este localizat în partea de sud-vest a României, în Regiunea de Dezvoltare Vest, stabilită în 1998. Judeţul Timiş are o suprafaţă totală de 8,697 km2 învecinat la nord cu judeţul Arad, judeţul Hunedoara la est, judeţul Caraş-Severin la sud-est, Serbia la sud-vest şi Ungaria la nord-vest.

Regiunea: Banat

Reşedinţă de judeţ: Timişoara

Populaţia judeţului: locul 8 în Romania •Total: 659,512 locuitori •Densitate: 76 locuitori/km²

Suprafaţă: locul 1 în Romania •Total: 8,697 km²

Judeţul Timiş include 10 oraşe (Timişoara, Lugoj, Sânnicolau Mare, Jimbolia, Buziaş, Făget, Deta, Gataia, Recaş şi Ciacova) şi 88 comune.

judeţul Timis

Hartă cu localizarea Judeţului Timiş în România

26

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.

oraşul Timisoara

Harta judeţului Timiş Consiliul Local Timisoara este entitatea care implementeaza proiectul, in calitate de responsabil cu serviciul public de furnizare a agentului termic conform Legii nr. 51/2006 pentru serviciile comunitare de utilităţi publice, modificată şi completată prin O.U. 13/2008 care 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 agentului termic. Consiliul Local Timişoara a delegat administrarea serviciului public de alimentare centralizata cu energie termica către COLTERM SA prin acord direct urmat de Hotararea nr 155/18.04.2006 a Consiliului Local.

SC Colterm SA este operatorul de termoficare pentru Oraşul Timişoara, acoperind producţia (prin CET Centru, CET Sud si centrale termice insulare), transportul şi distribuţia agentului termic necesar producerii caldurii si apei calde menajere.

Contractul de concesiune 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 menajere, 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;

27

• Titularul concesionării trebuie să plătească o redeventa aprobată prin contract şi actualizată anual;

• Consiliul Local are dreptul să monitorizeze şi să verifice de 2 ori pe an titularul concesionării în privinţa obligaţiilor asumate în momentul semnării contractului;

• Consiliul Local 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;

• Consiliul Local are dreptul sa stabilească preţuri de referinţă pentru consumatori;

• Consiliul Local are dreptul de a contracta şi de a garanta împrumuturi pentru finanţarea programe de investiţii referitoare la infrastructura de termoficare a domeniului public;

• 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.

1.1.1.Statutul legal al operatorului

Compania a fost constituită din punct de vedere legal prin Decizia nr. 313/16.12.2003 a Consiliului Local Timişoara, ca o societate pe acţiuni având Municipalitatea ca unic acţionar, prin fuzionarea „Termocet 2002”, producătorul local de energie termica (şi o cantitate mică de energie electrică) cu „Calor”, operatorul de distribuţie a căldurii din municipiu.

Municipalitatea este proprietar exclusiv a sistemului de termoficare.

Tabelul 1. Date de identificare ale operatorului de termoficare

Numele întreg al companiei de termoficare

Compania locală de termoficare Colterm Timişoara

Scopul principal Producţia, transportul, distribuţia şi furnizarea de căldură pentru consumatorii din Timişoara, precum şi furnizarea de apă caldă menajeră ;

Producţia şi furnizarea de energie electrică

Structura legală Societate pe acţiuni

Proprietar Consiliul Local 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

28

Licenţe/permise

Societatea are următoarele licenţe de operare şi permise:

Tabelul 2. Licente si permise

Licenţe/permise Autoritatea emitentă

Număr de referinţă Valabilitate

Producţia de energie termica 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

Furnizare de energie termică ANRSC Licenţă clasa 2 Nr. 0217/20.05.2008

20.05.2013

Autorizaţie integrata de mediu

ARPM Timisoara

Autorizaţie integrata de mediu nr. 22/27.12.2006 pentru CET CENTRU Timişoara

31.12.2013

Autorizaţie integrata de mediu

ARPM Timisoara

Autorizaţie integrata de mediu nr. 8/31.01.2007 pentru CET SUD Timişoara

31.12.2013

Autorizaţie integrata de mediu

ARPM Timisoara

Autorizaţie integrata de mediu nr. 21/04.02.2008 pentru depozitul de zgură şi cenuşă

04.02.2018

Sectorul energetic naţional trebuie să facă faţă unor provocări atât globale cât şi naţionale: securitatea alimentării cu energie, creşterea competitiei 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. 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 IMA 2001/80/EC)- până la 2017 Perioadele specifice de tranziţie pentru emisiile de SO2, NOx şi pulberi aprobate pentru sistemele de termoficare/IMA care nu se conformează Directivei IMA, precum si 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 la Tratatul de Aderare. POS-Mediu 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. POS-Mediu 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 POS-Mediu este de a îmbunătăţii standardele de viaţă şi de mediu, concentrându-se în mod particular asupra îndeplinirii acquis-ului comunitar. POS-Mediu 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 durabila, adresându-se în mod particular situaţiei din următoarele sectoare: apă/apă menajeră, deşeuri, poluarea solului, poluarea aerului, diversitatea biologică şi protecţia naturii, inundaţii, eroziunea solurilor.

29

Unul dintre obiectivele specifice ale POS-Mediu 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 POS-Mediu 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

Romania, ca stat membru al Uniunii Europene, trebuie sa se conformeze cu standardele si politicile UE din sectorul energetic. Conform Strategiei pentru Energie si Schimbari Climatice adoptata de Comisia Europeana in martie 2007, UE se angajeaza sa reduca in continuare emisiile gazelor cu efect de sera prin:

• cresterea eficientei energetice in UE cu 20% pana in anul 2020 • cresterea ponderii energiei regenerabile la 20% pana in anul 2020 • intarirea si extinderea schemei de comercializare a emisiilor gazelor cu efect de

sera in UE • reducecera emisiilor de CO2 din alte sectoare

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 privind stabilirea 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. 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 POS-Mediu 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, Municipalitatea oraşului Timişoara trebuie să facă un efort financiar considerabil pentru a implementa îmbunătăţirile sistemului de termoficare necesare pentru a se conforma cerintelor şi perioadei limită stabilite in Tratatul de Aderare precum şi de legislaţia în vigoare. Scopul acestui studiu de fezabilitate este sa sprijine autoritatea locala din Timisoara in accesarea fondurilor UE in vederea implementarii masurilor impuse in Tratatul de Aderare instalatiilor mari de ardere (IMA) care fac parte din sistemul centralizat de incalzire din Timisoara. Conform Directivei IMA 2001/80/EC, instalatiile mari de ardere sunt sunt acele instalatii de ardere care au o capacitate termica mai mare decat 50 MW. Sistemul centralizat de incalzire din Timisoara cuprinde 7 instalatii mari de ardere (IMA1-IMA7), descrise in detaliu in capitolul urmator.

30

1.1.2.Rezumatul analizei la Nivelul strategiei locale de termoficare Obiectivul a fost elaborarea unei strategii locale de termoficare pentru instalaţiile mari de ardere (IMA) şi sistemul de încălzire centralizată în municipiul Timişoara, acoperind intregul sistem, inclusiv generarea, transportul şi distribuţia energiei termice la consumatori până în anul 2028 (orizont de planificare de 20 de ani). Obiectivul specific a fost sa propuna 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 au fost definite pe baza ţintelor naţionale şi a obiectivelor municipale. Pe baza programului de investiţii pe termen lung, MP a recomandat 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. Obiective naţionale şi municipale Ca urmare a analizei strategiilor, planurilor şi programelor la nivel naţional, regional şi local au fost identificate obiective naţionale şi municipale strategice şi specifice privind reabilitarea sistemului de încălzire centralizată care trebuie atinse în Timişoara, după cum urmează: 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 reducerea 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.

Obiective municipale specifice

• conformarea cu limitele emisiilor de SO2, NOx şi pulberi până la sfârşitul perioadelor de tranziţie 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

• reducerea pierderilor de căldură în reţele la maxim 15% din producţia de energie termică • posibilitatea de a utiliza resurse regenerabile de energie

Strategia locala de termoficare a identificat principalele deficiente ale intregului sistemul centralizat de incalzire din Timisoara, care cuprinde sursele, retelele de transport, punctele si centralele termice si retelele de distributie.

31

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

Suprafata încălzită în viitor 2009-2028 Suprafata constantă încălzită prin sistemul centralizat de încălzire 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 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 pe gospodărie.

32

Analiza opţiunilor 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 negative 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 trebui menţinute. 2) Necesarul de energie termică pentru Timişoara trebuie satisfăcut fără a depăşi alocarea de CO2. 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 conduca la cresterea eficienţei. 4) 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. 6) Pentru CET Sud, analiza diferitelor opţiuni pentru dezvoltare au indicat spre două direcţii principale de dezvoltare:

• echiparea cazanelor cu abur cu măsuri pentru reducerea emisiilor de SO2 şi NOx şi continuarea producţiei de energie electrică.

• instalarea unui cazan nou in pat fluidizat cu eficienţă termică ridicată care poate fi operat fără costuri CO2 legate de o operare ineficientă sau producţia de energie electrică.

7) Trecerea integrala pe gaze naturale elimina 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 in 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 de încălzire centralizată, inclusiv surse pentru producţia de încălzire centralizată, reţea de transport, puncte termice, reţea de distribuţie, sisteme „insulă”

33

Scenariu Descriere

Scenariul 2 (S2) Sistem descentralizat de încălzire, inclusiv: (co)generare de căldură în instalaţii locale cu ardere pe gaz instalate în fostele puncte termice, 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, închidere depozit de zgură şi cenuşă

O2: Centru pe gaz, 3 cazane de 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, închidere depozit de zgură şi cenuşă

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

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

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 de apă fierbinte 1, 2, 3, 4 pe gaz. Sunt implementate „soluţiile terminale” pentru reducerea emisiilor în aer.

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

CET Centru şi CET Sud continuă funcţionarea pe combustibilii existenţi. CET Sud operează cazane de apă fierbinte pe lignit. CET Centru operează cazanele de apă fierbinte 1, 2, 3, 4 pe gaz. Sunt implementate „soluţiile terminale” pentru reducerea emisiilor în aer.

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

CET Sud operează cazanele de abur 1, 2, 3 pe lignit cu co-ardere de biomasă de până la 10%. CET Centru continuă operarea cazanelor de apă fierbinte 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Sunt implementate „soluţiile terminale” pentru reducerea emisiilor în aer. Calculele sunt realizate cu 5% biomasă.

Scenariul 1 (S1)

Sistem centralizat de termoficare

O7: Structura existentă, cazane de apă fierbinte cu co-ardere pe

CET Sud operează cazanele de apă fierbinte 1, 2 pe lignit cu co-ardere de

34

Scenariu Opţiune Descrierea opţiunii (pe scurt) biomasă în Sud, Centru pe gaz biomasă de până la 10%. CET Centru

continuă operarea cazanelor de apă fierbinte 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Sunt implementate „soluţiile terminale” pentru reducerea emisiilor în aer. Calculele sunt realizate cu 5% biomasă.

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

CET Sud operează cazanele de abur 1, 2, 3 pe lignit cu co-ardere de biomasă de până la 10% la sarcină mai scăzută. CET Centru continuă operarea cazanelor de apă fierbinte 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Sunt implementate „soluţiile terminale” pentru reducerea emisiilor în aer. Calculele sunt realizate cu 5% biomasă.

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

CET Sud operează cazanele de apă fierbinte 1, 2 pe lignit co-ardere de biomasă de până la 10% la sarcină mai scăzută. CET Centru continuă operarea cazanelor de apă fierbinte 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Sunt implementate „soluţiile terminale” pentru reducerea emisiilor în aer. Calculele sunt realizate cu 5% biomasă.

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

Cazanele de 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 de apă fierbinte 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Calculele sunt realizate cu 5% biomasă însă cazanul 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 de apă fierbinte 1, 2, 3, 4 pe combustibilii existenţi. Calculele sunt realizate cu 5% biomasă însă cazanul 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 puncte termice

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

Scenariul 3 (S3)

Sistem individual de încălzire

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

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

35

Pentru evaluarea scenariilor şi opţiunilor propuse, au fost stabilite patru seturi de criterii de evaluare: financiare, de mediu, tehnice si sociale.

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, s-a recomandat analizarea in detaliu, la nivel de studiu de fezabilitate, a 4 optiuni in sistem centralizat, si anume: O1, O8, O10 si O11. Ca referinta s-a pastrat in analiza si optiunea descentralizata O12. Aceste opţiuni includ următoarele intervenţii: Opţiune Configuraţia sursei de

energie termică Intervenţii

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 pompelor de transport -reabilitarea punctelor termice

O8 CET Centru funcţionează cu CAF 1,2,3,4 şi noul ciclu combinat finanţat prin BERD. CET Sud funcţionează cu cazanele de abur şi turbină cu abur (IMA6). IMA7 închis.

-arzătoare cu nivel scăzut de NOx pentru CAF 2,4 -instalatie de desulfurare pentru IMA6 -măsuri pentru eficientizare, arzătoare cu nivel scăzut de NOx şi OFA pentru cazanele de abur în IMA6 -dozator biomasă -reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie, inclusiv a pompelor de transport -reabilitarea punctelor termice

O10 CET Centru funcţionează cu CAF 1,2,3,4 şi noul ciclu combinat finanţat prin BERD. CET Sud funcţionează cu un cazan nou cu abur pe lignit in pat fluidizat şi turbină cu abur (IMA6). IMA7 închis.

- arzătoare cu nivel scăzut de NOx pentru CAF 2,4 -cazan nou de 125 MWt cu abur pe lignit in pat fluidizat -dozator biomasă -reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie, inclusiv a pompelor de transport -reabilitarea punctelor termice

O11 CET Centru funcţionează cu CAF 1,2,3,4 şi noul ciclu combinat finanţat prin BERD. CET Sud funcţionează cu un cazan nou apă fierbinte pe lignit in pat fluidizat (IMA7). IMA6 închis.

-arzătoare cu nivel scăzut de NOx pentru CAF 2,4 -cazan nou de 87 MWt apă fierbinte pe lignit in pat fluidizat - dozator biomasă -reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie, inclusiv a pompelor de transport -reabilitarea punctelor termice

O12 CET Centru şi CET Sud închise. Punctele termice sunt transformate în centrale termice locale cu cazane cu ardere pe gaz

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

36

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 • siguranta in alimentare 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 • siguranta in alimentare 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 huila

• 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 • siguranta in alimentare 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 huila

• 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

37

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 desulfurare Reducerea emisiilor de SO2 pentru a atinge cerinţele prinvind mediul

Cazan de abur in pat fluidizat, 125 MWt -Reducerea emisiilor de SO2 şi NOx pentru a atinge cerinţele prinvind mediul -Flexibilitate privind combustibilul -Utilizarea de resurse regenerabile

Cazan de apă fierbinte in pat fluidizat, 87 MWt -Reducerea emisiilor de SO2, NOx şi CO2 pentru a atinge cerinţele privind mediul - Flexibilitate privind combustibilul -Utilizarea de resurse regenerabile

Reabilitarea reţelei de transport Creşterea eficienţei energetice Pompe cu turatie variabila in CET Centru şi CET Sud

- Creşterea eficienţei energetice -Reducerea consumului de energie electrică

Reabilitarea reţelelor de distribuţie Creşterea eficienţei energetice

Reabilitarea PT-urilor/CT-urilor - Creşterea eficienţei energetice -Reducerea consumului de energie electrică

1.1.3.Caracteristici naturale 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)

38

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) 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. Clima 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

39

Cantităţile de precipitaţii cresc semnificativ pe perioada primăverii şi a verii. 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. 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. 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 Industrial (Calea Şagului)

NO2 188 0.010 0,068 LV24 ore = 250 µg/m 3

LV anual = 50 µg/m 3

0

40

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

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 -

41

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 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.

42

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. 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.

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; pulberi

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 .

43

- 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. 1.1.4.Evaluarea socio-economică 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 urmatoarele trei tabele.

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 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 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

44

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 urmator, unde este prezentată de asemenea paritatea puterii de cumpărare în PIB/locuitor. 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 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, 2006-2007: Estimări. Coloana 2: Anii 2002-2005: Anuarul Statistic al României 2006, 2006-2007: Banca Naţională a României, Buletin lunar 2/2008 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.

1 (Comisia Nationala de Prognoza, Prognoza de Primavara, PROIECŢIA PRINCIPALILOR INDICATORI MACROECONOMICI PENTRU PERIOADA 2008 – 2013, 27 Martie 2008).

45

Tabel urmator ilustrează tendinţele actuale în creşterea reală şi inflaţie. Creşterea PIB, rata 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 urmator sunt prezentate sursele şi folosirea PIB-ului. 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 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 urmator, axându-se pe dezechilibrul extern.

46

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 (vezi tabelul urmator). Distribuţia venitului pe gospodarie, 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

47

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 # 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 urmator, unde gospodăriile sunt clasificate în funcţie de principala sursă de venit, de exemplu „angajaţi”, „agricultori”, „neangajat” şi „pensionari”. 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.

48

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 anterior. Celule cu mai mult de 10% sunt evidenţiate. Tabelul anterior 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 urmator arată distribuţia cheltuielilor de consum lunare, în funcţie de articolele principale, pe gospodărie. 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. 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. 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).

49

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 urmator.

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.

50

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% • Administraţie, educaţie şi sănătate 108 13% • Altele 24 3%

Şomeri 57 7% Sursa: Anuarul Român de Statistică, 2006.

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.

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%

51

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.

Judeţul Timiş Structura populaţiei judeţului Timiş în 2005 este prezentată în Tabelul urmator. 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

Structura angajărilor în sectoarele importante este indicată în Tablelul urmator. 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 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 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. Din datele prezentate în tabelul anterior 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 urmator.

52

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 şi www.primariatimisoara.ro Ponderea sectoarelor economice în venitul Timişoarei este prezentată în Tabelul urmator. Distribuţia veniturilor generate de sectoarele majore, Timişoara, 2003-2007.

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 Timişoara Distribuţia angajărilor în sectoarele majore este prezentată în Tabelul urmator. 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 Timişoara După cum se vede în Tabelele anterioare, 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. 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

53

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). 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).

1.1.5.Aprecieri asupra cadrului legal şi instituţional Cadru general administrativ 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:

6 Neţinând seama de categoriile de şomeri şi agricultori.

54

- 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. 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).

ANRSC, 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; • Apele uzate; • Producţia, transportul, distribuţia şi furnizarea energiei termice în sisteme de termoficare,

cu excepţia energiei termice din cogenerare; • Gestionarea deşeurilor solide; • Iluminatul public; • Domeniile publice şi private ale autorităţilor publice.

ANRSC este structura instituţională care elaboreză metodologii şi acorduri cadru şi emite licenţe pentru operatorii ce funcţioneză în domeniul utilităţilor publice. Producţia energiei termice prin cogenerare este sub controlul şi monitorizarea ANRE în baza Legii 318/2003 pentru Producţia de energie electrică. ARR este autoritatea care reglementează serviciul local de transport public. Administrarea şi implementarea fondurilor UE România beneficiază de Acordul Cadru Comunitar (ACC) bazat pe Planul Naţional de Dezvoltare. ACC este un acord între Comisia Europeană şi statele membre, care determină volumul şi direcţia suportului financiar prin fondurile structurale pentru implementarea şi dezvoltarea iniţiativelor. ACC este format din priorităţi care pot fi atinse prin cel puţin un program operaţional.

55

Autoritatea care administrează ACC este Autoritatea Naţională pentru Coordonarea Instrumentelor Structurale (ANCIS) din cadrul Ministerului Economiei şi Finanţelor. Cadrul strategic naţional de referinţă (CSNR) 2007-2013 este documentul strategic naţional care stabileşte priorităţile Instrumentelor Structurale (FEDR, FSE, FC). CSNR se bazează pe Planul naţional de dezvoltare (PND) 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 CSNR se realizează prin Programele Operaţionale. Există două diferenţe majore între Planul Naţional de Dezvoltare şi Cadrul strategic naţional de referinţă:

- CSNR 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 (FEDR).

- Din punct de vedere financiar, CSNR este finanţat exclusiv prin Fonduri structurale; 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 (PO-uri) sunt documente aprobate de Comisia Europeană, specificând implementarea în sectoarele prioritare (determinate în baza Planului Naţional de Dezvoltare), finanţate prin FSC. 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

POS Creşterea competivităţii economice

Ministerul Finanţelor Publice

- Ministerul IMMurilor, Comertului si Mediului de Afaceri

- Ministerul Educaţiei,

FEDR

56

Programe operaţionale Autoritatea de administrare

Organisme intermediare Fonduri

Cercetării şi Inovarii

- Ministerul Comunicaţiilor şi Tehnologia Informaţiei

- Ministerul Finanţelor Publice

POS Transport Ministerul Transporturilor si Infrastructurii

FEDR+FC

POS Mediu Ministerul Mediului 8 OI-uri regionale coordonate de MM

FEDR+FC

PO Regional Ministerul Dezvoltării, Regionale şi Locuinţelor

- Agenţii de Dezvoltare Regională

- Ministerul IMMurilor, Comertului si Mediului de Afaceri

FEDR

POS Dezvoltarea resurselor umane

Ministerul Muncii, Familiei şi Protectiei Sociale

- Agenţia Naţională pentru Ocuparea Forţei de Muncă

- 8 OI-uri regionale coordonate de MMFPS

- Ministerul Educaţiei, Cercetării şi Inovarii

- Centrul Naţional de Dezvoltare a Învăţământului Profesional şi Tehnic

FSE

PO Dezvoltarea capacităţilor administrative

Ministerul Administratiei si Internelor

FSE

PO Asistenţă tehnică Ministerul Finanţelor Publice

FEDR

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 Comisiei 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;

57

• 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 POS Mediu POS 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 - Asistenţă tehnică

Toate aceste proiecte pot fi finanţate din Fondul European pentru Dezvoltare Regională (EFDR) din Fondul de aderare. Cadrul 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:

Transpunerea legislaţiei relevante europene din domeniul LCP în legislaţia românească

Directiva UE Legislaţia românească Directiva Consiliului 2001/80/CE asupra limitării emisiilor a anumitor poluanţi de către instalatiile mari de ardere a combustibililor (Directiva IMA).

H.G. nr. 541/2003 asupra limitării de emisii de anumiţi poluanţi de către instalatiile mari 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 pulberi rezultate din

58

Directiva UE Legislaţia românească operarea IMA-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.

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 transfrontalieră 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 transfrontalieră 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.

59

Directiva UE Legislaţia românească 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. 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. 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 98/83/EC referitoare la calitatea apei pentru consum uman şi reglementează calitatea apei, având ca obiectiv protejarea sănătăţii umane împotriva efectelor consumului apei 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.

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. IMA-urile sunt 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 acordul integrat de mediu, 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, acordul va conţine prevederi asupra reducerii poluării transfrontaliere sau pe distanţe lungi şi va asigura un nivel ridicat de protecţie pentru mediu înconjurător per ansamblu.

60

Directiva UE 1999/31/EC privind depozitele de deşeuri este transpusă în legislaţia românească prin H.G. 349/2005 care include o programare a închiderii depozitelor existente de deşeuri industriale nepericuloase. Document de referinţă asupra celei mai disponibile tehnici Există un Document de Referinţă asupra celei mai bune tehnici disponibile pentru IMA-uri. Acest document acoperă, în general, instalaţiile de ardere a combustibilului cu o putere 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 acordului 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 acordului 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 dezvoltărea 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 volatili (COV). 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 al 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 ratificat tratatul prin Legea nr. 22/2001. Convenţia de la Espoo (EIM) 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 producerii combinate de energie electrica si termica. 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 centralizata cu energie termica reglementează activităţi specifice furnizării de căldură şi apă caldă, mai ales pentru producţia, transportul, distribuţia şi furnizarea de căldură în sisteme de 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.

61

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 referitoare la eficienţa energetică la consumatorii finali şi a serviciilor energetice, care a fost 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. 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 Ministerul Mediului (MM) precum şi pentru alte instituţii din subordine, autoritate sau coordonare, pentru promovarea politicilor de mediu, ape şi sectoare ale dezvoltării durabile.

MM 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 (POS) pentru mediu. Această autoritate coordonează din punct de vedere metodologic Organismele Intermediare pentru POS mediu, organizat la nivel regional în 8 regiuni.

În subordinea MM 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.

62

Ca şi un organism central de administraţie publică, MM 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

MM coordonează şi monitorizează implementarea procesului de alocare a cotelor de emisii de gaze poluante.

Potrivit prevederilor Planului de Implementare a Directivei IPPC, MM are următoarele responsabilităţi specifice:

• Coordonarea procedurii de acordare a acordului integrat de mediu 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;

• 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 acordului 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 MM, 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 MM 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 CE 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.

63

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 (cf. 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 MM.

ANAR este o entitate economică pentru ramura serviciilor legate de apă aflată sub coordonarea MM, având sediul central în Bucureşti şi filiale teritoriale localizate în cele 11 bazine hidrografice.

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 • 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 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 prin H.G. 1158/2005; • Stabileşte programul anual de control al prevederilor stabilite în autorizaţia de mediu, în colaborare cu Agenţiile locale de protecţie a mediului (ALPM) şi cu comisariatele regionale ale GNM;

64

• Asigură monitorizarea activităţilor conform cu articolele 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 privind stabilirea cadrului instituţional pentru coordonare, implementarea şi administrarea instrumentelor structurale, Organismele Intermediare au fost formate pentru POS Mediu. Aceste departamente sunt sub coordonarea directă a autorităţilor de mediu publice centrale. Organismele intermediare pentru POS mediu au următoarele responsabilităţi, delegate de Autoritatea de Administrare a POS Mediu (MM) printr-un acord:

a) Să identifice priorităţile regionale pentru POS Mediu pe baza strategiilor regionale; b) Să organizeze, la nivel regional, promovarea activităţilor pentru POS Mediu şi să se implice

în proiectarea şi implementarea Planului de raportare pentru POS Mediu; c) Să promoveze parteneriatul la nivel local; d) Să evalueze în mod formal aplicaţiile; e) Să sprijine beneficiarii cu proceduri aplicate în timpul etapelor de programare şi

implementare; f) Să adune date pentru monitorizarea şi evaluarea progresului programului; g) Să pregătească documente suport pentru rapoartele anuale şi finale ale POS Mediu; h) Să monitorizeze proiectele sub POS Mediu, verificare la faţa locului, controlul cheltuielilor; i) Să asigure suportul pentru evaluarea instituţională a beneficiarului; j) Să confirme exactitatea cerinţelor de plată, a progresului implementării procesului, a

plăţilor, a certificatelor de lucrări finalizate, etc.; k) Sa identifice şi să raporteze posibile neregularităţi la nivel regional către MA; l) 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 acţionează în zona proprie de responsabilitate pentru protecţia şi îmbunătăţirea mediului şi a calităţii vieţii, implementând prevederile convenţiilor şi acordurilor internaţionale semnate de România. Acţiunile ALPM sunt bazate pe îndeplinirea obiectivelor dezvoltării programelor şi planurilor.

65

1.2 Structura si starea actuala a sistemului de termoficare Sistemul de termoficare al municipiului Timisoara este compus din: - Surse de caldura :

• CET Timisoara Centru • CET Timisoara Sud • 17 Centrale termice insulare

- Retele termice de transport - Puncte termice - Retele termice de distributie

1.2.1 CET Timisoara Centru

1.2.1.1 Echipamente principale de producere agent termic

CET Timisoara CENTRU are in compunere ca echipamente principale de producere agent termic: - doua cazane de apa fierbinte de 50 Gcal/h ( 58,15 MWt) cu functionare pe gaze naturale

numite CAF 1 , CAF 2 - trei cazane de apa fierbinte de 100 Gcal/h ( 116,3 MWt) cu functionare pe gaze si pacura,

numite CAF 3, CAF4, CAF 5 - trei cazane de abur cu functionare pe gaze naturale numite CAE 1, CAE 2, CAE 3 - O turbina cu abur tip AKTP 4 , cu contrapresiune la 3 bar, cu puterea 3 MWe - Un schimbator de caldura cu placi pentru termoficare cu puterea de 21,5 MWt ( 18,5

Gcal/h) Starea tehnica a echipamentelor este buna, centrala functionind practic fara avarii. La retehnologizarea CAF este necesara si efectuarea unei reparatii capitale cu inlocuirea partii sub presiune. Aceasta este o reparatie normala pentru CAF, cauzata in general de depunerile interioare la tevile schimbatoarelor de caldura si nu de imbatrinirea metalului. O schema simplificata a centralei este prezentata in Fig.1.

66

Circuitele de alimentare cu combustibil si evacuarea gazelor de ardere, importante pentru punerea in evidenta a celor 5 IMA, sunt prezentate in firgura 1.a

In redactarea acestui studiu se utilizeaza pentru energia termica, in afara de unitatile de masura din sistemul international, si unitatea de masura din sistemul tehnic “ caloria” cu echivalenta 1 cal= 4,187 J, pentru a face posibila intelegerea si evaluarea imediata a datelor prezentate de catre toti factorii implicati, avind in vedere ca in Romania datele de proiect ale

67

echipamentelor, caldura livrata si decontata, se exprima pe scara larga in aceasta unitate de masura. Intrucit studiul are ca tinta principala retehlogizarea instalatiilor mari de ardere, definite ca instalatii de ardere cu puterea termica nominala de peste 50 MW, tabelele urmatoare prezinta incadrarea cazanelor din CET Timisoara Centru ca instalatii mari de ardere, impreuna cu parametrii tehnici. Sunt prezentate termenele de conformare la conditiile de mediu, asa cum sunt inscrise in autorizatia integrata de mediu.

Tabelul 3. Cazane de apa fierbinte din CET Centru : Nume cazan CAF 1 CAF 2 CAF 3 CAF 4 CAF 5

Nume IMA IMA 1 IMA 2 IMA 3 IMA 4 IMA 5

Capacitate termică

58,15 MWt

(50 Gcal/h)

58,15 MWt

(50 Gcal/h)

116,3 MWt

(100 Gcal/h)

116,3 MWt

(100 Gcal/h)

116,3 MWt

(100 Gcal/h)

Combustibili Gaz Gaz Gaz+Pacura Gaz+Pacura Gaz+Pacura

An de dare în folosinţă

1963 1967 1973 1977 1981

Durată de viaţă rămasă estimată

25 ani 25 ani 25 ani 25 ani 25 ani

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 12.2006

NOx

31.12.2011

NOx

31.12.2013

Anul retehnologizarii

In curs 2008-2009

- 2007 - -

Eficienţă după retehnologizare

estimare

94-96%

- 94% - -

CAF 3 a fost retehnologizat si functioneaza cu rezultate bune, CAF 1 este in curs de retehnologizare, iar CAF 2, CAF 4 si CAF 5 nu au fost inca retehnologizate. Tabelul 4. Cazane de abur din CET Centru : Nume cazan CAE 1 CAE 2 CAE 3

Nume IMA - - -

Debit si parametri abur

30 t/h, 35 bar,

450°C

12,5 t/h, 31 bar,

400°C

12,5 t/h, 31 bar,

400°C

Parametri apa alimentare

40 bar, 105 °C 35 bar, 105 °C 35 bar, 105 °C

Combustibili Gaz Gaz Gaz

An dare în folosinţă 1951 1936 1936

Eficienţă iniţială 92% 92% 92%

Termen limită tranziţie

- - -

Anul ultimei retehnologizari

- 2007 -

68

Cazanele de abur deservesc turbina cu abur. Desi nu sunt inscrise ca instalatii mari de ardere, importanta lor actuala este notabila. Aceste unitati asigura sarcina de baza, mai ales vara, pentru municipiului Timisoara. Puterea termica a turbinei cu contrapresiune si deci a schimbatorului de caldura, 21 MWt (18,5 Gcal/h) sunt foarte apropiate de acest necesar de caldura. Un singur cazan a fost retehnologizat, aceasta insemnind de fapt o reparatie capitala cu introducerea unor automatizari conform cerintelor actuale, fara masuri de reducere a emisiilor. Cazanele de abur, ca si turbina cu abur, pusa in functiune in 1967 sunt echipamente invechite in comparatie cu stadiul actual al tehnicii. La ora actuala puterea termica totala instalata pentru termoficare este de 486,2 MWt. Sarcina de baza va fi preluata in anii ce urmeaza de un ciclu combinat ce se va realiza in CET Timisoara CENTRU printr-un imprumut BERD. Demolarile in vederea eliberarii amplasamentului pentru aceasta investitie au fost facute iar procedura de achizitie este in curs de lansare. Ciclul combinat va avea o putere termica nominala de 25 Gcal/h, o putere electrica de 20 MW si un consum nominal de gaze naturale de 6550 Nmc/h. Investitia totala va fi de 23,3 mil Euro. 1.2.1.2 Pompe de termoficare Circulatia apei fierbinti in reteaua primara de termoficare se face cu utilizarea urmatoarelor pompe:

Tabelul 5 . Pompe de reţea din CET Timisoara CENTRU.

Pompele poz. 1,2,3 sunt retehnologizate, cu montarea de agregate de pompare Grundfos si pastrarea motoarelor vechi, de fabricatie URSS. In planul de retehnologizari este avuta in vedere inlocuirea etapizata si a motoarelor acestor pompe precum si inlocuirea altor pompe. Echiparea statiei de pompe a fost facuta astfel incit prin utilizarea unor pompe cu debit nominal diferit dar cu acceasi crestere nominala de presiune, sa poata fi urmarita cit mai bine curba de sarcina. 1.2.1.3 Alte dotari CET Centru are in dotare utilitatile necesare pentru functionare. Planul general al centralei este anexat la studiu. Pe acest plan se pot identifica statiile electrice, statia de tratare a apei, gospodaria de pacura, ateliere, alte dotari. Se mai mentioneaza ca in trecut CET Timisoara CENTRU

Parametrii nominali Tipul Debit Înălţimea de Turaţia Puterea [kW] Nr.

pompei [t/h] pompare [rot/min] [mca]

1 Grundfos 1300 125 1500 630

2 Grundfos 1300 125 1500 630

3 Grundfos 1300 125 1500 630

4 RDP 1300 124 1500 630

5 10HMK2 1100 140 1500 630

6 RDP 360 120 1500 250

7 RDP 1300 124 1500 630

69

a mai avut in dotare si alte cazane de abur fata de cele mentionate pina acum, care au fost dezafectate Privitor la combustibilul lichid actualmente utilizat, pacura, se mentioneaza ca aceasta constituie un combustibil de rezerva. Pina in anul 2008 intentia operatorului era de a renunta la acest combustibil. Din cauza nesigurantei in alimentarea cu gaze ce poate surveni in anumite perioade s- a revenit asupra acestei decizii astfel ca nu se va renunta la combustibilul de rezerva. Centrala va utiliza insa combustibil lichid usor, a carui stocare si manevrare nu necesita consum de caldura. 1.2.1.4 Situatia emisiilor poluante in aer ale IMA de la CET Centru Actele legislative UE si romanesti relevante pentru sectorul IMA sunt:

• Directiva 2001/80/EC, care se aplica instalatiilor mari de ardere cu o putere termica mai mare sau cel putin egala cu 50 MW, indiferent de tipul de combustibil utilizat (solid, lichid sau gazos). Obiectivul Directivei este limitarea cantitatilor anuale de SO2, Nox si pulberi emise de IMA in atmosfera. Directiva impune reduceri semnificative de emisii la instalatiile existente, fie prin conformarea instalatiilor la limitele impuse (partea A din anexele III si VII), fie prin planul national de reducere a emisiilor aplicabil la totalul emisiilor instalatiilor.

• Recomandare CE 2003/47/EC privind Ghidul care asista statele membre in pregatirea

planului national de reducere a emisiilor conform prevederilor Directivei 2001/80/EC privind limitarea emisiilor IMA de anumiti poluanti in atmosfera. Ghidul a fost transpus prin Ordinul Comun nr.712/2003 al Ministerului Mediului (833/SB/13.09.2005), Ministerului Economiei (545/CS/26.09.2005) si al Administratie Publice (859/VB/29.09.2005) privind aprobarea “Ghidului pentru elaborarea programelor de reducere a emisiilor anuale de SO2, Nox si pulberi provenite de la IMA” pentru “Planul National de Reducere a Emisiilor provenite de la IMA”. Se recomanda producerea in cogenerare.

Principalii poluatori ai aerului reglementaţi de autorizaţia integrată sunt SO2, NOx şi pulberile pentru care au fost stabilite Valori Limite de Emisie (VLE) după cum se vede în tabelul de mai jos. Tabelul 6. VLE pentru IMA din CET Centru IMA VLE NOX

gaze (mg/Nmc)

VLE NOx pacura (mg/Nmc)

VLE SO2 gaze (mg/Nmc)

VLE SO2 pacura (mg/Nmc)

VLE pulberi gaze (mg/Nmc)

VLE pulberi pacura (mg/Nmc)

IMA1 300 - 35 - 5 - IMA2 300 - 35 - 5 - IMA3 300 450 35 1700 5 100 IMA4 300 450 35 1700 5 100 IMA5 300 450 35 1700 5 100 În tabelul urmator sunt incluse şi emisiile reale din anul 2007. Concentraţiile (mg/Nm3) reprezintă media pentru 2007. Aceasta medie este calculata pentru numarul de ore de functionare si nu pentru intregul an, asadar nu cuprinde perioadele de stationare. Tabelul 6.1 Emisii reale ale IMA din CET Centru (2007)

SO2 NOx Pulberi

Emisii 2007 Emisii 2007 Emisii 2007

IMA

Concentratie (mg/Nm3 )

Cantitate (tone)

Concentratie (mg/Nm3 )

Cantitate (tone)

Concentratie (mg/Nm3 )

Cantitate (tone)

IMA 1 Oprit pentru retehnolo-

gizare

IMA 2 0 0 230 21 0 0

70

SO2 NOx Pulberi

Emisii 2007 Emisii 2007 Emisii 2007

IMA

Concentratie (mg/Nm3 )

Cantitate (tone)

Concentratie (mg/Nm3 )

Cantitate (tone)

Concentratie (mg/Nm3 )

Cantitate (tone)

IMA 3 12 3 223 64 1 0 IMA 4 0 0 342 69 0 0 IMA 5 0 0 313 10 0 0 Se constata depasiri ale VLE la NOx la IMA 4 si IMA 5, IMA 3 este retehnologizat si se incadreaza iar incadrarea aparenta a IMA 2 se datoreaza functionarii numai la sarcini reduse, intrucit tehnologia de ardere este aceeasi ca si la IMA4 si IMA5. Pentru SO2, NOx şi pulberi au fost stabilite limitele maxime admise de emisii (tone/an) după cum urmează: Tabelul 7. Cantitati anuale de poluanti permise pentru IMA din CET Centru

IMA Poluant 2008 2009 2010 2011 2012 2013 SO2 0 0 0 0 0 0 NOx 16 16 16 16 16 16

IMA 1

Pulberi 0 0 0 0 0 0 SO2 0 0 0 0 0 0 NOx 33 21 21 21 21 21

IMA 2

Pulberi 0 0 0 0 0 0 SO2 278 278 278 278 278 278 NOx 114 114 114 114 114 114

IMA 3

Pulberi 0 0 0 0 0 0 SO2 58 58 58 58 58 58 NOx 210 210 210 136 136 136

IMA 4

Pulberi 15 15 15 15 15 15 SO2 54 54 54 54 54 54 NOx 153 153 153 153 153 100

IMA 5

Pulberi 14 14 14 14 14 14

Drept rezultat al negocierilor de aderare a României la UE (Bruxelles, 31 martie 2005) au fost alocate următoarele perioade de tranziţie: Tabelul 8. Perioade de tranzitie pentru IMA din CET Centru SO2 NOx Pulberi IMA 1 - - - IMA 2 - 31.12.2008 - IMA 3 - - - IMA 4 - 31.12.2011 - IMA 5 - 31.12.2013 - 1.2.2 CET Timisoara SUD

1.2.2.1 Echipamente principale

CET timisoara SUD are in compunere ca echipamente principale: - doua cazane de apa fierbinte de 100 Gcal/h ( 116,3 MWt) cu functionare pe lignit si gaze

naturale numite CAF 1, CAF 2

71

- trei cazane de abur de 100 t/h, 15 bar, 250 o C cu functionare pe lignit si gaze naturale numite CAE1, CAE2, CAE3

- O turbina cu abur tip R 19.7-1.4/0.3, cu contrapresiune la 1,2 bar, cu puterea 19,7 MWe - Trei schimbatoare de caldura tubulare pentru termoficare cu capacitatea de 50 Gcal/h

(58,15 MWt). Puterea totala a schimbatoarelor de caldura este de 150 Gcal/h ( 174 MWt). Au fost achizitionate trei schimbatoare de caldura cu placi de aceeasi putere termica dintre care unul este deja instalat si in functiune. Inlocuirea schimbatoarelor de caldura se face atit din cauza starii fizice a vechilor schimbatoare cit si din motive de eficienta a schimbului de caldura , cu efecte in productivitatea turbinei.

- patru cazane de abur de 10 t/h, 15 bar abur supraincalzit, cu functionare pe gaze naturale. Aceste cazane au intrat in dotarea centralei intr-o etapa istorica depasita, cind pe amplasamentul CET Timisoara SUD incepuse constructia unui bloc energetic de 150 MW. Cele patru cazane constituiau centrala de pornire a blocului. Investitia in blocul energetic a fost sistata in 1990, dat cazanele de pornire au ramas in dotare si sunt functionale. La ora actuala sunt mentinute in rezerva.

Starea tehnica a echipamentelor este buna, centrala functionind fara avarii.Nu sunt necesare reparatii de amploare cu ocazia retehnologizarii. O schema simplificata a centralei este prezentata in Fig.2.

72

Cazanele de abur de 100 t/h au fost initial destinate unor consumatori industriali. Acesti consumatori au disparut iar turbina cu abur de 19,7 MW este o investitie foarte recenta (punere in functiune 2007), facind posibila asigurarea caldurii urbane prin cogenerare. La ora actuala puterea termica totala instalata pentru termoficare este de 406,6 MWt

In tabelele urmatoare se prezinta incadrarea cazanelor din CET Timisoara Sud ca instalatii mari de ardere, impreuna cu parametrii tehnici. Sunt prezentate termenele de conformare la conditiile de mediu, asa cum sunt inscrise in autorizatia integrata de mediu. Tabelul 9. Cazane de apa fierbinte din CET Sud

Nume cazan CAF 1 CAF 2

Nume IMA IMA 7 IMA 7

Capacitate termică 116,3 MWt (100 Gcal/h) 116,3 MWt (100 Gcal/h)

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: 31.12.2012

Anul ultimei retehnologizari

Electrofiltre 2007

Electrofiltre 2004

Tabelul 10. Cazane de abur din CET Sud

Nume cazan CAE 1 CAE 2 CAE 3 Nume IMA LCP 6 LCP 6 LCP 6 Debit si parametri abur

100 t/h, 15 bar, 250°C

100 t/h, 15 bar, 250°C

100 t/h, 15 bar, 250°C

Parametri apa alimentare

23 bar, 105 °C 23 bar, 105 °C 23 bar, 105 °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 retehnologizari

electrofiltre 2007

electrofiltre 2006

electrofiltre 2005

Eficienţă după retehnologizare

84% 84% 84%

73

1.2.2.2 Pompe de termoficare

Circulatia apei fierbinti in reteaua primara de termoficare se face cu utilizarea urmatoarelor pompe: Tabelul 11 . Pompe de retea din CET Timisoara Sud

1.2.2.3 Alte dotari CET SUD are in dotare utilitatile necesare pentru functionare. Planul general al centralei este anexat la studiu. Pe acest plan se pot identifica statiile electrice, statia de tratare a apei, reteaua de gaze naturale, atelierele, alte dotari.

1.2.2.4 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.

Parametrii nominali

Debit [t/h] Înălţimea de Turaţia [rot/min] Puterea Tipul Nr. pompare [kW] pompei

[mca]

1 1/I 1300 45 1488 250

2 2/I 1300 45 1487 250

3 3/I 1300 1488 250

45 70 4 4/I 3150 995 800

70 5 5/I 3150 995 800

70 6 6/I 3150 995 800

7 1/II 1300 124 1488 630

124 8 2/II 1300 1491 630

124 9 3/II 1300 1491 630

127 10 4/II 3150 995 1600

127 11 5/II 3150 995 1600

127 12 6/II 3150 995 1250

74

Soluţia tehnologică utilizată este evacuarea nămolului dens. 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 faptului 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 cresterea plantelor sau animalelor. La centrală au fost introduse pas cu pas tehnologii pentru colectarea uscată a cenuşei şi a şlamului dens şi operarea permanentă a acestora a început in anul 2007. 1.2.2.5 Situatia emisiilor poluante in aer ale IMA de la CET SUD

Emisiile în aer Actele legislative UE si romanesti relevante pentru sectorul IMA sunt:

• Directiva 2001/80/EC, care se aplica instalatiilor mari de ardere cu o putere termica mai mare sau cel putin egala cu 50 MW, indiferent de tipul de combustibil utilizat (solid, lichid sau gazos). Obiectivul Directivei este limitarea cantitatilor anuale de SO2, Nox si pulberi emise de IMA in atmosfera. Directiva impune reduceri semnificative de emisii la instalatiile existente, fie prin conformarea instalatiilor la limitele impuse (partea A din anexele III si VII), fie prin planul national de reducere a emisiilor aplicabil la totalul emisiilor instalatiilor.

• Recomandarre CE 2003/47/EC privind Ghidul care asista statele membre in pregatirea

planului national de reducere a emisiilor conform prevederilor Directivei 2001/80/EC privind limitarea emisiilor IMA de anumiti poluanti in atmosfera. Ghidul a fost transpus prin Ordinul Comun nr.712/2003 al autoritatilor publice de mediu (833/SB/13.09.2005), economie (545/CS/26.09.2005) si administratie publica (859/VB/29.09.2005) privind aprobarea “Ghidului pentru elaborarea programelor de reducere a emisiilor anuale de SO2, Nox si pulberi provenite de la IMA” pentru “Planul National de Reducere a Emisiilor provenite de la IMA”. Se recomanda producerea in cogenerare.

Principalii poluatori ai aerului reglementaţi de autorizaţia integrată sunt SO2, NOx şi pulberi pentru care au fost stabilite Valori Limite de Emisie (VLE) după cum se vede în tabelul de mai jos. Tabelul 12. VLE pentru IMA din CET Sud IMA VLE NOx carbune-gaze

(mg/Nmc) VLE SO2 carbune- gaze (mg/Nmc)

VLE pulberi carbune-gaze (mg/Nmc)

IMA6 540 1145 81 IMA7 540 1183 81

75

În tabelul urmator sunt incluse şi emisiile reale din anul 2007. Concentraţiile (mg/Nm3) reprezintă media pentru 2007. Tabelul 12.1 Emisii reale ale IMA din CET Sud (2007)

SO2 NOx Pulberi Emisii 2007 Emisii 2007 Emisii 2007

IMA

Concentratie (mg/Nm3 )

Cantitate (tone)

Concentratie (mg/Nm3 )

Cantitate (tone)

Concentratie (mg/Nm3 )

Cantitate (tone)

IMA 6 3444 1116 468 152 55 18 IMA 7 3436 1305 426 162 203 77

Se constata depasiri la SO2. La NOx este o incadrare aparenta a valorii momentane medii dar anumite valori momentane depasesc VLE NOx. De exemplu s-au masurat valori de NOx de 604 mg/Nmc. Depasirea care se constata la pulberi pentru IMA 7 este datorata unei situatii tanzitorii, in primele luni ale anului 2007. Media ultimelor luni ale anului este de 40 mg/Nmc. Pentru SO2, NOx şi pulberi au fost stabilite limitele maxime admise de emisii (tone/an) după cum urmează: Tabelul 13. Cantitati anuale de poluanti permise pentru IMA din CET Sud

IMA Poluant 2008 2009 2010 2011 2012 2013 SO2 648 648 648 648 648 131 NOx 128 128 128 128 83 83

IMA 6

Pulberi 127 22 22 22 22 22 SO2 4116 4116 4116 823 823 823 NOx 531 531 531 531 531 344

IMA 7

Pulberi 90 90 90 90 90 90

Drept rezultat al negocierilor la aderarea României la UE (Bruxelles, 31 martie 2005) au fost alocate următoarele perioade de tranziţie: Tabelul 14. Perioade de tranzitie pentru IMA din CET Sud

SO2 NOx Pulberi IMA 6 31.12.2013 31.12.2012 31.12.2009 IMA 7 31.12.2010 31.12.2012 -

1.2.3 Centrale termice insulare Sistemul de termoficare al Municipiului Timisoara are 17 centrale termice insulare. Acestea sunt echipate cu cazane cu functionare pe gaze naturale. Situatia ctuala a modernizarilor este urmatoarea :

• 3 dintre aceste centrale termice vor fi retehnologizate prin trecerea la productia combinata de caldura si energie electrica, avind ca echipamente de baza motoare cu gaze naturale (MAS). Una din acestea a fost pusa in functiune iar pentru celelalte doua sunt achizitionate echipamentele.

• 3 centrale termice au fost modernizate prin inlocuirea totala a echipamentelor • 11 centrale termice sunt numai partial modernizate prin inlocuirea echipamentrelor celor

mai uzate. Strategia de retehnologizare prevede inlocuirea treptata a echipamentelor vechi in functie de starea tehnica si de disponibilitatile financiare.

76

Efortul de retehnologizare ramas este considerat nesemnificativ in comparatie cu celelalte probleme de investitii ale sistemului de termoficare, astfel ca se poate considera retehnologizarea ca incheiata. 1.2.4 Retele termice de transport Lungimea totală (geografică) a reţelei de transport în Timişoara 73 km. Energia termică produsă în CET Sud este transmisă oraşului prin două conducte principale:

• 2 x 1000 mm (tur şi retur) • 2 x 600 mm (tur şi retur)

• Magistralele alimentează partea de sud şi de est a oraşului şi o parte din zona centrală.

Magistralele de la CET Sud au fost date în folosinţă în perioada 1982-1984. Energia termică produsă în CET Centru este distribuită cu ajutorul a trei magistrale:

• 2 x 500 mm (tur si retur) • 2 x 700 mm (tur şi retur) • 2 x 700 mm (tur 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 punctelor termice şi a reţelelor de distribuţie. Sistemul de retele este astfel organizat incit permite ajustarea alocarii unor parti de oras celor doua centrale de termoficare, Centru si Sud. CET Centru poate alimenta intregul oras. In privinta CET Sud, zona din nordul orasului nu poate fi alimentata din aceasta centrala in sezonul de iarna.

O parte din retelele de transport, aproximativ 20 %, a fost inlocuita cu conducte de otel preizolate. Retehnologizarea acestor retele se va continua treptat pina la definitivare, prin rezolvarea de la an la an a urmatoarelor probleme : - disponibilitati financiare -evitarea intreruperilor totale de alimentare cu caldura sau limitarea duratei acestora la intervale cit mai mici. - posibilitatea efectiva de interventie pentru retehnologizare pe zone astfel sistematizate incit traficul urban sa poata fi desfasurat pe durata interventiilor. Se estimeaza ca reabilitarea retelelor de transport se va incheia in anul 2015 si ca efortul investitional aferent este de 57,5 mil Euro. 1.2.5 Puncte termice Sistemul de termoficare al municipiului Timisoara cuprinde 114 puncte termice de distributie ale caldurii si apei calde. Din totalul de 114 puncte termice, 68 au fost reabilitate în totalitate. Pentru alte puncte termice, reabilitarea este realizată pas cu pas, potrivit unei ordini care consideră prioritare necesităţile majore (de exemplu înlocuirea chimbătoarelor de căldură sau a pompelor). Se estimeaza ca reabilitarea punctelor termice se va incheia in anul 2011 si ca efortul investitional aferent este de 7 mil Euro.

77

1.2.6 Retele termice de distributie

Lungimea totală (geografică) a reţelei de distributie din Timişoara este de 310 km. Reţeaua de distribuţie este în general construită ca un sistem de 4 conducte, cu patru conducte paralele, două ( tur şi retur) pentru circularea apei calde pentru încălzire de la punctul termic la clădiri, şi două conducte mai mici pentru alimentare şi recirculare apă caldă menajeră. Conducta de recirculare 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. 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 a reţelelor. La ora actuala mai mult de 65 % din reţelele de distribuţie sunt reabilitate. e estimeaza finalizarea acestor lucrări în anul 2015. Efortul investitional ramas este de 17 mil Euro. 1.3 Situatia livrarilor de caldura, a productiei de caldura si a pierderilor in anii precedenti Faza “ Mastreplan “ a proiectului a inceput in anul 2008. Datele colectate de la operator la acel moment sunt sistematizate in tabelele si diagramele urmatoare. S-a utilizat prezentarea cu diagrame Sankey, in care se pot urmari fluxurile de energie din cadrul centralelor si din cadrul sistemului de termoficare, mergind pina la nivel de cazan. O observatie generala este aceea ca operatorul COLTERM are un numar mare de unitati de producere, care nu functioneaza toate simultan. De asemenea la CET Centru este in desfasurare un proces de reducere al numarului de cazane utilizate, prin dezafectarea treptata a cazanelor vechi. Tabelul -diagrama15. Bilanţ total energie termică pentru sistemul de termoficare 2005- 2007

Tabelul -diagrama16. Bilanţ total energie repartizat pe centrale 2005- 2007

78

Nota: La CET Sud turbina cu abur de 19,7 MW a intrat in functiune in luna noiembrie 2007.

Tabelul-diagrama 17. Bilanţ energetic detaliat pentru cazane de apa fierbinte CET Centru 2005 -2007

79

Tabelul-diagrama 18. Bilanţ energetic detaliat pentru cazane de abur CET Centru 2005 - 2007

Nota : La CET Centru au functionat in intervalul analizat si cazanele de abur nr 6,7,8. Acestea au fost dezafectate. Tabelul-diagrama 19. Bilanţ energetic detaliat pentru cazane de abur CET Sud 2005 - 2007

Tabelul-diagrama 20. Bilanţ energetic detaliat pentru cazane de apa fierbinte CET Sud 2005 - 2007

80

Tabelul 21. Bilanţ producţie/consum energie electrică CET Centru 2005- 2007 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 din sistem (MWh) 256 1.499 827 Total consum energie electrică în CET Centru (MWh) 15.106 12.893 12.640 Energie electrică pentru pompare in reteaua de transport în 10.134 8.858 8.733 CET Centru (MWh) Tabelul 22. Bilanţ producţie/consum energie electrică CET Sud 2005- 2007 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 retea (MWh) 18.430 15.722 12.137 Total consum energie electrică în CET Sud (MWh) 18.430 15.722 17.659 Energie electrică pentru pompare in reteaua de transport în 5.342 3.925 4.447 CET Sud (MWh)

1.4 Prognoza pe 20 de ani a livrarilor de caldura, a productiei de caldura si a pierderilor

1.4.1 Raportarea necesarului de caldura la un an cu climat de referinta

Prognozarea necesarului de caldura pentru incalzire pentru urmatorii 20 de ani are ca punct firesc de plecare necesarul de caldura actual, care este o marime rezultata din contorizarea caldurii produse si livrate.

Trebuie sa se corecteze insa acest necesar de caldura pentru climatul unor ani cu caracteristici statistice de temperatura.

Pentru aprecierea necesarului de caldura este foarte util parametrul grade –zile incalzire.

Acesta se obtine prin insumarea , de la fiecare zi a unui an, a diferentei intre temperatura medie zilnica si temperatura de 18 oC, cind experienta dovedeste ca incalzirea nu mai este necesara.

81

Intrucit se cunoaste caldura care a fost necesara in anul 2007, atunci caldura necesara intr-un an cu climat mediu statistic se determina ca produs :

Q an statistic = Q 2007 x Ngrade-zile statistic/Ngrade-zile 2007

Datele pentru temperatura din municipiul Timisoara pot fi găsite în baza de date internaţională privind clima RET Screen, pe bază de date de la NASA. Tabelul 23. Zile grade pentru Timişoara

An de referinţă [zile ˚C*]

Anul 2007 [zile ˚C*]

Total 2.799 2.443 Sursă:RET Screen- NASA

Necesarul de caldura pentru viitor va avea ca baza necesarul de caldura din 2007 inmultit cu raportul parametrilor grade-zile pentru anul de referinta si anul 2007. Acest raport, numit factor de corectie este 2799/2443 = 1,145.

1.4.2 Economii de energie Prognoza 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 izolarii 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. 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 nici o 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 rezindenţial, de servicii, industrie şi transport considerate ca un întreg.

Prognoza privind consumul de caldura in anii 2009-28 Consumul actual de caldura rezulta din urmatoarele date : Tabelul 24. Corectia de consum de caldura

Unitate 2007 Total căldură vândută TJ 3.442 Consum de caldura corectat pentru anul de referinta TJ 3.941

(3.442x1,145)

82

Pe baza măsurilor şi obiectivelor naţionale şi europene menţionate mai sus, in cadrul strategiei local de termoficare )aprobata de Ministerul mediului si Primaria Timisoara) au fost luate in considerare următoarele evolutii privind necesarul de căldură al consumatorilor conectaţi la sistemul de termoficare: O reducere cu 40% a consumului de căldură (TJ) de-a lungul unei perioade de 15 ani

(distribuită cu 2,67 %-puncte pe an între 2009 - 2023).

Consumul de caldura caldura va descreşte faţă de cel actual şi apoi se va stabiliza la un nivel constant de-a lungul întregii perioade de planificare rămase. Cifrele date sunt transformate în date pentru anul de referinţă. Această proiecţie se bazează pe:

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 si consum specific de caldura) trebuie luate în considerare rata de conectare şi mărimea clădirilor conectate la sistemul de termoficare.

Evolutia deconectarilor si reconectarilor pentru ultimii ani este continuta in tabelul de mai jos.

Tabelul 25. Evolutia deconectarilor si reconectarilor la sistemul de termoficare

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

Sector Servicii 41 23 16 12 8

Industrii 2 1 -2 0 0 Valorile negative din tabel indică reconectările. Pe baza acestei dezvoltări a ratei de deconectare şi a politicii 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. Pierderi în reţeaua de termoficare Pentru realizarea prognozei privind pierderile de căldură în sistemul de termoficare au fost luate în considerare următoarele aspecte:

- starea reţelelor primare şi secundare

83

- parametrii de proiectare pentru noile conducte (pierderi de căldură) - redimensionarea conductelor - potenţialul de a trece de la un sistem de patru conducte la un sistem de doua conducte - starea punctelor termice înainte de reabilitare.

Reţeaua primară transportă căldură de la CET Centru la CET Sud la punctele termice/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 73 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. Reţelele de distribuţie transportă căldură de la substaţii la consumatorii de energie termică în sistem centralizat. Acestea au o lungime totală de 310 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 incalzire respectiv apă caldă menajeră. 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 va duce la reducerea continuă a pierderilor (GJ) datorita reechipării pompelor şi instalarii de noi conducte preizolate. În plus, noile pompe vor fi redimensonate la o capacitate mai mica decât cele actuale care au fost proiectate pentru un necesar de căldură mai mare şi un debit operaţional fix.

In strategia local de termoficare s-a facut si a fost aprobata ipoteza ca reabilitarea retelelor de transport si distribuite va fi incheiata in anul 2015. Drept consecinţă, pierderea totală actuală de căldură de 22% (transport şi distribuţie) se estimează că va descreşte gradual la 15% (în comparaţie cu producţia totală de căldură din 2007 transpusă într-un an de referinţă) începând cu 2015. 1.4.3 Rezultatul prognozelor Prognoza generală a necesarului de căldură viitor este calculată pe baza ipotezelor de mai sus privind dezvoltarea consumului specific, a suprafeţei încălzite şi a pierderilor din reţea. Tabelul urmator arata evolutia producţiei corespunzătoare de căldură, a necesarului de caldura (vânzări) si a pierderilor din retele. Tabelul 26. Prognoza privind consumul de caldura, necesarul de caldura, pierderile de caldura si productia in urmatorii 20 de ani

An Necesarul de căldură

[TJ]

Pierderi din reţea [TJ]

Producţie de căldură

[TJ] 2008 4.056 959 5.015 2009 3.941 929 4.870 2010 3.835 900 4.735 2011 3.726 870 4.596 2012 3.617 841 4.458 2013 3.511 811 4.322

84

2014 3.402 781 4.183 2015 3.293 752 4.045 2016 3.187 752 3.939 2017 3.078 752 3.830 2018 2.969 752 3.721 2019 2.863 752 3.615 2020 2.754 752 3.506 2021 2.645 752 3.397 2022 2.539 752 3.291 2023 2.430 752 3.182 2024 2.430 752 3.182 2025 2.430 752 3.182 2026 2.430 752 3.182 2027 2.430 752 3.182 2028 2.430 752 3.182

1.4.4 Curbe clasate ale productiei de caldura Pentru analizele tehnico-economice din cadrul acestui studiu a fost necesara modelarea curbelor clasate anuale. In acest scop a fost luata ca baza curba clasata a anului 2007 iar curbele clasate ale anilor 2008- 2028 au fost obtinute prin procedee de similitudine matematica. S-au trasat curbele clasate ale productiei de caldura cumulate ale CET Centru si CET Sud. In prvinta centralelor termice insulare, productia cumulata a acestora va fi considerata pe tot parcursul studiului 8% din productia toatala, asa cum este situatia in prezent. Pierderea de caldura pe timp de iarna ( aproximativ 5000 de ore) a fost considerata proportionala cu caldura livrata, intr-un cuantum care s-a diminuat pentru fiecare an. Pentru pierderea de caldura din timpul verii, care are o valoare procentuala mult mai mare, s-a considerat ca aceasta va scadea de la valoarea actuala medie de 40 % la o valoare procentuala medie de 20 %.

85

FIG 3. Evolutia productiei de caldura cumulata a CET Timisoara Centru si CET Timisoara Sud in anii 2008-2028. Curbele sunt modelate astfel incit suprafata de sub curba clasata a fiecarui an este egala cu caldura totala produsa in anul respectiv. Tabelul de mai jos prezintă prognoza necesarului si productiei de caldura pe cele doua centrale Centru si Sud, precum si estimarea unor puteri caracteristice (maxim iarna, mediu şi minim vara) pentru anii de inceput si sfirsit ai intervalului de prognoza. Tabelul 27. Productia de caldura si puteri caracteristice la limitele intervalului de prognoza Progoza bazata pe anul Producţie căldură Necesar căldură Necesar mediu Necesar minim

Necesar maxim climatic de referinţă [TJ] [TJ] productie de productie de productie de căldură vara căldură vara căldură iarna [MWt] [MWt]

[MWt]

2008 5.015 4.056 400 29 23

2028 3186 2.434 300 23 17

86

2. Descrierea investitiei

a) Scenariile tehnico-economice prin care obiectivele proiectului de investitii pot fi atinse

2.a.1 Descrierea optiunilor Obiectivul proiectului de investitii este conformarea la normele de emisii a instalatiilor mari de ardere din municipiul Timisoara. Acest studiu de fezabilitate este elaborat pe baza concluziilor strategiei locale de termoficare cu acelasi obiectiv, definitivat in luna octombrie 2008. In cadrul strategiei de termoficare, pentru sistemul de termoficare al municipiului Timisoara au fost studiate 3 scenarii cu un total de 13 optiuni posibile. Dintre acestea au fost retinute 5 optiuni (variante) pentru analiza aprofundata in cadrul studiului de fezabilitate. Ele vor fi prezentate in continuare cu numerotarea din faza precedenta pentru pastrarea continuitatii in examinarea studiului de fezabilitate de catre factorii de decizie implicati. In continuare se descrie succint continutul optiunilor si implicatiile tehnice ale acestora pentru fiecare din componentele sistemului de termoficare : Centralele CET Centru, CET Sud si centralele termice insulare, reteaua de transport, punctele termice, reteaua de distributie. In esenta cele 5 optiuni au fost retinute pentru efectuarea urmatoarelor analize:

- comparatia intre sistemul de incalzire centralizat si sistemul de incalzire descentralizat - comparatia intre incalzirea centralizata numai pe hidrocarburi (gaze naturale si in rezerva

combustibil lichid usor-CLU) sau utilizarea partial a lignitului si partial a gazelor naturale, avind in vedere ca lignitul este un combustibil mult mai ieftin dar cu emisie de CO2 mult mai mare si prin urmare cu limitare in utilizare

- comparatia intre producerea caldurii pe carbune in cogenerare cu turbina existenta la CET Sud alimentata din cazanele de abur pe lignit si producerea caldurii pe carbune in cazane de apa fierbinte pe lignit.

- comparatie intre cogenerarea pe carbune utilizind cazanele actuale modernizate si o instalatie de desulfurare a gazelor de ardere sau cogenerarea pe carbune prin instalarea unui cazan de abur nou cu ardere in strat fluidizat, fara realizarea unei instalatii de desulfurare a gazelor de ardere.

OPTIUNEA 1 ( O1) : In cadrul acestei optiuni incalzirea centralizata a orasului este realizata in intregime din CET Timisoara Centru. O cota de cca 8 % din caldura urbana este asigurata de centralele insulare. La CET Timisoara Centru combustibilul de baza il constituie gazele naturale. Combustibilul de rezerva, utilizat numai in caz de indisponibilitate temporara a gazelor naturale il constituie combustibilul lichid usor (CLU). CET Sud se inchide si se dezafecteaza instalatiile mari de ardere, anexele acestora si instalatiile de termoficare principale. La CET Centru sunt prevazute urmatoarele investitii : -Retehnologizarea CAF 2 de 50 Gcal/h ( 58,15 MWt) pentru arderea gazelor naturale cu emisii reduse de NOx, cresterea eficientei, monitorizarea emisiilor. Retehnologizarea CAF cuprinde :

• instalarea unor arzatoare de gaze naturale cu NOx redus • reparatia capitala a partii sub presiune • inlocuirea automatizarii cazanului • realizarea unei instalatii de monitorizare a noxelor (NOx, SO2, pulberi)

87

-Retehnologizarea CAF 4 de 100 Gcal/h ( 116,3 MWt) pentru arderea gazelor naturale si a CLU cu emisii reduse de NOx, cresterea eficientei, monitorizarea emisiilor. Retehnologizarea CAF cuprinde :

• instalarea unor arzatoare de gaze naturale si CLU cu NOx redus • reparatia capitala a partii sub presiune • inlocuirea automatizarii cazanului • realizarea unei instalatii de monitorizare a noxelor (NOx, SO2, pulberi)

-Retehnologizarea CAF 5 de 100 Gcal/h ( 116,3 MWt) pentru arderea gazelor naturale si a CLU cu emisii reduse de NOx, cresterea eficientei, monitorizarea emisiilor. Retehnologizarea CAF cuprinde :

• instalarea unor arzatoare de gaze naturale si CLU cu NOx redus • reparatia capitala a partii sub presiune • inlocuirea automatizarii cazanului • realizarea unei instalatii de monitorizare a noxelor (NOx, SO2, pulberi)

- Instalarea unui ciclu combinat abur-gaze avind parametrii :

-putere termica nominala in termoficare urbana: 25 Gcal/h ( 29 MWt) , -putere electrica nominala : 20 MW -consum nominal de gaze naturale : 6550 Nmc/h

-Modernizarea statiilor de pompe de transport agent termoficare prin instalarea unor pompe si/sau motoare noi pentru unele pompe, instalarea unor convertizoare de frecventa. La CET Sud se dezafecteaza :

- trei cazane de abur de 100 t/h ,turbina cu abur si anexele acestora - doua CAF de 100 Gcal/h si anexele acestora - gospodaria de carbune - instalatiile de pregatire slam dens

La centralele insulare : Retehnologizarea poate fi considerata incheiata. Retele termice de transport: Se continua retehnologizarea retelelor termice de transport Puncte termice: Se continua retehnologizarea punctelor termice Retele termice de distributie: Se continua retehnologizarea retelelor termice de distributie OPTIUNEA 8 ( O8) : In cadrul acestei optiuni termoficarea centralizata a orasului este realizata partial din CET Timisoara Centru si partial din CET Timisoara Sud. O cota de cca 8 % din caldura urbana este asigurata de centralele insulare.

88

La CET Timisoara Centru combustibilul de baza il constituie gazele naturale. Combustibilul de rezerva, utilizat numai in caz de indisponibilitate temporara a gazelor naturale il constituie combustibilul lichid usor (CLU). La CET Timisoara Sud combustibilul de baza il constituie lignitul, cu suport de gaze naturale. Cazanele pe lignit pot functiona la sarcina partiala pe gaze naturale, astfel ca in cazul unei indisponibilitati de scurta durata a gospodariei de carbune, combustibilul de rezerva este asigurat. Disponibilitatea carbunelui in centrala este asigurata prin formarea in timpul verii a unui stoc care asigura necesarul pentru sezonul de iarna. La CET Centru sunt prevazute urmatoarele investitii : -Retehnologizarea CAF 2 de 50 Gcal/h ( 58,15 MWt) pentru arderea gazelor naturale cu emisii reduse de NOx, cresterea eficientei, monitorizarea emisiilor. Retehnologizarea CAF cuprinde :

• instalarea unor arzatoare de gaze naturale cu NOx redus • reparatia capitala a partii sub presiune • inlocuirea automatizarii cazanului • realizarea unei instalatii de monitorizare a noxelor (NOx, SO2, pulberi)

-Retehnologizarea CAF 4 de 100 Gcal/h ( 116,3 MWt) pentru arderea gazelor naturale si a CLU cu emisii reduse de NOx, cresterea eficientei, monitorizarea emisiilor. Retehnologizarea CAF cuprinde :

• instalarea unor arzatoare de gaze naturale si CLU cu NOx redus • reparatia capitala a partii sub presiune • inlocuirea automatizarii cazanului • realizarea unei instalatii de monitorizare a noxelor (NOx, SO2, pulberi)

- Instalarea unui ciclu combinat abur-gaze avind parametrii :

-putere termica nominala in termoficare urbana: 25 Gcal/h ( 29 MWt) , - putere electrica nominala : 20 MW - consum nominal de gaze naturale : 6550 Nmc/h

-Modernizarea statiilor de pompe de transport agent termoficare prin instalarea unor pompe si/sau motoare noi pentru unele pompe, instalarea unor convertizoare de frecventa. CAF 5 de 100 Gcal/h nu mai este necesar, intrucit ar constitui o supraechipare . La CET Sud sunt prevazute urmatoarele investitii :

- Retehnologizarea a trei cazane de abur (CAE 1, CAE2, CAE 3) pe lignit de 100 t/h, 15 bar, 250 o C care apartin de IMA 6 pentru arderea cu NOx redus si pentru cresterea eficientei. Retehnologizarea fiecarui cazan include urmatoarele masuri tehnice : • realizarea unui sistem de alimentare a focarului cu aer superior (Over Air Ports) pentru

reducerea emisiei de NOx • realizarea unui sistem de injectie uree la fine focar (SNCR) pentru reducerea emisiei de

NOx • instalarea unui gratar de postardere, in scopul cresterii eficientei cazanului prin

diminuarea nearselor mecanice • suplimentarea suprafetei de schimb de caldura a supraincalzitorului pentru mentinerea

constanta a temperaturii de supraincalzire 250 o C, avind ca urmare functionarea eficienta a turbinei de abur in toata gama de sarcina

• inlocuirea automatizarii cazanului pentru asigurarea eficientei in functionare pe toata plaja de sarcina

89

• pentru cosul comun al cazanelor IMA 6, realizarea instalatiei de monitorizare a noxelor (SO2,NOx, pulberi)

- Realizarea unei instalatii de desulfurare a gazelor de ardere pentru cele trei cazane de abur

retehnologizate (IMA6) pentru incadrarea emisiilor de bioxid de sulf ( SO2) in limitele prevazute de autorizatia integrata de mediu.

- Modernizarea statiei de pompe de transport agent termoficare prin instalarea unor pompe si/sau motoare noi pentru unele pompe, instalarea unor convertizoare de frecventa.

- Realizarea unei mici gospodarii de dozare a biomasei pe fluxul de carbune pentru arderea in cazanele pe lignit, in proportie masica de pina la 5 % , in scopul valorificarii unor disponibilitati locale de viitor

CAF 1 si CAF 2 de 100 Gcal/h , reprezentind IMA7, nu mai sunt necesare, reprezentind supraechipare . La centralele insulare : Retehnologizarea poate fi considerata incheiata Retele termice de transport: Se continua retehnologizarea retelelor termice de transport Puncte termice: Se continua retehnologizarea punctelor termice Retele termice de distributie: Se continua retehnologizarea retelelor termice de distributie OPTIUNEA 10 ( O10) : In cadrul acestei optiuni incalzirea centralizata a orasului este realizata partial din CET Timisoara Centru si partial din CET Timisoara Sud. O cota de cca 8 % din caldura urbana este asigurata de centralele insulare. La CET Timisoara Centru combustibilul de baza il constituie gazele naturale. Combustibilul de rezerva, utilizat numai in caz de indisponibilitate temporara a gazelor naturale il constituie combustibilul lichid usor (CLU). La CET Timisoara Sud combustibilul de baza il constituie lignitul, cu suport de gaze naturale. Cazanele de abur pe lignit sunt inlocuite in cadrul acestei optiuni de un cazan de abur nou, de 200 t/h, cu ardere in strat fluidizat.Acest cazan poate functiona la sarcina partiala pe gaze naturale, astfel ca in cazul unei indisponibilitati de scurta durata a gospodariei de carbune, combustibilul de rezerva este asigurat. Disponibilitatea carbunelui in centrala este asigurata prin formarea in timpul verii a unui stoc care asigura necesarul pentru sezonul de iarna. La CET Centru sunt prevazute urmatoarele investitii : -Retehnologizarea CAF 2 de 50 Gcal/h ( 58,15 MWt) pentru arderea gazelor naturale cu emisii reduse de NOx, cresterea eficientei, monitorizarea emisiilor. Retehnologizarea CAF cuprinde :

• instalarea unor arzatoare de gaze naturale cu NOx redus • reparatia capitala a partii sub presiune • inlocuirea automatizarii cazanului

90

• realizarea unei instalatii de monitorizare a noxelor (NOx, SO2, pulberi) -Retehnologizarea CAF 4 de 100 Gcal/h ( 116,3 MWt) pentru arderea gazelor naturale si a CLU cu emisii reduse de NOx, cresterea eficientei, monitorizarea emisiilor. Retehnologizarea CAF cuprinde :

• instalarea unor arzatoare de gaze naturale si CLU cu NOx redus • reparatia capitala a partii sub presiune • inlocuirea automatizarii cazanului • realizarea unei instalatii de monitorizare a noxelor (NOx, SO2, pulberi)

- Instalarea unui ciclu combinat abur-gaze avind parametrii :

-putere termica nominala in termoficare urbana: 25 Gcal/h ( 29 MWt) , - putere electrica nominala : 20 MW - consum nominal de gaze naturale : 6550 Nmc/h

-Modernizarea statiilor de pompe de transport agent termoficare prin instalarea unor pompe si/sau motoare noi pentru unele pompe, instalarea unor convertizoare de frecventa. CAF 5 de 100 Gcal/h nu mai este necesar, intrucit ar constitui o supraechipare. La CET Sud sunt prevazute urmatoarele investitii :

- Instalarea unui cazan de abur nou pe lignit cu ardere in strat fluidizat de 200 t/h, 15 bar, 250 o C .

Cazanul va fi instalat in spatiul creat prin dezafectarea celor trei cazane de abur actuale de 100 t/h fiecare. Cazanul va alimenta turbina cu abur existenta. Reducerea emisiei de NOx este asigurata prin tehnologia de arderea in strat fluidizat, caz in care temperatura de ardere nu depaseste 900 o C. Reducerea emisiilor de SO2 se realizeaza prin retinerea acestui poluant in stratul fluidizat prin adaos direct de calcar macinat. Noul cazan va fi racordat la electrofiltrele existente si mai departe la cosul de fum actual al IMA 6. Pe acest cos se va instala un sistem de monitorizare a emisiilor (SO2,NOx, pulberi) - Modernizarea statiei de pompe de transport agent termoficare prin instalarea unor pompe si/sau motoare noi pentru unele pompe, instalarea unor convertizoare de frecventa. - Realizarea unei mici gospodarii de dozare a biomasei pe fluxul de carbune pentru arderea

in cazanul cu strat fluidizat, in proportie masica de pina la 5 % , in scopul valorificarii unor disponibilitati locale de viitor.

CAF 1 si CAF 2 de 100 Gcal/h , reprezentind IMA7, nu mai sunt necesare. La centralele insulare : Retehnologizarea poate fi considerata incheiata Retele termice de transport: Se continua retehnologizarea retelelor termice de transport

91

Puncte termice: Se continua retehnologizarea punctelor termice Retele termice de distributie: Se continua retehnologizarea retelelor termice de distributie OPTIUNEA 11 ( O11) : In cadrul acestei optiuni incalzirea centralizata a orasului este realizata partial din CET Timisoara Centru si partial din CET Timisoara Sud. O cota de cca 8 % din caldura urbana este asigurata de centralele insulare. La CET Timisoara Centru combustibilul de baza il constituie gazele naturale. Combustibilul de rezerva, utilizat numai in caz de indisponibilitate temporara a gazelor naturale il constituie combustibilul lichid usor (CLU). La CET Timisoara Sud combustibilul de baza il constituie lignitul, cu suport de gaze naturale. Sursa de caldura o constituie un cazan de apa fierbinte pe lignit nou, cu ardere in stat fluidizat, de 100 Gcal/h ( 116 MWt).Acest cazan poate functiona la sarcina partiala pe gaze naturale, astfel ca in cazul unei indisponibilitati de scurta durata a gospodariei de carbune, combustibilul de rezerva este asigurat. Disponibilitatea carbunelui in centrala este asigurata prin formarea in timpul verii a unui stoc care asigura necesarul pentru sezonul de iarna. La CET Centru sunt prevazute urmatoarele investitii : -Retehnologizarea CAF 2 de 50 Gcal/h ( 58,15 MWt) pentru arderea gazelor naturale cu emisii reduse de NOx, cresterea eficientei, monitorizarea emisiilor. Retehnologizarea CAF cuprinde :

• instalarea unor arzatoare de gaze naturale cu NOx redus • reparatia capitala a partii sub presiune • inlocuirea automatizarii cazanului • realizarea unei instalatii de monitorizare a noxelor (NOx, SO2, pulberi)

-Retehnologizarea CAF 4 de 100 Gcal/h ( 116,3 MWt) pentru arderea gazelor naturale si a CLU cu emisii reduse de NOx, cresterea eficientei, monitorizarea emisiilor. Retehnologizarea CAF cuprinde :

• instalarea unor arzatoare de gaze naturale si CLU cu NOx redus • reparatia capitala a partii sub presiune • inlocuirea automatizarii cazanului • realizarea unei instalatii de monitorizare a noxelor (NOx, SO2, pulberi)

- Instalarea unui ciclu combinat abur-gaze avind parametrii :

-putere termica nominala in termoficare urbana: 25 Gcal/h ( 29 MWt) , - putere electrica nominala : 20 MW - consum nominal de gaze naturale : 6550 Nmc/h

-Modernizarea statiilor de pompe de transport agent termoficare prin instalarea unor pompe si/sau motoare noi pentru unele pompe, instalarea unor convertizoare de frecventa. CAF 5 de 100 Gcal/h nu mai este necesar, intrucit ar constitui o supraechipare.

92

La CET Sud sunt prevazute urmatoarele investitii :

- Instalarea unui cazan de apa fierbinte nou pe lignit cu ardere in strat fluidizat de 100 Gcal/h (116,3 MWt) Cazanul va fi instalat in spatiul creat prin dezafectarea celor doua cazane de apa fierbinte actuale de 100 Gcal/h fiecare. Reducerea emisiei de NOx este asigurata prin tehnologia de arderea in strat fluidizat, caz in care temperatura de ardere nu depaseste 900 o C. Reducerea emisiilor de SO2 se realizeaza prin retinerea acestui poluant in stratul fluidizat prin adaos direct de calcar macinat. Noul cazan va fi racordat la electrofiltrele existente si mai departe la cosul de fum

actual al IMA 7. Pe acest cos se va instala un sistem de monitorizare a emisiilor (SO2,NOx, pulberi)

- Modernizarea statiei de pompe de transport agent termoficare prin instalarea unor pompe si/sau motoare noi pentru unele pompe, instalarea unor convertizoare de frecventa. - Realizarea unei mici gospodarii de dozare a biomasei pe fluxul de carbune pentru arderea

in cazanul cu strat fluidizat, in proportie masica de pina la 5 % , in scopul valorificarii unor disponibilitati locale de viitor.

CAE 1, CAE 2, CAE 3 de 100 t/h , reprezentind IMA6, cit si turbina cu abur nu mai sunt necesare, reprezentind o supraechipare. La centralele insulare : Retehnologizarea poate fi considerata incheiata Retele termice de transport: Se continua retehnologizarea retelelor termice de transport Puncte termice: Se continua retehnologizarea punctelor termice Retele termice de distributie: Se continua retehnologizarea retelelor termice de distributie OPTIUNEA 12 ( O12) : In cadrul acestei optiuni sistemul de termoficare a orasului este descentralizat. In acest scop, in centralele CET Centru si CET Sud se dezafecteza instalatiile mari de ardere si anexele acestora. Asigurarea incalzirii se face prin instalarea in fiecare punct termic a unor cazane de apa calda pe gaze naturale si CLU (combustibil rezerva). In municipiul Timisoara se instaleaza o retea de gaze naturale noua destinata alimentarii centralelor termice. Aceasta optiune prezint un risc mare pentru poluarea urbana, deoarece sistemul descentralizat va include 114 de surse punctuale de poluare datorita centralelor pe gaz/CLU, comparativ cu sistemul centralizat, cre are doar doua unitati de productie, deci doar doua surse potentiale de poluare, ce pot fi mai usor controlate. La CET Centru se dezafecteaza :

- doua cazane de apa fierbinte, CAF 1 si CAF 2 de 50 Gcal/h si anexele acestora - trei cazane de apa fierbinte CAF 3, CAF 4 si CAF 5 de 100 Gcal/h si anexele acestora - trei cazane de abur CAE1 de 30 t/h si CAE 2, CAE 3 de 12 t/h fiecare si anexele acestora - gospodaria de pacura

93

La CET Sud se dezafecteaza :

- trei cazane de abur de 100 t/h si anexele acestora - doua CAF de 100 Gcal/h si anexele acestora - turbina cu abur - gospodaria de carbune - instalatiile de pregatire slam dens

La centralele insulare : Retehnologizarea poate fi considerata incheiata Retele termice de transport: Nu se mai efectueaza retehnologizarea retelelor termice de transport. Se dezafecteaza retelele supraterane. Puncte termice: Se continua retehnologizarea punctelor termice cu instalarea de schimbatoare de caldura si pompe acolo unde este activitatea de inlocuire nu este definitivata. Se transforma punctele termice in centrale termice prin introducerea in toate punctele termice a unor cazane de apa calda. Retele termice de distributie: Se continua retehnologizarea retelelor termice de distributie. Intrucit studiul de fezabilitate trateaza un numar foarte mare de date,examinate din diferite puncte de vedere, se introduce urmatorul tabel, destinat urmaririi unui fir logic al prezentarii. Tabelul 27/a: Tabel ghid pentru urmarirea analizei tehnice a optiunilor Problema analizata Punctul la care se

analizeaza Tabele de date reprezentative

Care sunt actiunile de retehnologizare , care fac obiectul acestui studiu si cum sunt ele distribuite pe optiuni ?

Actiunile de retehnologizare din cadrul optiunilor, care sunt retinute in continuare pentru studiu

Tab. 28

In ce perioada are loc fiecare dintre actiunile de retehnologizare?

Perioadele de retehnologizare Tab 29.

Cum sunt acoperite curbele de sarcina ? Cit si cum vor fi incarcate unitatile in functiune in fiecare centrala ? Exista rezerva de putere termica ? Cit de sigura este rezerva ?

2.a.2.1 Acoperirea curbelor de sarcina

Tab. 30 , 31

Care este valorea investitiilor analizate in studiu in fiecare optiune, si cum sunt distribuite aceste valori in timp ?

2.a.2.2 Valoarea investitiilor necesare pentru fiecare optiune

Tab. 32

Exista calcule pentru valoarea acestor investitii ? Unde pot fi gasite acestea ?

2.a.2.2 Valoarea investitiilor necesare pentru fiecare optiune

Tab. 32.1

Exista,pentru fiecare optiune, un desfasurator pe ani al investitiilor? Unde poate fi gasit ?

2.a.2.2 Valoarea investitiilor necesare pentru fiecare optiune

Tab.33 , 34 , 35, 36, 37

Care sunt cheltuielile variabile si fixe 2.a.2.3 Calculul cheltuielilor

94

Problema analizata Punctul la care se analizeaza

Tabele de date reprezentative

care vor fi date de intrare in analiza economica?

variabile si fixe pentru fiecare optiune

Care este baza de calcul a consumului de combustibil?

Consumul de combustibil . Definirea datelor de intrare pentru unitatile de producere a energiei termice

Tab. 38

Care sunt datele specifice pentru fiecare cazan sau ciclu termic care se iau in calcul ? Corelat cu acestea, care sunt factorii de emisie?

Consumul de combustibil . Definirea datelor de intrare pentru unitatile de producere a energiei termice

Tab. 39 , 39.1 , 39.2 , 40 , 40.1, 40.2 , 41

Care este consumul de energie electrica pentru pomparea agentului termic?

Consumul de energie electrica pentru servicii interne si pentru pompare.Cheltuieli cu energia electrica

Tab. 42

Care sunt cheltuielile specifice pentru desulfurarea gazelor de ardere?

Cheltuieli pentru desulfurare Tab.43 , 44

Care sunt cheltuielile salariale? Cheltuieli cu salariile

Tab. 45, 46 , 47, 48

Care sunt cheltuielile fixe (mentenant, alte cheltuilei)?

Cheltuieli cu mentenanta si alte cheltuieli.Cheltuieli cu dezafectarile

Tab. 49 , 50 , 51 , 52

In sinteza, care sunt cheltuielile de exploatare totale ?

Cheltuieli cu mentenanta si alte cheltuieli.Cheltuieli cu dezafectarile

Tab. 53

Care sunt cheltuielile cu dezafectarile unitatilor care nu vor mai functiona? Cum se esaloneaza ele pe ani ?

Cheltuieli cu mentenanta si alte cheltuieli.Cheltuieli cu dezafectarile

Tab. 54 , 54.1

Care sun cheltuilile cu amortizarea activelor actuale ?

Cheltuieli de amortizare a echipamentelor si instalatiilor existente

Tab. 55

Cum se calculeaza poductia de energie electrica si veniturile din vinzarea acesteia ?

2.a.2.4 Calculul productiei de energie electrica si al veniturilor din vinzarea energiei electrice

Cum se calculeaza cheltuielile sau veniturile din tranzactionarea CO2. Sunt unitatile care vor echipa centralele in masura sa functioneze la eficienta peste cea de referinta ?

2.a.2.5 Calculul veniturilor sau cheltuielilor cu emisiile de CO2 pina in anul 2012. Eficienta cazanelor si ciclurilor si situatia cheltuielilor cu emisiile CO2 incepind cu anul 2013

Tab. 56 , 57, 58 , 58.1 , 58.2 , 58.3

Care sunt preturile care stau la baza claculelor de venituri si cheltuieli ?

2.a.2.6 Preturi

Tab. 59

Sunt asigurate limitele de emisii ? Este analizat acest aspect si sunt respectate aceste conditii pentru fiecare optiune ? Dar pentru fiecare combustibil utilizat?

2.a.2.7 Calculul emisiilor pentru fiecare optiune. Emisii permise. Necesitatea unor realocari de plafoane anuale

Tab. 60.1 , 60.2

95

Problema analizata Punctul la care se analizeaza

Tabele de date reprezentative

Cum se situeaza emisiile realizate dupa retehnologizare fata de IPPC Recast ?

2.a.2.7 Calculul emisiilor pentru fiecare optiune. Emisii permise. Necesitatea unor realocari de plafoane anuale

Tab. 60.2 , 60.3

Sunt respectate plafoanele de emisii ? Care vor fi plafoanele prognozate dupa IPPC Recast ?

2.a.2.7 Calculul emisiilor pentru fiecare optiune. Emisii permise. Necesitatea unor realocari de plafoane anuale

Tab. 61 , 61.1, 61.2 , 61.3 , 62

Unde sunt expuse calculele si cum sunt centralizate rezultatele calculelor

2.a.3 Tabele centralizatoare

Tab. 63 cu trimitere la anexa 4.

Care este optiunea selectata, care au fost ratiunile acestei selectii, care sunt investitiile din aceasta opiune .

2.a.4 Optiunea selectata pe baza analizei cost beneficiu, investitii prioritare, conditii tehnice de baza

Tab. 64

Care sunt emisiile momentane si anuale ale IMA in cazul optiunii selectate, daca acestea satisfac cerintele de conformare si cu se situeaza acestea fata de IPPC Recast ?

2.a.4 Optiunea selectata pe baza analizei cost beneficiu, investitii prioritare, conditii tehnice de baza

Tab. 64.1 , 64.2 , 64.3

Actiunile de retehnologizare din cadrul optiunilor, care sunt retinute in continuare pentru studiu, sunt prezentate sintetic in tabelul urmator: Tabelul 28. Sinteza actiunilor de retehnologizare Optiunea / Retehnologizari si investitii noi

O1 O8 O10 O11 O12

Retehnologizare CAF 2 de 58,15 MW CET Centru

X

X

X

X

Retehnologizare CAF 4 de 116,3 MW CET Centru

X

X

X

X

Retehnologizare CAF 5 de 116,3 MW CET Centru

X

Ciclu combinat abur gaze 29 MWt CET Centru

X X X X

Retehnologizare 3 cazane abur 100 t/h pe lignit existente CET Sud

X

Instalatie de desulfurare CET Sud X Instalatie dozare biomasa X X X Cazan nou de abur cu arderea lignitului in strat fluidizat 200 t/h CET Sud

X

Cazan nou de apa fierbinte cu arderea lignitului in strat fluidizat 116,3 MWt CET Sud

X

Retehnologizare statii pompe transport termoficare

X

X

X

X

Echipare puncte termice cu cazane de apa calda gaze-CLU

X

Perioadele de retehnologizare sunt prezentate in tabelul urmator:

96

Tabelul 29. Perioade de retehnologizare Optiunea Retehnologizari si investitii

noi Perioada de realizare

O1 O8 O10 O11 O12 Retehnologizare CAF 2 de 58,15 MW CET Centru

2010 X X X X

Retehnologizare CAF 4 de 116,3 MW CET Centru

2011 X X X X

Retehnologizare CAF 5 de 116,3 MW CET Centru

2012 X

Retehnologizare 3 cazane abur 100 t/h pe lignit existente CET Sud

2010,2011,2012, Cite un cazan in fiecare an

X

Instalatie de desulfurare CET Sud

2011-2012 X

Cazan nou de abur cu arderea lignitului in strat fluidizat 200 t/h CET Sud

2010-2012

X

Cazan nou de apa fierbinte cu arderea lignitului in strat fluidizat 116,3 MWt CET Sud

2010-2012

X

Retehnologizare statii pompe transport termoficare

2010-2011 X X X X

Echipare puncte termice cu cazane de apa calda gaze-CLU

2009-2010

X

2.a.2 Calculul investitiilor, cheltuielilor si veniturilor pentru fiecare optiune Contine sectiunile : 2.a.2.1 Acoperirea curbelor de sarcina 2.a.2.2 Valoarea investitiilor necesare pentru fiecare optiune 2.a.2.3 Calculul cheltuielilor variabile si fixe pentru fiecare optiune 2.a.2.4 Calculul productiei de energie electrica si al veniturilor din vinzarea energiei electrice 2.a.2.5 Calculul veniturilor sau cheltuielilor cu emisiile de CO2 pina in anul 2012. Eficienta cazanelor si ciclurilor si situatia cheltuielilor cu emisiile CO2 incepind cu anul 2013 2.a.2.6 Preturi 2.a.2.7 Calculul emisiilor pentru fiecare optiune. Emisii permise 2.a.2.1 Acoperirea curbelor de sarcina Pentru a se putea face o comparatie tehnico-economica a optiunilor este necesar sa se porneasca de la acoperirea curbelor de sarcina in fiecare dintre optiuni. Diagramele urmatoare (Fig.4 – Fig.7) prezinta acoperirea curbei de sarcina prin alocarea unitatilor care vor functiona in fiecare dintre optiunile descrise la punctul precedent. Diagramele sunt trasate numai pentru optiunile O1,O8,O10,O11, pentru ca numai la acestea curbele sunt acoperite prin utilizarea unor unitati de producere diferentiate. Curbele clasate sunt trasate, asa cum a fost precizat, pentru ansamblul CET Centru + CET Sud, iar o proportie de 8 % din necesar este acoperita de centralele insulare. Pentru optiunea descentralizata O12 nu este necesara trasarea unei diagrame explicative.

97

Figura 4: Curba de sarcina, optiunea O1

Figura 5: Curba de sarcina, optiunea O8

98

Figura 6: Curba de sarcina, optiunea O10

Figura 7: curba de sarcina, optiunea O11 Principii aplicate pentru acoperirea curbelor de sarcina : -baza sarcinii termice s-a acoperit cu ciclul combinat gaze-abur care va fi instalat la CET Timisoara Centru, pentru ca acesta a fost considerentul avut in vedere la initierea studiilor pentru aceasta investitie, pe baza faptului ca ciclurile combinate sunt eficiente in conditiile unei puteri termice livrate cit mai constante.

99

-pentru optiunile O8,O10,O11, in care CET Sud functioneaza, a fost avuta in vedere alocarea de CO2 insumata pentru cele doua centrale. Utilizarea lignitului, care este un combustibil mult mai ieftin decit gazele naturale ar fi foarte convenabila pentru incalzire, dar alocarea de CO2 nu permite o sarcina termica de durata a centralei CET Sud mai mare de cea luata in calcul in acest studiu, 100 Gcal/h (116,3 MWt). De asemenea, stabilirea sarcinii termice pe carbune de 116,3 MWt pentru toate optiunile in care se utilizeaza acest combustibil asigura o baza egala pentru comparatia intre optiuni. Asupra acestei chestiuni se va reveni mai amanuntit la un punct ulterior. - cazanele pe lignit , fie ca sunt cazanele de abur existente, la optiunea O8, fie ca este vorba de un cazan nou cu ardere in strat fluidizat, de abur sau de apa fierbinte (optiunile O10 si O11) ridica probleme de functionare eficienta a camerei de ardere la sarcini termice reduse. Prin urmare, la acoperirea curbei de sarcina din CET Sud s-a limitat inferior sarcina termica la jumatate (50%) din sarcina maxima. Astfel a aparut o zona de sarcina redusa, de forma triunghiulara, cuprinsa intre duratele de functionare de cca 4000 ore/an si cca 6500 ore/an. Valoarea sarcinii este cuprinsa intre 0 si 50 Gcal/h. Aceasta se poate acoperi numai din CET Centru, in modul cel mai probail si cu foarte buna aproximatie cu un cazan de apa fierbinte de 50 Gcal / h (58,15 MWt). Desi un astfel de cazan nu poate fi descarcat in mod realist sub o sarcina de 15 Gcal/h, perioada pentru care sarcina cazanului ar trebui sa fie mai mica este situata in sezonul cald, in care este nevoie numai de apa calda menajera. Aici cazanul poate functiona cu intermitente, folosind inertia termica a retelei de transport, pornirea si oprirea unui cazan de apa fierbinte fiind foare simpla. Utilizarea unitatilor de producere a energiei termice in perioada dinaintea retehnologizarii Diagramele prezinta acoperirea curbei de sarcina pe perioada de analiza de 20 de ani. Totusi, pentru anii de inceput, utilizarea unitatilor de producere a energiei termice nu poate respecta in intregime diagramele prezentate pentru ca investitiile de retehnologizare pot fi facute numai esalonat in concordanta si cu termenele de conformare la normele de mediu. In consecinta se fac urmatoarele precizari : -pentru toate optiunile se prefigureaza intrarea in functiune a ciclului combinat in anul 2012. Pentru anii anteriori, acoperirea bazei curbei de sarcina se face din CET Centru din turbina de abur cu contrapresiune existenta. -pentru optiunea O8, la CET Sud, retehnologizarea celor trei cazane de abur este prevazuta pentru anii 2010-2012. Prin urmare pentru acesti ani, ca si pentru anul 2009, premergator retehnologizarii , se estimeaza ca pregatirea si implementarea lucrarilor la CET Sud nu va permite utilizarea tuturor celor trei cazane de abur. Se considera ca in fiecare din acesti ani la CET Sud se poate functina cu un cazan de abur, astfel ca sarcina termica in cogenerare este de numai 50 Gcal/h ( 58,15 MWt).Restul de 50 Gcal/h vor fi livrate din cazanele de apa fierbinte pe lignit existente, care au conditii de functionare pina in anul 2010. Dupa anul 2010 CAF pe lignit trebuiesc oprite, nefind conformate, situatie in care sarcina se acopera din cazanele de apa fierbinte din CET Centru. -pentru optiunea O10, la CET Sud , se considera ca investitia pentru un cazan nou de abur cu arderea lignitului in strat fluidizat are loc in anii 2010-2012. Prin urmare in anul pregatitor 2009 si in anul 2010, CET Sud functioneaza si livreaza cantitatea de caldura de 100 Gcal/h cu cazanele de apa fierbinte existente. In 2011-2012 sarcina se asigura din CET Centru. Noul cazan de abur, amplasat pe locul celor actuale, intra in functiune in a doua parte a anului 2012, astfel ca incepind din acel moment CET Sud functioneaza in cogenerare cu turbina cu abur existenta. -pentru optiunea O11 la CET Sud , se considera ca investitia pentru un cazan nou de apa fierbinte cu arderea lignitului in strat fluidizat are loc in anii 2010-2012 iar amplasarea se face pe locul actualelor cazane de abur. Prin urmare in anul pregatitor 2009 si in anul 2010, CET Sud

100

functioneaza si livreaza cantitatea de caldura de 100 Gcal/h cu cazanele de apa fierbinte existente. In 2011-2012 sarcina se asigura din CET Centru. Noul cazan de apa fierbinte, amplasat pe locul actualelor cazane de abur intra in functiune in a doua parte a anului 2012. -pentru optiunea O12, care reprezinta incalzirea descentralizata, investitia este considerata a avea loc intr-un ritm foarte rapid, in anii 2009-2010. Aceasta ar putea fi apreciata ca o ipoteza idealizata dar este realizabila daca incalzirea descentralizata ar prezenta avantaje evidente, care sa determine o schimbare radicala a strategiei de incalzire. In anii 2009-2010 livrarea caldurii ar urma sa fie facuta numai din CET Centru, care are o exploatare mai simpla, permitind operatorului sa-si concentreze capacitatea pentru implementarea noilor investitii. Rezerva de putere termica pentru termoficarea urbana Optiunile luate in calcul aduc un numar mare si divers de retehnologizari cit si de opriri ale unor instalatii pentru care retehnologizarea nu este justificata. Analiza rezervei de putere se face atit pentru starea de functionare normala a echipamentelor cit si pentru cazul avariei unui echipament de putere mare ( cea mai mare sau unul dintre cele cu puterea cea mai mare). Astfel, optiunile de echipare descrise pina in prezent trebuie sa fie echilibrate, adica sa asigure in bune conditii realizarea sarcinii, sa faca fata cazului de avarie iar pe de alta parte sa nu contina o supraechipare (rezerva de putere prea mare). De la inceput se mentioneaza ca toate sursele, fie in optiunile centralizate , fie in optiunea descentralizata pot utiliza doi combustibili, astfel ca problema penuriei de combustibil momentane, cu referire la gazele naturale, este suficient acoperita. Exceptie fac CAF nr.1,CAF nr.2 si ciclul combinat din CET Centru, dar se va demonstra in continuare suficienta rezervei de sarcina. Pentru optiunile centralizate, situatia puterii termice instalate si de durata in unitati retehnologizate este urmatoarea : Tabelul 30. Puterea termica instalata si puterea termica de durata Optiunea / Unitati de producere si puterea termica totala (MWt)

O1 O8 O10 O11

CAF 58,15 MWt gaze CET Centru

2x58,15 =116,3

2x58,15 =116,3

2x58,15 =116,3

2x58,15 =116,3

CAF 116,3 MWt gaze-CLU CET Centru

3x116,3 =349

2x116,3 =232,6

2x116,3 =232,6

2x116,3 =232,6

Cogenerare cu ciclu mix gaze-abur CET Centru 29

29 29

29

Cogenerare cu cazane de abur pe lignit si turbina de abur CET Sud

0

174 din care puterea termica de durata

116,3

125 din care puterea termica de durata 116,3 0

CAF 116,3 MWt lignit CET Sud 0 0 0

1x 116,3 =116,3

Total instalat MWt 494 552 515 494 Total putere de durata MWt 494 494 494 494 Pentru CET Sud exista diferentieri intre optiuni si anume : -in optiunea O8 sunt retehnologizate trei cazane de abur existente, putind debita

101

3 x 100 t/h = 300 t/h astfel ca puterea termica realizabila la contrapresiunea turbinei existente poate atinge 174 MWt pentru termoficare -in optiunea O 10 se construieste un nou cazan de abur cu capacitatea de 200 t/h, astfel ca la contrapresiunea turbinei se pot obtine numai 125 MWt pentru termoficare -in optiunea O11 se construieste un cazan de apa fierbinte si se renunta la cogenerare. Cazanul de apa fierbinte poate asigura 116,3 MWt Puterea de durata luata in calcul pentru termoficare la CET Sud este insa de 116,3 MWt , egala pentru cele trei optiuni. Se mentioneaza insa siguranta marita care apare in cadrul optiunii O8 nu numai datorita unei sarcini posibile mai mari, ci si prin faptul ca lucreaza, spre deosebire de optiunile O10 si O11, cu doua din trei cazane in loc de unul singur. In oricare dintre optiuni puterea termica utilizabila in mod curent si programat pentru termoficarea urbana are valoarea de 494 MWt . In caz de defectiune capacitatea de producere cea mai mare care se indisponibilizeaza este de 116,3 MWt, de exemplu din cauza spargerii unui cazan de apa fierbinte din CET Centru, sau spargerea cazanului de apa fierbinte de 116,3 MWt din CET Sud in optiunea O11. Privitor la cele trei cazane de abur din CET Sud si la turbina deservita, o avarie simultana a cazanelor nu poate fi luata in calcul, iar defectarea turbinei nu afecteaza sistemul pentru ca se poate functiona cu cazanele prin SRR. Pentru evaluarea rezervei de sarcina se prezinta tabelul urmator : Tabelul 31. Rezerva de putere termica Nr. Optiunea /

Puterea termica si rezerva O1 O8 O10 O11

1 Puterea termica de virf de iarna 2012 MWt 365 365 365 365 2 Puterea termica de virf de iarna 2028 MWt 300 300 300 300 3 Puterea totala instalata CET Centru + CET Sud

dupa retehnologizare (MWt) 494 552 515 494 4 Rezerva de putere instalata 2012

( Nr. 3 / Nr.1 x 100) 135 % 151 % 141 % 135 % 5 Rezerva de putere instalata 2028

( Nr. 3 / Nr.2 x 100) 165 % 184 % 172 % 165 % 6 Puterea totala de durata CET Centru + CET Sud

dupa retehnologizare (MWt) 494 494 494 494 7 Puterea totala in cazul indisponibilizarii unei unitati

mari MWt 378 378 378 378 8 Acoperirea puterii necesare in cazul avariei unei

unitati mari 2012 (Nr. 7/ Nr.1) 103 % 103 % 103 % 103 %

9 Acoperirea puterii necesare in cazul avariei unei unitati mari 2012 (Nr. 7/ Nr.2) 123 % 123 % 123 % 123 %

10 * Puterea in scenariul cel mai pesimist – doua unitati mari ies din functiune – una datorita lipsei combustibilului (gaze naturale) iar alta prin spargere MWt 262 262 262 262

11 * Acoperirea sarcinii in scenariul cel mai pesimist 71,8% 71,8% 71,8% 71,8% * Rubricile 10 si 11 au fost introduse pentru cazul in care disponibilitatea gazelor naturale scade drastic pe durata indelungata iar in aceste condtii se mai sparge si un cazan mare. Acestea sunt conditii echivalente practic cu o enclavizare economica iar intr-o asemenea logica rezerva asigurata de 71,8 % poate fi considerata acceptabila, fiind conforma cu regulamentele energetice ale Romaniei din anii 1970-1990, care impuneau ca in caz de avarie sa se acopere cel putin 50 % din sarcina de virf de iarna.

102

Rezerva de putere este considerata suficienta si demonstreaza ca optiunile sunt echilibrate, fara a introduce supraechipari. Pentru anul 2009, cind toate unitatile sunt functionale si nu au restrictii de conformare la mediu, puterea totala instalata si utilizabila este : CET Centru 486,2 MWt CET Sud 406,6 MWt Total 886,8 MWt Fata de sarcina termica de virf a anului 2009 de 400 Mwt, rezerva de putere actuala este de 221 %. Pentru sistemul descentralizat, rezerva de putere este o problema locala de dimensionare a echiparii cu cazane a punctelor termice si este prezentata in anexa 2 la acest studiu. Securitatea in alimentarea cu combustibil este o problema strins legata de rezerva de sarcina, si este asigurata in mod logic astfel : - fiecare unitate de producere a caldurii are posibilitatea functionarii pe doi combustibili -data fiind rezerva suficienta la acoperirea sarcini rezulta implicit securitatea fata de alimentarea cu combustibili -in ultima instanta acest aspect, legat de criza gazelor manifestata in sezonul rece 2008- 2009, este foarte bine acoperit la COLTERM Timisoara, intrucit in cadrul sistemului de termoficare pot fi utilizate practic in parti egale de putere 3 combustibili 2.a.2.2 Valoarea investitiilor necesare pentru fiecare optiune In tabelul urmator sunt prezentate investitiile necesare pentru fiecare optiune, corelat cu perioada in care trebuiesc realizate. Tabelul 32. Valoarea retehnologizarilor si investitiilor necesare pentru optiunile analizate

Optiunea Retehnologizari si investitii noi

Perioada de realizare

O1 O8 O10 O11 O12

Valoarea investitiei

Mil Euro fara TVA Retehnologizare CAF 2 de 58,15 MW CET Centru

2010 X X X X 3,64

Retehnologizare CAF 4 de 116,3 MW CET Centru

2011 X X X X 4,9

Retehnologizare CAF 5 de 116,3 MW CET Centru

2012 X 4,9

Retehnologizare 3 cazane abur 100 t/h pe lignit existente CET Sud

2010-2012

X 17,79 (3x5,93)

Instalatie de desulfurare CET Sud

2010-2012 X 22,05

Cazan nou de abur cu arderea lignitului in strat fluidizat 200 t/h CET Sud

2010-2012

X 71,49

Cazan nou de apa fierbinte cu arderea lignitului in strat fluidizat 116,3 MWt CET Sud

2010-2012

X 59,5

Retehnologizare statii pompe transport termoficare

2010-2011 X X X X 2,3

Echipare puncte termice cu cazane de apa calda gaze- CLU

2009-2010

X 130,5

103

Pentru evaluarea modernizarilor si investitiilor s-a recurs la diverse surse avute la dispozitie s-au s- a facut evaluarea respectiva, dupa cum se precizeaza in tabelul urmator. Tabelul 32.1 Modalitatea de calcul a valorilor investitiilor si modernizarilor. Retehnologizari si investitii noi Modalitatea stabilire a valorii Retehnologizare CAF 2 de 58,15 MW CET Centru

Punctul 2.b.1.5 al acestui studiu

Retehnologizare CAF 4 de 116,3 MW CET Centru

Punctul 2.b.1.4 al acestui studiu

Retehnologizare CAF 5 de 116,3 MW CET Centru

Punctul 2.b.1.4 al acestui studiu

Retehnologizare 3 cazane abur 100 t/h pe lignit existente CET Sud

Punctul 2.b.1.1; 2.b.1.2 si 2.b.1.3 al acestui studiu

Instalatie de desulfurare CET Sud Conform punctului 2.b.2 al acestui studiu Cazan nou de abur cu arderea lignitului in strat fluidizat 200 t/h CET Sud

Conform anexei 1 la acest studiu

Cazan nou de apa fierbinte cu arderea lignitului in strat fluidizat 116,3 MWt CET Sud

Conform anexei 1 la acest studiu

Retehnologizare statii pompe transport termoficare

Conform punctului 2.b.3 din acest studiu

Echipare puncte termice cu cazane de apa calda gaze-CLU

Conform anexei 2 la acest studiu

Esalonarea pe ani a valorilor retehnologizarilor si investitiilor , necesara pentru evaluarile din cadrul analizei cost beneficiu, este redata pentru fiecare optiune in tabelele de mai jos. Tabelul 33. Esalonarea valorilor in optiunea O1

Valoare anuala Mil Euro fara TVA Retehnologizari si investitii noi 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Retehnologizare CAF 2 de 58,15 MW CET Centru

3,64

Retehnologizare CAF 4 de 116,3 MW CET Centru

4,9

Retehnologizare CAF 5 de 116,3 MW CET Centru

4,9

Retehnologizare statii pompe transport termoficare

1,15 1,15

Valoare totala : 15,74 Mil Euro fara TVA Tabelul 34. Esalonarea valorilor in optiunea O8

Valoare anuala Mil Euro fara TVA Retehnologizari si investitii noi 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Retehnologizare CAF 2 de 58,15 MW CET Centru

3,64

Retehnologizare CAF 4 de 116,3 MW CET Centru

4,9

Retehnologizare 3 cazane abur 100 t/h pe lignit existente CET Sud

5,93

5,93

5,93

Instalatie de desulfurare CET Sud

7,35 7,35 7,35

Retehnologizare statii pompe transport termoficare

1,15 1,15

Valoare totala : 50,68 Mil Euro fara TVA

104

Tabelul 35. Esalonarea valorilor in optiunea O10

Valoare anuala Mil Euro fara TVA Retehnologizari si investitii noi 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Retehnologizare CAF 2 de 58,15 MW CET Centru

3,64

Retehnologizare CAF 4 de 116,3 MW CET Centru

4,9

Cazan nou de abur cu arderea lignitului in strat fluidizat 200 t/h CET Sud

23,83

23,83

23,83

Retehnologizare statii pompe transport termoficare

1,15 1,15

Valoare totala : 82,33 Mil Euro fara TVA Tabelul 36. Esalonarea valorilor in optiunea O11

Valoare anuala Mil Euro fara TVA Retehnologizari si investitii noi 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Retehnologizare CAF 2 de 58,15 MW CET Centru

3,64

Retehnologizare CAF 4 de 116,3 MW CET Centru

4,9

Cazan nou de apa fierbinte cu arderea lignitului in strat fluidizat 116,3 MWt CET Sud

19,83

19,83

19,83

Retehnologizare statii pompe transport termoficare

1,15 1,15

Valoare totala : 70,33 Mil Euro fara TVA Tabelul 37. Esalonarea valorilor in optiunea O12

Valoare anuala Mil Euro fara TVA Retehnologizari si investitii noi 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Echipare puncte termice cu cazane de apa calda gaze-CLU inclusiv retea gaze

65,25 65,25

Valoare totala : 130,5 Mil Euro fara TVA 2.a.2.3 Calculul cheltuielilor variabile si fixe pentru fiecare optiune Pentru alegera optiunii celei mai bune , in prezentul studiu a fost facuta analiza cost beneficiu pentru fiecare optiune, in cadrul capitolului “Analiza cost beneficiu”. In conditiile in care optiunile sunt perfect egale in privinta caldurii vindute ,elementele necesare pentru efectuarea acestei analize sunt, pentru fiecare dintre anii intervalului de analiza 2009-2028: -calculul consumului de combustibil si al cheltuielilor cu combustibilul -calculul productiei de energie electrica si a incasarilor din vinzarea energiei electrice -calculul cheltuielilor cu energia electrica achizitionata -calculul cheltuielilor pentru desulfurarea gazelor de ardere (daca este cazul) -calculul cheltuielilor pentru reparatii si dezafectari -stabilirea cheltuielilor de amortizare a echipamentelor si instalatiilor existente -stabilirea cheltuielilor cu salariile Aceste elemente se prelucreaza cu un program de calcul a carui desfasurare este data in anexa 4 a acestui studiu, pentru fiecare din optiuni. In cele ce urmeaza se prezinta elementele de calcul esentiale.

105

Consumul de combustibil . Definirea datelor de intrare pentru unitatile de producere a energiei termice Curba clasata a fiecarui an este impartita in zone, iar zonele sunt alocate unitatilor de producere a energiei termice. In scopul imbunatatirii preciziei de calcul, ariile mai extinse din diagramele de acoperire a curbei de sarcina (reprezentate la punctul 2.a.2.1) sunt divizate in astfel de zone. De exemplu in optiunea O8 o astfel de partitie are urmatoarea reprezentare:

Fig. 8: Curba clasata, optiunea O8 Aceasta diagrama nu difera cu nimic de diagrama optiunii O8, dar pentru precizia calculului, ariile de sub curbele clasate cu puterea de peste 125 Gcal/h au fost impartite in 4 zone; la fel si aria triunghiulara de deasupra sarcinii de baza. Pentru fiecare zona marimea principala la care se raporteaza tot calculul este caldura produsa la limita centralelor. Conditia de precizie a calculului este ca suma caldurilor zonelor pentru fiecare an sa fie egala cu caldura totala produsa in acel an. Balanta caldura produsa-pierderi, caldura produsa de centralele Centru+Sud/Centrale insulare este redata in tabelul de mai jos. Tabelul 38. Repartitia pe ani a caldurii produse, pierderilor, contributia sistemelor de incalzire Qvindut Pierderi An Qtot CET Q CT

TJ/an TJ/an TJ/an TJ/an

3941 929 2009 4156 714

3835 900 2010 4042 693

3726 870 2011 3925 671

3617 841 2012 3809 649

3511 811 2013 3695 627

3402 781 2014 3577 606

106

3293 752 2015 3461 584

3187 752 2016 3369 570

3078 752 2017 3274 556

2969 752 2018 3195 526

2863 752 2019 3118 497

2754 752 2020 3038 468

2645 752 2021 2959 438

2539 752 2022 2881 410

2430 752 2023 2802 380

2430 752 2024 2802 380

2430 752 2025 2802 380

2430 752 2026 2802 380

2430 752 2027 2802 380

2430 752 2028 2802 380 Consumul de combustibil al fiecarei unitati de producere a caldurii pe o anumita zona este calculat cu o relatie de tipul : B gaz = Cgaz( %) x Q z x Q u cazan/ Q tf / Rand cz gaz/ Hi gaz B carbune = C carbune (%) x Q z x Q u cazan/ Q tf / (1- q pt) /Rand cz carbune/ Hi carbune In care Qz- este caldura de termoficare necesara pentru acoperirea unei zone din curba de sarcina clasata C gaz- este aportul caloric al gazelor la sarcina unui cazan, care este 100% cind cazanul este pe gaze sau de exemplu 30 % la un cazan pe carbune nemodernizat sau 5 % la un cazan modernizat C carbune este cota calorica a carbunelui, care este “0” la cazanele pe gaze si “100 - C gaz” la cazanele pe carbune. Rand cz – Randamentul unui cazan la arderea gazului sau a carbunelui. Se mentioneaza ca un cazan pe carbune functioneaza de regula cu un randament mai mare aferent partii de caldura obtinute prin arderea unei cote de gaz. Hi- puterea calorica inferioara a combustibilului, gaz sau carbune Qu cazan/Q tf– Este un raport specific care face legatura intre caldura utila produsa de un cazan si caldura care este livrata in termoficare. Pentru cazanele de apa fierbinte acest raport este egal cu “1”, dar pentru ciclurile de cogenerare cu abur cazanele produc mai multa caldura utila decit se livreaza din turbinele de termoficare si raportul este supraunitar. qpt - este consumul de servicii proprii termice, adica pentru preincalzirea apei care merge la cazan Pentru instalatii de turbine cu gaze si cicluri combinate gaze-abur consumul de combustibil se determina cu o relatie de tipul: B gaz = Q z / Eff t/ Hi gaz Unde Eff t este eficienta termica a unitatii respective. Cheltuielile cu combustibilul se calculeaza pentru fiecare optiune cu relatiile: S gaz = Pgaz x Σ B gaz z S carbune = P carbune x Σ Bcarb z adica prin inmultirea pretului combustibilului cu suma cantitatilor de combustibil pentru fiecare zona.

107

Pentru fiecare unitate de producere a caldurii, care ocupa o zona, sunt definite urmatoarele date de baza : Pentru cazane de apa fierbinte pe gaze naturale sau carbune + gaze naturale : A.Puterea calorifica medie a carbunelui B.Puterea calorifica medie a gazelor naturale Randamentul inainte de retehnologizare: C.-pentru gaze naturale D.-pentru carbune Randamentul dupa retehnologizare: E.-pentru gaze naturale F.-pentru carbune (pentru cazanele de apa fierbinte retehnologizarea inseamna constructia unui cazan nou cu ardere in strat fluidizat) Consumul propriu de energie electrica pe unitatea de caldura produsa exclusiv pomparea apei de termoficare. G-pentru gaze naturale H-pentru carbune Factorii de emisie CO2 I.-pentru carbune J.-pentru gaze naturale Factorii de emisie NOx inainte de retehnologizare K.-pentru carbune L.-pentru gaze naturale Factorii de emisie NOx dupa retehnologizare M.-pentru carbune N.-pentru gaze naturale O.- Emisia de SO2 pentru arderea carbunelui in absenta instalatiei de desulfurare P.- Emisia de praf pentru arderea carbunelui – se mentioneaza ca la Timisoara toate unitatile de arderea carbunelui au electrofiltrele modernizate si se incadreaza in normele de mediu Aceste date initiale introduse in program sunt prezentate in tabelul urmator Tabelul 39. Date initiale de calcul pentru cazane de apa fierbinte Tip cazan

A B C D E F G H I J

CAF 58MW gaz

-

8500 Kcal/Nmc 35590 kJ/Nmc

91 %

-

93 %

-

3,24 KWh/Gcal

-

-

56,1 t/TJ

CAF 116 MW gaz- CLU

-

8500 Kcal/Nmc 35590 kJ/Nmc

91 %

-

93 %

-

3,24 KWh/Gcal

-

-

56,1 t/TJ

CAF actual 116MW Lignit- Gaz

2100 kcal/kg 8792 kJ/kg

8500 Kcal/Nmc 35590 kJ/Nmc

90 %

82 %

-

-

3,24 KWh/Gcal

11 KWh/Gcal

102 t/TJ

56,1 t/TJ

108

3,24 11 KWh/Gcal

8500 Kcal/Nmc

2100 kcal/kg

CAF 56,1 KWh/Gcal 102 ASF t/TJ t/TJ 87 % 35590 91 % 8792

kJ/kg - 116MW -

kJ/Nmc lignit- gaz

Cazane 8500 Kcal/Nmc

din centrale termice mici

90 % - 90 % - neglijabil - - 56,1 - 35590 t/TJ kJ/Nmc

Tip K L M N O P cazan

81 182

CAF 58MW - - - - g/GJ g/GJ

Gaz 200 450

mg/Nmc mg/Nmc 3% O2 3% O2

81 182 CAF 116 MW - - - - g/GJ g/GJ

gaz-CLU 200 450

mg/Nmc mg/Nmc 3% O2 3% O2

50 mg/Nmc

7520 303 g/GJ

182 CAF actual Mg/Nmc g/GJ

6% O2 6% O2 - - 116MW 550 mg/Nmc

450 mg/Nmc

Lignit- Gaz

6% O2 3% O2 50 mg/Nmc

7520 138 g/GJ

81 CAF Mg/Nmc g/GJ ASF

6% O2 6% O2 - - 116MW 250 mg/Nmc

200 lignit- mg/Nmc gaz

6% O2 3% O2 Cazane NU SE MONITORIZEAZA PENTRU CAZANE DE PUTERE MICA din

centrale termice mici

Nota : Puterile calorice ale combustibililor sunt alese la valorile date in tabel din urmatoarele motive: -pentru gazele naturale puterea calorica de 8500 kcal/Nmc corespunde cu puterea calorica a metanului pur, asa cum sunt gazele naturale utilizate la ora actuala. Acest gaz a fost considerat reprezentativ ca pret dar mai ales pentru aprecierea unei emisii maximale de NOx,printr-o temperatura de ardere cit mai mare. Mentionam ca in energetica romaneasca a fost acceptata multa vreme o putere calorica de 8050 Kcal/Nmc, care insa era calculata la starea standard, 1 bar si 15 oC, deci nu la starea normala. Valoarea 8050 corectata pentru stare normala conduce la 8492 Kcal/Nmc -pentru carbune puterea calorica de 2100 Kcal/kg a fost considerata reprezentativa pentu calculele de pret dar mai ales pentru calculele de emisie NOx, factorul teoretic de emisie rezultind cel mai mare datorita unei temperaturi de ardere mai mari Pentru explicitarea datelor din tabel se dau urmatoarele clarificari :

- consumul specific de energie electrica pe unitatea de caldura livrata (kWh/Gcal) este redus in cazul gazelor naturale reprezentind consumul de energie electrica pentru ventilatoarele

109

de aer, recircularea apei prin cazan, pomparea apei de adaos, organe de reglare, automatizari, iluminat. Se poate preciza urmatoarea situatie a consumurilor electrice:

Tabelul 39.1 Consumuri specifice electrice pentru cazane de apa fierbinte pe gaze naturale Destinatia consumului de energie electrica

CAF 50 Gcal/h (58 ,15 MWt) CAF 100 Gcal/h ( 116,3 MWt)

Ventilatoare de aer 122 kW 220 kW Recirculare apa prin cazan 30 kW 60 kW Automatizari si actionari 5 kW 5 kW Iluminat 5 kW 5 kW Total putere electrica 162 kW 290 kW Putere electrica pe caldura produsa la sarcina nominala

3,24 kWh/Gcal 2,9 kWh/Gcal

Putere adoptata pentru calcul cazane apa fierbinte pe gaze naturale

3,24 kWh/Gcal

-pentru cazul utilizarii carbunelui se fac urmatoarele precizari : Tabelul 39.2 Consumuri specifice electrice pentru cazane de apa fierbinte pe carbune Destinatia consumului de energie electrica CAF 100 Gcal/h ( 116,3 MWt) Ventilatoare de aer 125 kW Ventilatoare de gaze de ardere 260 kW Concasare si transport carbune 40 kW Macinare carbune 510 kW Electrofiltru 150 kW Automatizari si actionari 10 kW Iluminat 5 kW Total putere electrica 1100 kW Putere electrica pe caldura produsa la sarcina nominala

11 kWh/Gcal

- emisia de NOx a cazanelor este data atit sub forma unui coeficient CORINAIR cit si sub forma unei valori de emisie momentane (mg/Nmc)

Corespondenta luata in calcul este urmatoarea:

• Gazele naturale cu puterea calorica 8500 kcal/Nmc ( 35590 kJ/Nmc) genereaza prin ardere un volum de gaze de ardere de 12,05 Nmc gaze ardere/Nmc combustibil , pentru un exces de aer 1,16 insemnand o concentratie de oxigen de 3 % si o umiditate de 16,5 %. Concentratia de NOx este considerata 450 mg/Nmc inainte de retehnologizare si 200 mg/Nmc dupa retehnologizare, acestea fiind valori uzuale pentru arderea gazelor naturale. In consecinta factorul de emisie raportat la caldura primara este

12,05 x 0, 450/0,035590/( 1-.165) = 182,35 g/GJ inainte de retehnologizare si 12,05 x0,200/0,035590/( 1-.165) = 81,04 g/GJ dupa retehnologizare S-au adoptat valorile rotunjite 182 g/GJ si 81 g/GJ . • Lignitul cu puterea calorica 2100 kcal/kg ( 8792 kJ/kg) genereaza prin ardere un volum de gaze

de ardere de 3,83 Nmc gaze ardere/Nmc combustibil , pentru un exces de aer 1,4 insemnand o concentratie de oxigen de 6 % si o umiditate 20,5 %. Concentratia de NOx este considerata 550 mg/Nmc inainte de retehnologizare si 250 mg/Nmc dupa retehnologizare, acestea fiind valori uzuale pentru arderea lignitului. In consecinta factorul de emisie raportat la caldura primara este

3,83 x 0, 550/0,00872/(1-.205) = 303,1 g/GJ inainte de retehnologizare si 3,83 x0,250/0,00872/(1-.205) = 137,77 g/GJ dupa retehnologizare . S-au adoptat valorile rotunjite 303 g/GJ si 138 g/GJ .

-emisia de SO2 a fost calculata pentru carbunele de 2100 kcal/kg ( 8792 kJ/kg) avind un continut de sulf de 0.9 %. Acesta este carbunele cel mai frecvent utilizat la CET Sud.

110

In aceste conditii, pentru un exces de aer la evacuarea din electrofiltre 1,9 si o temperatura a gazelor la evacuare 155 oC, cazanul are randamentul 87 %, volumul de gaze de ardere este 4,74 Nmc/kg carbune , continutul de dioxid de sulf in gazele de ardere este 3864 mg/Nmc iar valoarea corectata este 7520 mg/Nmc ( 6% O2).

Pentru cazane de abur pe gaze naturale sau carbune + gaze naturale si ciclul de cogenerare atasat: A.Puterea calorifica medie a carbunelui B.Puterea calorifica medie a gazelor naturale Randamentul inainte de retehnologizare: C.-pentru gaze naturale D.-pentru carbune Randamentul dupa retehnologizare: E.-pentru gaze naturale F.-pentru carbune (pentru cazanele de abur retehnologizarea inseamna fie executia unor lucrari specifice fie constructia unui cazan nou cu ardere in strat fluidizat) Consumul propriu de energie electrica pe unitatea de caldura produsa exclusiv pentru pomparea apei de termoficare. G-pentru gaze naturale H-pentru carbune Factorii de emisie CO2 I.-pentru carbune J.-pentru gaze naturale Factorii de emisie NOx inainte de retehnologizare K.-pentru carbune L.-pentru gaze naturale Factorii de emisie NOx dupa retehnologizare M.-pentru carbune N.-pentru gaze naturale O.- Emisia de SO2 pentru arderea carbunelui in absenta instalatiei de desulfurare P.- Emisia de pulberi pentru arderea carbunelui – se mentioneaza ca la Timisoara toate unitatile de arderea carbunelui au electrofiltrele modernizate si se incadreaza in normele de mediu Q.- Consumul de abur al ciclului pe unitatea de caldura produsa in termoficare R.-Consumul de caldura utila cazan pe unitatea de caldura livrata in termoficare S.- Energia electrica produsa de ciclu pentru uniatea de caldura produsa in termoficare. T.- Consumul propriu termic Aceste date initiale introduse in program sunt prezentate in tabelul urmator.

111

Tabelul 40. Date initiale de calcul pentru cazane de abur si cicluri de producere a energiei electrice atasate acestora Tip cazan A B C D E F G H I J

Cazan de abur gaze naturale

8500 Kcal/Nmc

3,13 56,1 92 % - - - KWh/Gcal -

- -

t/TJ 35590 kJ/Nmc 35 t/h,

35 bar, 450oC CET Centru

Cazane de abur

8500 Kcal/Nmc

3,13 12,55 KWh/Gcal

56,1 90 % 84% 91 % 87 % KWh/Gcal 102 2100

kcal/kg t/TJ lignit-gaze 100 t/h

35590 t/TJ kJ/Nmc 8792

kJ/kg 15 bar 250 o C CET Sud

8500 Kcal/Nmc

2100 kcal/kg

3,13 12,55 KWh/Gcal

Cazan de abur

56,1 KWh/Gcal 102

35590 t/TJ 8792 kJ/kg

- 91 % 88 % t/TJ

lignit-gaze kJ/Nmc ASF -

200 t/h 15 bar 250 oC CET Sud

Tip K L M N O P Q P S T cazan

182 Cazane de abur gaze naturale

4,2% 0,159 1.185 - - - - - 1,72 g/GJ MW/Gcal Gcal/Gcal t/Gcal 450

mg/Nmc 35 t/h 3% O2 35 bar,

450oC CET Centru

50 mg/Nmc

7520 138 g/GJ

81 303 g/GJ

182 Cazane de abur 4,5% 0,154 1.109 Mg/Nmc g/GJ g/GJ

1,86 6% O2 6% O2 lignit- gaze 100 t/h

MW/Gcal Gcal/Gcal 250 mg/Nmc

200 550 mg/Nmc

450 mg/Nmc t/Gcal mg/Nmc

6% O2 3% O2 6% O2 3% O2 15 bar 250 o C CET Sud

50 mg/Nmc

7520 138 g/GJ

81 Cazan de abur

4,5% 0,154 1.109 Mg/Nmc - - g/GJ 1,86 6% O2 6% O2 lignit-

gaze MW/Gcal Gcal/Gcal 250 mg/Nmc

200 t/Gcal mg/Nmc ASF

6% O2 3% O2 200 t/h 15 bar 250 oC CET Sud * Nota: Cazanul de abur din CET Centru si turbina de cogenerare aferenta mai functioneaza doar in primul an, 2009, dinaintea intrarii in functiune a ciclului combinat in 2012.

112

Pentru explicitarea datelor din tabel se dau urmatoarele clarificari :

- pentru consumul specific de energie electrica la cazanele de abur pe gaze naturale sau lignit-gaze naturale avind atasata turbina de cogenerare pentru termoficare se procedeaza similar punctului anterior:

Tabelul 40.1 Consumuri specifice electrice pentru cazane de abur cu ciclu de cogenerare Destinatia consumului de energie electrica

CAZANE DE ABUR gaze naturale

30 t/h,35 bar 450 oC CET Centru

Putere termica termoficare 18,5

Gcal/h

CAZANE DE ABUR lignit- gaze naturale

15 bar, 250 oC 100 t/h retehnologizate

sau CAZAN NOU 200 t/h ASF CET Sud

Putere termica termoficare 100 Gcal/h

Ventilatoare de aer 27 kW 115 kW Ventilatoare de gaze de ardere 19 kW 300 kW Concasare si transport carbune 0 50 kW Macinare carbune 0 600 kW Electrofiltru 0 150 kW Pompare apa de adaos 4 kW 25 kW Automatizari si actionari 4 kW 10 kW Iluminat 4 kW 5 kW Total putere electrica 58 kW 1255 kW Putere electrica pe caldura produsa la sarcina nominala

3,13 kWh/Gcal 12,55 kWh/Gcal

-pentru emisiile de NOx si de SO2, se procedeaza similar situatiei cazanelor de apa fierbinte, prezentate anterior -pentru consumul de abur produs de cazne raportat la caldura produsa in termoficare, precum si pentru energia electrica produsa de ciclu raportat la caldura produsa in termoficare se face bilantul ciclului utilizind si diagramele de lucru ale turbinelor in tabelul urmator. Tabelul 40.2 Marimi caracteristice ale ciclurilor de cogenerare existente in CET Centru si CET Sud Nr. Marimea CET Centru CET Sud 1 Debitul de abur cazan ( t/h) 30 186 2 Presiunea aburului la iesire cazan ( bar) 35 15 3 Temperatura aburului la iesire cazan (oC) 450 250 4 Entalpia aburului la iesire cazan (kJ/kg) 2923,6 3336,2 5 Presiunea absoluta a apei de alimentare la intrarea in pompa de

alimentare (bara) 1 1

6 Temperatura apei de alimentare cazan (oC) 105 105 7 Entalpia apei de alimentare la intrare in cazan (kJ/kg) 467 467 8 Presiunea absoluta a aburului la esaparea turbinei-intrarea in

schimbatorul de caldura termoficare (bara) 3 1,2

9 Temperatura aburului la esaparea turbinei (oC) 200 105 10 Temperatura medie a agentului de termoficare retur (oC) 50 50 11 Temperatura medie a agentului de termoficare tur. (oC) 85 85 12 Temperatura medie a condensatului rezultat din abur (oC) 80 80 13 Entalpia aburului la esaparea trubinei (kJ/kg) 2860 2694,8 14 Entalpia condensatului rezultat din abur (kJ/kg) 335 335 15 Cantitatea de abur de la cazan necesara pentru preincalzirea/degazarea

condensatului (t/h) [= Nr.1x ( Nr.6-Nr.12)x4.187/(Nr.4-Nr.7+( Nr.6-Nr.12)x4.187)]

1,22 8,34

16 Cantitatea de abur pentru termoficare urbana 30,65 177,61 17 Pierderea procentuala de abur pentru preincalzirea/degazarea apei de

alimentare (consumul propriu termic) (%) 4,2 4,5

113

18 Caldura livrata in termoficare (MWt) 21,5 116,3 19 Caldura livrata in termoficare (Gcal/h) 18,5 100 20 Energia electrica produsa de turbina (MW) 3 15,5 21 Energia electrica pentru pomparea apei de alimentare cazan (MW) 0,044 0,1

[Nr.1x(Nr.2 +1-Nr.5)x100000/3600/1000000/0.7] 22 Energia electrica la bornele ciclului (cazan,pompa, turbina) ( MW) 2,956 15,4

[=Nr.20-Nr.21] 1,72 1,86 23 Cantitatea de abur cazan/caldura livrata termoficare

(t/Gcal) [Nr.1/Nr.19]

1,185 1,109 24 Cantitatea de caldura utila cazan/caldura livrata termoficare (Gcal/Gcal) [=Nr.23x(Nr.4-Nr.7)/4.187/1000]

25 Energia electrica/ caldura livrata in termoficare (MW/Gcal) 0,159 0,154 [Nr.22/Nr.19]

Diagramele de lucru ale turbinelor din CET Centru si CET Sud sunt prezentate in figurile urmatoare, cu indicarea punctelor de functionare avute in vedere. Intrucit aceste diagrame sunt liniare, urmeaza ca marimile caracteristice poz. 23,24,25 din tabelul 40.2 sunt constante, independente de sarcina de termoficare.

Fig.9: Diagrama Turbinei EKOL din CET Sud

114

Fig.10: Diagrama turbinei AKTP4 din CET Centru Pentru ciclul combinat gaze-abur din CET Timisoara Centru A.-Puterea calorica medie a gazelor naturale B.- Puterea nominala combustibil primar introdus in turbina C.- Randamentul termic nominal D.- Randamentul electric nominal E.- Eficienta nominala totala F.- Consumul de combustibil pe unitatea de caldura produsa pentru termoficare G.-Consumul propriu de energie electrica al utilitatilor auxiliare H.-Factorul de emisie CO2 pentru gaze naturale I.-Factorul de emisie NOx J.-Energia electrica produsa de ciclu pentru unitatea de caldura produsa in termoficare. Tabelul 41. Date caracteristice pentru ciclul combinat A B C D E F G H I J

0,8 8500 Kcal/Nmc

64,72 0,451 0,309 0,760 261,88 1 56,1 81 g/GJ Ciclu combinat MW/ MW Nmc/Gcal kWh/Gcal t/TJ

Gcal 35590 200 CET kJ/Nmc Mg/Nmc Centru

Parametrii specifici referitori la ciclul combinat sunt prelucrati pornind de la parametrii nominali. -putere primara 64,2 MW -putere tremica 25 Gcal/h -putere electrica 20 MW Consumul auxiliarelor principale este acoperit de puterea ciclului, astfel ca puterea de 20 MW este considerata la borne. S-a considerat numai un consum al automatizarilor anexe si iluminatului, de 25 kW, care revine la 1 kWh/Gcal Emisia de NOx este similara unei arderi de gaze naturale performante ( similar CAF retehnologizat)

115

Eficienta termica (Eff t) si eficienta electrica (Eff el) la diverse sarcini in termoficare (Q tf) variaza cu foarte buna precizie dupa urmatoarele relatii, raportati la aceleasi marimi la sarcina nominala in termoficare : Eff t / Eff t nom= a1 x Q tf/Q tf nom + b1 Eff el/ Eff el nom = a2 x Q tf/Q tf nom + b2 Unde coeficientii au valorile : a1= - 0,3188 ; b1 = 1,329 ; a2= 0,4462 ; b2 = 0,5394 Consumul de energie electrica pentru servicii interne si pentru pompare.Cheltuieli cu energia electrica Consumul de energie electrica pentru servicii interne se va calcula pentru fiecare unitate de producere a energiei termice care acopera o zona a curbei clasate cu o relatie de tipul: Wpe z = Qz x Wep/Q tf In care Wep/Q tf este consumul de energie electrica propriu al unitatilor auxiliare pe unitatea de caldura produsa, definit si precizat la datele initiale pentru fiecare tip de instalatie In continuare aceste cantitati de energie se sumeaza pentru toate zonele care acopera curba clasata : Wpe = Σ Wpe z In sistemul de termoficare al orasului s-au inregistrat urmatoarele date medii : Tabelul 42. Energii specifice de pompare in termoficare Sursa de caldura Energia specifica de pompare

MWh/Tcal CET Centru 15,24

CET Sud 11,55 Puncte termice 15,3

Centrale insulare 32,92 Dupa retehnologizarea pompelor de transport se prelimineaza scaderi de energie electrica de pompare conform unei dependente cu puterea a treia a caldurii livrate. Energie consumata = Energie specifica x ( Puterea termica anuala/ Puterea anului referinta)3

Energia de pompare este extrasa de centrale de regula din productia proprie. Ea nu este insa un consum propriu tehnologic in legatura directa cu producerea caldurii si de aceea este contabilizata separat. Pentru modelul aplicat,in cazurile functionarii numai cu cazane de apa fierbinte, se considera ca ea se cumpara din sistemul energetic. Pentr optiunea descentralizata O12 se considera pomparea caldurii pe magistralele de transport numai din CET Centru in anii 2009, 2010, 2011, iar apoi caldura nu mai consuma energie de pompare decit pentru distributie. Pentru calculul cheltuielilor cu energia electrica s-a facut urmatoarea sistematizare : -energia electrica pentru servicii proprii se scade din energia produsa de centrala. Daca rezultatul este negativ, cum ar fi cazul cind centrala functioneaza numai cu cazane de apa fierbinte, atunci energia electrica trebuie cumparata :

• din reteaua de medie tensiune in cazul CET Centru • din reteaua de inalta tensiune in cazul CET Sud

116

- energia de pompare de transport termoficare a fost considerata in calcule cumparata dupa cum urmeaza:

• din reteaua de medie tensiune in cazul CET Centru • din reteaua de inalta tensiune in cazul CET Sud • din reteaua de distributie pentru puncte termice si centrale termice mici

Valoarea energiei cumparate se obtine ca produs intre energie si pretul unitar al acesteia Cheltuieli pentru desulfurare Conform punctului 2.b.2 al acestui studiu consumul de utilitati pentru instalatia de desulfurare este dat in coloanele 1 si 2 ale tabelului urmator. In coloana a treia si a patra se dau preturile unitare aferente si costurile orare. Finalitatea tabelului consta in evaluarea cheltuielilor pe tona de sulf extras, pentru combustibilul cu caracteristici medii . Tabelul 43. Caracteristicile de consum ale instalatiei de desulfurare Debit de gaze de ardere (Nmc/h) 640000 Concentratia SO2 la intrare (mg/Nmc) necorectata

3684

Concentratia la iesire (mg/Nmc) corectata 6 % O2

400

Concentratia la iesire (mg/Nmc) necorectata 147 Cantitatea de SO2 extrasa (t/h) 2,26 Consum apa de proces (t/h) 32 0,09 Euro/t 2,9 Euro/h Consum energie electrica kWh 900 81,04 Euro/MWh 73,26 Euro/h Consum var (CaO 100 %) (t/h) 6,15 118,5 E/t 728,77 Euro/h Cost desulfurare 356,15 Euro/t SO2 Pentru cazanele cu ardere in strat fluidizat situatia este dupa cum urmeaza Tabelul 44. Caracteristicile de consum ale desulfurarii in statul fluidizat al cazanelor ASF Debit de gaze de ardere (Nmc/h) 640000 Concentratia SO2 la intrare (mg/Nmc) necorectata

3684

Concentratia la iesire (mg/Nmc) corectata 6 % O2

400

Concentratia la iesire (mg/Nmc) necorectata 147 Cantitatea de sulf extrasa (t/h) 2,26 Consum apa de proces (t/h) 0 0 Consum energie electrica kWh 50 81,04 Euro/MWh 4,052 Consum Calcar (CaCO3 100 %) (t/h) 6 71,7 E/t 430,3 Cost desulfurare 192,2 Euro/t SO2 Limita actuala de emisie pentru SO2 este de peste 1000 mg/Nmc. La un punct ulterior se va arata ca pentru respectarea plafoanelor anuale de emisie trebuie impusa o limita mai severa, 650 mg/Nmc. Din necesiatea evaluarii unor cheltuieli acoperitoare, in acest capitol s-au calculat utilitatile pentru o emisie de 400 mg/Nmc. Rezulta o usoara supraevaluare a acestor cheltuieli, de cca 7,5 %, dar care este in limitele unor calcule prudente.

117

Cheltuieli cu salariile La ora actuala salariile la COLTERM au valorile si sunt organizate dupa cum urmeaza: Tabelul 45 . Salarii actuale in cadrul COLTERM Sector operator/ salarii anuale (mii Euro/an)

CET Centru CET Sud Puncte Termice

Centrale insulare

OPERATOR

2007-2008 2391 3258 3581 1057 259 Trebuie precizat ca salariile CET Centru si CET Sud cuprind si sumele pentru personalul de exploatare si de reparatii al retelei primare aferente centralelor . La fel si sumele de la punctele termice si centralele insulare includ cheltuieli salariale apartinind de retelele de distributie. Pentru perioada de pina la terminarea modernizarilor si investitiilor, in anul 2012 inclusiv, pentru diversele optiuni se preconizeaza ca operatorul nu va modifica salariile: Tabelul 46. Salarii preconizate la COLTERM pina in 2012 in optiunile centralizate Sector operator/ salarii anuale (mii Euro/an) 2009-2012

CET Centru

CET Sud Puncte termice

Centrale insulare

OPERATOR * TOTAL

O1 2391 0 3581 1057 259 7288 O8 2391 3258 3581 1057 259 10816 O10 2391 3258 3581 1057 259 10816 O11 2391 3258 3581 1057 259 10816 * Prin termenul OPERATOR este desemnat centrul de cost pentru incasare din societatea COLTERM Exceptie face optiunea O1, in care CET Sud se inchide iar CET Centru preia toata incalzirea orasului. Se presupune in acest caz ca salariile CET Sud se anuleaza total. Acest lucru nu este posibil in realitate, pentru ca in centrala oprita ar continua anumite activitati, dar este o presupunere pentru calcul. Se presupune, ca dupa terminarea investitiilor pentru modernizarea centralelor, salariile aferente centralelor vor putea fi reduse cu 25 %, iar dupa terminarea investitiilor in retele, salariile aferente punctelor si centralelor termice insulare, cit si salariile afrente functiei de incasare, vor putea de asemenea fi reduse cu 25 %. Motivarea consta ca in conditiile unui sistem modernizat sunt posibile reduceri de personal. Evolutia salariilor este prezentata in tabelul urmator : Tabelul 47. Salarii preconizate la COLTERM pina in perioada 2013-2028 in optiunile centralizate Sector operator/ salarii anuale (mii Euro/an)

Perioada CET Centru

CET Sud Puncte termice

Centrale insulare

OPERATOR TOTAL

O1 3400 0 3581 1057 259 7397 O8 1794 2443 3581 1057 259 9134 O10 1794 2443 3581 1057 259 9134 O11

2013- 2015

1794 2443 3581 1057 259 9134 O1 3400 0 2685 792 194 7071 O8 1794 2443 2685 792 194 7908 O10 1794 2443 2685 792 194 7908 O11

2016- 2028

1794 2443 2685 792 194 7908

118

Pentru optiunea O1 nu are loc reducerea de personal, ci o crestere de personal.Motivul este ca operatorul face deplasari pentru o parte de personal de la CET Sud la CET Centru si invers, dupa cum exploatarea este mai intensiva. Daca ramine in functiune numai CET Centru atunci trebuie considerat ca cca 1/3 din personalul care este inregistrat pe CET Sud trebuie sa treaca la CET Centru (apare la CET Centru o crestere de salarii de cca 1 milion Euro) si in plus nu mai poate fi efectuata o reducere de salarii dupa perioada de modernizare. Nu au fost presupuse reduceri mai mari de personal pentru ca operatorul va avea in fond in exploatare 5 instalatii mari de ardere din care una pe carbune , un ciclu combinat si un numar mare de instalatii anexe. Mai departe, avind in vedere inflatia si faptul ca valorile salariale sunt asumate constante, rezulta ca operatorul ar mai efectua o reducere continua numerica de personal, conform posibilitatilor sale de exploatare. Aceasta modalitate de preliminare a salariilor a fost discutata cu operatorul Pentru optiunea O12, descentralizata, elaboratorul studiului propune urmatoarea abordare : -pina in anul 2011 inclusiv, operatorul exploateaza numai CET Centru si pregateste optiunea descentralizata. Salariile vor fi deci acelea din optiunea O1. Exceptie fac salariile aferente exploatarii retelei de gaze naturale aflate in constructie, si pentru care operatorul trebuie sa angajeze personal inca din anul 2009 .Se considera necesar un numar de 20 persoane cu salariul de 300 euro lunar, deci un necesar annual de 72000 Euro. - incepind cu 2012 operatorul are de exploatat 114 Centrale termice provenite din puncte termice si 17 centrale termice existente, toate echipate cu cazane.Se considera ca salariile aferente coincid cu cele din optiunile centralizate,pentru punctele si centrralele termice, inclusiv pentru functia de incasare, cu operarea reducerii de 25 %. La acestea se adauga salariile necesare pentru exploatarea retelei de gaze naturale. Valoarea salariilor lunare in optiunea descentralizata O12 va fi in consecinta: Tabelul 48. Salarii anuale in optiunea descentralizata O12 Sector, perioada/Salarii ( mii Euro/an) 2009-2011 2012-2028 CET Centru 2391 0 Puncte termice transformate in centrale termice 3581 2394 Centrale termice insulare existente 1057 792 Retea distributie gaze naturale 72 72 OPERATOR 259 194 TOTAL 7360 3452 Cheltuieli cu mentenanta si alte cheltuieli. Cheltuieli cu dezafectarile. Cheltuielile cu mentenanta sunt urmarite anual de COLTERM. Acestea au, din datele analizate pentru anii recenti, o valoare cvasiconstanta. Pentru anii dinaintea retehnologizarii unitatilor cheltuielile sunt pastrate constante , egale cu cele ale anului 2007. Alte cheltuieli Acestea sunt cheltuieli pentru chirii, telefonie, posta, taxe si altele care sunt de asemenea urmarite si au o valoare cvasiconstanta. Situatia acestor cheltuieli este urmatoarea:

119

Tabelul 49. Cheltuieli actuale cu mentenanta la COLTERM Sectorul/cheltuieli actuale (mii Euro)

CET Centru

CET Sud

Puncte termice

Centrale termice

OPERATOR TOTAL

Cheltuieli cu mentenanta actuale 526 1241 324 17 1494

3602

Alte cheltuieli actuale 1500 2030 1008 129 35 1500 Mentenanta retelelor primare este contabilizata la centralele Centru si Sud iar mentenanta retelelor secundare la punctele termice si centralele insulare . Pentru perioada de pina la terminarea modernizarilor si investitiilor, in anul 2012 inclusiv, pentru diversele optiuni se preconizeaza ca operatorul nu va modifica cheltuielile. Tabelul 50. Cheltuieli preconizate la COLTERM pina in 2012 in optiunile centralizate Sector operator/ Mentenanta si alte cheltuieli (mii Euro/an) 2009-2012

CET Centru

CET Sud Puncte termice

Centrale insulare

OPERATOR TOTAL

O1 526 0 324 17 1494 2361 O8 526 1241 324 17 1494 3602 O10 526 1241 324 17 1494 3602

Ment.

O11 526 1241 324 17 1494 3602 O1 1500 0 1008 129 35 2672 O8 1500 2030 1008 129 35 3217 O10 1500 2030 1008 129 35 3217

Alte cheltuieli

O11 1500 2030 1008 129 35 3217 Exceptie face optiunea O1, in care CET Sud se inchide iar CET Centru preia toata incalzirea orasului. Se presupune in acest caz ca cheltuielile CET Sud se anuleaza total. Acest lucru nu este posibil in realitate, pentru ca in centrala oprita ar continua anumite activitati, dar este o presupunere pentru calcul. Dupa terminarea modernizarilor si investitiilor in centrale se presupune ca operatorul va putea sa reduca cheltuielile cu reparatiile, precum si celelate cheltuieli. Astfel, cheltuielile cu reparatiile la centralele Centru si Sud vor fi reduse cu 25% incepind cu 2013, iar pentru punctele termice , centralale insulare si operator, incepind cu 2016.Exceptie face optiunea O1, in care dat fiind faptul ca CET Centru ramine singura centrala, aceste cheltuieli nu pot fi reduse. Strategia de reducere este similara cu cea a salariilor. Asadar cheltuielile vor avea urmatoarea structura : Tabelul 51. Cheltuieli de mentenanta si alte cheltuieli preconizate la COLTERM in perioada 2013-2028 in optiunile centralizate Sector operator/ Mentenanta si alte cheltuieli (mii Euro/an)

Perioada CET Centru

CET Sud Puncte termice

Centrale insulare

OPERATOR TOTAL

O1 526 0 324 17 1494 2229 O8 394 931 324 17 1494 3160 O10 394 931 324 17 1494 3160

Ment.

O11

2013- 2015

394 931 324 17 1494 3160 O1 526 0 243 12.75 1120 1769,75 Ment. O8

2016- 2028 394 931 243 12.75 1120 2700,75

120

Sector operator/ Mentenanta si alte cheltuieli (mii Euro/an)

Perioada CET Centru

CET Sud Puncte termice

Centrale insulare

OPERATOR TOTAL

O10 394 931 243 12.75 1120 2700,75 O11 394 931 243 12.75 1120 2700,75 O1 1500 0 1008 129 35 2279 O8 1125 1522,5 1008 129 35 3819.5 O10 1125 1522,5 1008 129 35 3819.5

Alte cheltuieli

O11

2013- 2015

1125 1522,5 1008 129 35 3819.5 O1 1500 0 756 96,75 26,5 2004,25 O8 1125 1522,5 756 96,75 26,5 3526,75 O10 1125 1522,5 756 96,75 26,5 3526,75

Alte cheltuieli

O11

2016- 2028

1125 1522,5 756 96,75 26,5 3526,75 Pentru optiunea descentralizata O12 se considera ca pina in anul 2011 inclusiv ea are structura de cheltuieli de mentenanta a optiunii O1. Dupa anul 2011,in optiunea O12 se pastreaza numai cheltuielile aferente punctelor termice, centralelor termice si operatorului, la care se adauga cheltuieli de reparatii pentru reteaua de gaze naturale, estimate la 435000 Euro/an, adica 1% din valoarea de investitie a retelei, estimata la 43,5 milioane Euro. Rezultatele sunt date in tabelul urmator. Tabelul 52. Cheltuieli cu mentenanta si alte cheltuieli in optiunea descentralizata O12 Sector, perioada/Cheltuieli ( mii Euro/an) 2009-2011 2012-2028

CET Centru 526 0 Puncte termice transformate in centrale termice 324 243

Centrale termice insulare existente 17 12,75 Retea gaze naturale (1% din investitie) 0 485

OPERATOR 1494 1120

Mentenanta

TOTAL 2361 1860,75 CET Centru 1500 0 Puncte termice transformate in centrale termice 1008 756

Centrale termice insulare existente 129 96,75 Retea gaze naturale (1% din investitie) 0 0

OPERATOR 35 26,5

Alte cheltuieli

TOTAL 2672 879,25 Daca se face o sinteza a chetuilelilor cu salariile, mentenanta si a altor cheltuieli situatia este urmatoarea : Tabelul 53 . Cheltuieli globale cu salariile, mentenanta, administratia inainte si dupa retehnologizare Perioada/ Optiunea si cheltuielile globale ( mii Euro/an)

Inainte de retehnologizare

Dupa retehnologizare centrale (2013-2015)

Dupa retehnologizare retele (2016-2028)

O1 13837 12412 11352 O8 17635 16113 14134,75

O10 17635 16113 14134,75 O11 17635 16113 14134,75 O12 12393 6192 6192

Chetuielile cu dezafectarile sunt incadrate la categoria cheltuieli pentru reparatii.

121

Aici este vorba de dezafectarea IMA si anexelor acestora care nu se mai utilizeaza in viitor, dupa anul 2012. Cuantificarea acestor cheltuieli este facuta in anexa 3 la acest studiu. Se prefigureaza ca operatorul nu va efectua aceste dezafectari decit treptat, se presupune in decurs de 10 ani, astfel ca aceste cheltuieli trebuie esalonate pe ani . Numai in optiunea O12, incalzirea descentralizata, data fiind modificarea radicala de strategie, operatorul nu mai este prezent pe amplasamentele centralelor si este previzibil ca ar dezafecta instalatiile in decurs de 2 ani. Din anexa 3 se extrage urmatoarea sinteza,rezultata in urma activitatilor de dezafectare, cu luarea in calcul a valorificarii unor deseuri metalice : Tabel 54. Sinteza cheltuieli cu dezafectarile, pe optiuni Obiectul dezafectat/valoare (mii Euro fara TVA)

Optiunea O1

Optiunea O8

Optiunea O10

Optiunea O11

Optiunea O12

CAF 1 (IMA 1) CET Centru

0 0 0 0 2625

CAF 2 (IMA 2) CET Centru

0 0 0 0 2625

CAF 3 (IMA 3) CET Centru

0 0 0 0 5250

CAF 4 (IMA 4) CET Centru

0 0 0 0 850

CAF 5 (IMA 5) CET Centru

0 850 850 850 850

CAE 1,2,3 (IMA 7) CET Sud

436500 0 436500 436500 436500

CAF 1 + CAF 2 (IMA 7) CET Sud

291000 291000 291000 291000 291000

Management deseuri azbest CET Centru

0 100 100 100 800

Management deseuri azbest CET Sud

500 200 500 500 500

Demolare cosuri CET sud

320000 160000 160000 160000 320000

Neutralizare si depozitare caramizi antiacide provenite din cosuri de fum CET Sud

760000 360000 360000 360000 760000

Utilaje termomecanice CET Centru

0 0 0 0 63840

Utilaje termomecanice CET Sud

1563400 0 0 0 1563400

TOTAL OPTIUNE 3371400 812150 1248950 1248950 3448240 Tabelul 54.1 Esalonarea pe ani a cheltuielilor cu dezafectarile( mii Euro ) Optiunea/ Obiectele dezafectate

2009 2010 2011 2012 2013

O1

337140 337140 337140 337140 337140

O8

81215 81215 81215 81215 81215

O10

124895 124895 124895 124895 124895

O11

124895 124895 124895 124895 124895

O12

0 1724120 1724120 0 0

122

Optiunea

2014 2015 2016 2017 2018 2019- 2028

Total

O1

337140 337140 337140 337140 337140 0 3371400

O8

81215 81215 81215 81215 81215 0 812150

O10

124895 124895 124895 124895 124895 0 1248950

O11

124895 124895 124895 124895 124895 0 1248950

O12

0 0 0 0 0 0 3448240

Operatorul mai are optiunea de a introduce in conservare anumite unitati pe care, din motive strategice ce pot surveni pe parcurs, nu mai intentionaza sa le dezafecteze. Pentru acest studiu s-a considerat potrivit sa se ia in considerare varainta dezafectarii. Cheltuieli de amortizare a echipamentelor si instalatiilor existente Planul de amortizari al operatorului pe perioada de analiza este prezentat in tabelul urmator. Aceste cheltuilei sunt aceleasi, indiferent de optiune, deci chiar daca anumite unitati se dezafecteaza. Operatorul trebuie sa recupereze unitatile scoase din functiune inainte de termenul de amortizare. Tabelul 55. Plan amortizari instalatii si echipamente existente An 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Valoare (mii Euro) 1537 1079 973 850 764 712 627 592 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

561 535 400 379 369 366 357 342 335 332 325 154 2.a.2.4 Calculul productiei de energie electrica si al veniturilor din vinzarea energiei electrice Productia de energie electrica este calculata pentru fiecare unitate de cogenerare care acopera o anumita zona din curba clasata cu o formula de tipul: Wel z = Qz x Wel/ Qtf In care Wel/Qtf este energia electrica produsa pentru unitatea de caldura livrata in termoficare , data specifica prezentata in tabelul cu date initiale pentru fiecare unitate de producere a caldurii. Pentru instalatii de turbine cu gaze si cicluri combinate gaze –abur marimea se calculeaza cu relatia Wel z = Eff el x Qz / Eff t In care Eff el si Eff t sunt eficientele electrica si termica ale instalatiei.

123

Totalul de energie electrica produsa intr-o anumita optiune este determinat prin insumarea productiilor pe zone : Wel = Σ Wel z Energia electrica vinduta se obtine scazind din energia produsa energia electrica consumata cu serviciile proprii. Valoarea energiei electrice vindute se obtine prin multiplicare cu pretul unitar de vinzare al energiei electrice. Se fac urmatoarele precizari : Bonificarea energiei electrice de inalta eficienta nu este contabilizata, desi, dupa cum se va vedea mai jos, aceasta energie este evidentiata prin calcule. Motivele pentru aceasta modalitate de calcul sunt urmatoarele : -pentru investitiile care se vor plati din fonduri nerambursabile, incasarea bonusului ar conduce la supracompensare -pentru investitiile care se fac din imprumuturi bancare sau fonduri proprii mecanismul de bonificare este aplicat pentru recuperarea investitiei, cu regularizare anuala pentru evitarea supracompensarii - analiza economica cost-beneficiu se face la un nivel de interes general social in care bonificarea nu poate fi introdusa in calcul. In schimb, optiunile care produc energie electrica, in afara de vinzarea acesteia, mai sunt avantajate fata de celelalte optiuni prin efecte de transfer de CO2 echivalent producerii energiei electrice in contul optiunilor care nu au cogenerare. Mecanismul va fi explicat in cadrul analizei cost-beneficiu. In fond, modalitatea adoptata pentru analiza cost-benficiu este independenta de orice configuratie a schemei de bonificare, fapt important mai ales in conditiile cind in Romania nu este aprobata pentru moment nici o schema de bonificare. 2.a.2.5 Calculul veniturilor sau cheltuielilor cu emisiile de CO2 pina in anul 2012. Eficienta cazanelor si ciclurilor si situatia cheltuielilor cu emisiile CO2 incepind cu anul 2013 Prin planul national de alocare CO2, COLTERM detine drepturi de emisie in perioada 2008-2012 de 1663996 t CO2, insumate pentru cele doua amplasamente, Centru si Sud. Aceasta revine la o cota de 332792 t CO2/an. Aceste cifre sunt diminuate cu 21 % conform masurii adoptate de Romania la inceputul anului 2007 . Este previzibil ca operatorul va mai primi ca urmare a instalarii unei turbine noi in CET Sud o cota de 20596 t CO2/an din rezerva de noi intrati. Cu aceasta dreptul de emisie anual devine 353395 t CO2. Pentru fiecare optiune se calculeaza emisia de CO2 anuala prin insumarea CO2 pe zonele de acoperire a curbei de sarcina : E CO2 = Σ E CO2 z Iar pentru fiecare zona se calculeaza emisia de CO2 cu factorii de emisie precizati la datele initiale: E CO2 z = B gaz z x Hi gaz x Fem CO2 gaz + Bcarbune z x Hi carbune x Fem CO2 carbune In cazul optiunii descentralizate, ca si pentru centralele termice insulare se calculeaza o emisie anuala de CO2 corespunzatoare debitului de gaz consumat, prin multiplicarea puterii termice consumate cu factorul de emisie pentru gaz. Prin urmare va rezulta pentru fiecare optiune o emisie totala de CO2 dupa cum urmeaza :

124

O1 : CET Centru + Centrale insulare O8,O10,O11 : Cet Centru + Cet Sud + Centrale insulare O12 : Centralele din punctele termice transformate + Centralele insulare Aceste emisii insumate sunt un instrument de echivalare intre optiuni in cadrul analizei cost beneficiu, printr-un mecanism care este descris in sectiunea respectiva, altul decit simpla inregistrare de venituri sau cheltuieli din CO2. Revenind la calculul cheltuielilor generate de emisiile de CO2, pe baza emisiilor de CO2 calculate se procedeaza in felul urmator : a) perioada 2009-2012 -pentru optiunile centralizate, daca emisia celor doua centrale mari depaseste alocarea COLTERM, atunci se calculeaza o penalitate egala cu valoarea depasirii multiplicata cu pretul CO2, care se trece la cheltuieli -daca emisia celor doua centrale mari se incadreaza in alocare, nu se inregistreaza incasari, presupunind ca operatorul nu are instrumentele necesare pentru a putea valorifica economia de CO2 -emisia de CO2 a centralelor insulare sau a optiunii descentralizate CO2 nu genereaza cheltuieli sau venituri

b) perioada 2013-2028 Pentru optiunile centralizate alocarile pentru centralele mari sunt gratuite si egale cu cantitatea de CO2 emis daca sunt indeplinite urmatoarele conditii :

- in cazul cazanelor de apa fierbinte, eficienta sa fie mai mare decit eficienta de referinta la producerera separata a energiei termice

- in cazul unitatilor de cogenerare economia de energie primara la producerea electricitatii si caldurii in cogenerare fata de producerea separata a electricitatii si caldurii la eficientele de referinta trebuie sa fie mai mare de 10 %

- emisia de CO2 a centralelor insulare sau a optiunii descentralizate CO2 nu genereaza cheltuieli sau venituri

In cazul in care nu sunt indeplinite aceste conditii : -pentru cazane de apa fierbinte se plateste o taxa de CO2 corespunzatoare acelei cantitati care a rezultat din diferenta fata de eficienta de referinta, multiplicata cu pretul CO2 -pentru unitatile de cogenerare se plateste cantitatea CO2 corespunzatooare energiei electrice produse, multiplicata cu pretul CO2 Eficienta de referinta pentru producerea separata de energie electrica si energie termica este prezentata in tabelul de mai jos (Ordin ANRE nr.13/22.07.2007) :

125

Tabelul 56. Valorile de referinţǎ armonizate aplicabile la nivel naţional ale eficienţei producerii separate de energie electricǎ

V a l o a r e a e f i c i e n ţ e i

Anul PIF

Tip

combustibil

≤1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006-

2011

Huilă,

(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(cărbune

brun) 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%

Combustibil

lemnos 25.0% 26.3% 27.5% 28.5% 29.6% 30.4% 31.1% 31.7% 32.2% 32.6% 33.0%

Biomasă

agricolă 20.0% 21.0% 21.6% 22.1% 22.6% 23.1% 23.5% 24.0% 24.4% 24.7% 25.0%

Deşeuri

biodegradabile

(municipal)

20.0% 21.0% 21.6% 22.1% 22.6% 23.1% 23.5% 24.0% 24.4% 24.7% 25.0%

Deşeuri

nerecuperabile

(municipal şi

industrial)

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

Şist bituminos 38.9% 38.9% 38.9% 38.9% 38.9% 38.9% 38.9% 38.9% 38.9% 38.9% 39.0%

Păcură(motori

nă+reziduuri

păcură),gaz

petrolier

lichefiat

39.7% 40.5% 41.2% 41.8% 42.3% 42.7% 43.1% 43.5% 43.8% 44.0% 44.2%

Biocombustibili 39.7% 40.5% 41.2% 41.8% 42.3% 42.7% 43.1% 43.5% 43.8% 44.0% 44.2%

Deşeuri

biodegradabile 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

nerecuperabile 20.0% 21.0% 21.6% 22.1% 22.6% 23.1% 23.5% 24.0% 24.4% 24.7% 25.0%

G az

o s

Gaz natural 50.0% 50.4% 50.8% 51.1% 51.4% 51.7% 51.9% 52.1% 52.3% 52.4% 52.5%

126

Gaz de

rafinărie /

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%

Gaz de cocs,

gaz de furnal ,

alte gaze de

ardere,

căldură

evacuată

recuperată

35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35%

Tabelul 57 .Valorile de referinţǎ armonizate aplicabile la nivel naţional ale eficienţei producerii separate a energiei termice V a l o r e a e f i c i e n ţ e i

Agent termic

Tipul de combustibil

Abur*/Apă fierbinte Gaze evacuate**

(cu utilizare directă)

Huilă, (antracit)/ cocs 88% 80%

Lignit(cărbune brun) 86% 78%

Turbă 86% 78%

Combustibil lemnos 86% 78%

Biomasă agricolă 80% 72%

Deşeuri biodegradabile (municipal) 80% 72%

Deşeuri nerecuperabile (municipal şi

industrial)

80% 72%

Solid

Şist bituminos 86% 78%

Păcură(motorină+reziduri păcură),gaz

petrolier lichefiat

89% 81%

Biocombustibili 89% 81%

Deşeuri biodegradabile 80% 72%

Lichid

Deşeuri nerecuperabile 80% 72%

Gaz natural 90% 82%

Gaz de rafinărie / Hidrogen 89% 81%

Biogaz 70% 62% Gazos

Gaz de cocs, Gaz de furnal , alte gaze de

ardere, căldură evacuată recuperată

80% 72%

Pentru unitatile de producere din sistemul de termoficare al Municipiului Timisoara, situatia eficientei de referinta extrasa din tabel este dupa cum urmeaza : Cazane de apa fierbinte : eficienta de referinta la producerea separata a energiei termice

• pe gaze naturale 90% • pe carbune 86 %

127

Unitatile modernizate indeplinesc aceasta cerinta si in consecinta functionarea acestora nu va fi penalizata cu taxe de CO2 incepind cu anul 2013. Ciclul cazan de abur/ turbina cu abur din CET Centru : Nu va mai functiona dupa anul 2013 Ciclul combinat gaze abur din CET Centru : - eficienta de referinta la producerea separata a energiei termice 90 % - eficienta de referinta la producerea separata a energiei electrice 52 % Pentru o unitate caldura primara intrata in ciclu, economia procentuala de combustibil a acestui ciclu se calculeaza cu formula : ECC = [(1x Eff el/ Eff el ref + 1x Eff t / Eff t ref) -1] x 100 Intrucit exista tendinta, la sarcini partiale, ca aceasta economie sa scada, dam in continuare o diagrama de principiu pentru evolutia economiei de combustibil a ciclurilor combinate.

Fig.11: Diagrama : Comportarea economiei de combustibil la ciclurile combinate in functie de sarcia termoficare. Puctul rosu – limita de minim tehnic Sunt redate 4 tipuri de comportare :

1- Cazul unui ciclu combinat cu turbina cu abur cu condensatie si termoficare pe priza reglabila exploatat cu scaderea sarcinii electrice proportional cu sarcina termica

2- Cazul unui ciclu combinat exploatat cu sarcina electrica constanta, independent de sarcina termica

3- Cazul uni ciclu combinat exploatat cu scaderea sarcinii electrice mai accentuata decit scaderea sarcinii termice

4- Cazul unui ciclu combinat cu contrapresiune ( Este si cazul ciclului de la CET Centru) Diagrama, desi de principiu, este de un deosebit interes pentru ca demostreaza calitativ urmatoarele : -ciclul combinat de la CET Centru , de tipul cu contrapresiune are o economie de combustibil primar cvasiconstanta, pina la cca 60 % din sarcina termica nominala

128

-minimul tehnic al instalatiei ofera o plaja de sarcina mare (pina la 45 %) Notam urmatoarele aspecte calitative referitoare la ciclul combinat ce va fi instalat la CET Centru. Tabelul 58. Date calitative privind sarcinile minime al ciclului combinat CET Centru Marimea Valori Sarcina minima previzibila de vara in anul 2013 Gcal

11,75

Sarcina minima previzibila de vara in anul 2028 Gcal

10,25

Sarcina minima de vara 2013 procentual % 47 Sarcina minima de vara 2028 procentual % 41 Sarcina medie de vara 2013 Gcal 18,37 Sarcina medie de vara 2028 Gcal 17,62 Sarcina medie de vara 2013 procentual % 73 Sarcina medie de vara 2028 procentual % 70 Se observa ca ciclul combinat nu are minim tehnic in cursul verii din cadrul perioadei de analiza si ca incarcarea medie de vara este suficient de mare pentru ca ciclul sa-si mentina o eficienta foarte buna. Calculele precise, care sunt facute in anexa 4, furnizeaza urmatoarele rezultate: Tabelul 58.1 . Economia de combustibil a ciclului combinat din CET Centru Anul Economia de

combustibil 2013 22,18 % 2028 21,62 % Se observa urmatoarele : -ciclul combinat indeplineste conditiile necesare de eficienta pantru a avea alocari gratuite de CO2 -economia de combustibil are o usoara scadere datorita descresterii sarcinii de vara ca urmare a reabilitarii retelei de termoficare. Ciclul cazan de abur pe carbune/ turbina cu abur din CET Sud,pentru cazane de abur retehnologizate : - eficienta de referinta la producerea separata a energiei termice

• pe gaze naturale 90 % • pe carbune 86 %

- eficienta de referinta la producerea separata a energiei electrice

• pe gaze naturale 51,25 % • pe carbune 39,55%

Aceste valori rezulta din faptul ca unitatile de cazane sunt puse in functiune inainte de 1996, iar turbina a fost pusa in functiune in anul 2007, astfel ca s-a adoptat in mod rational o eficienta de referinta mediata pentru aceste unitati. Nu este exclusa o abordare mai severa, in care eficienta de referinta pentru energia electrica sa fie pozitionata ca si cum unitatea ar fi in intregime noua :

• pe gaze naturale 52 % • pe carbune 41,8 %

Din programul de calcul aplicat descris in anexa 4 a acestui studiu reies urmatoarele economii de combustibil primar :

129

Tabelul 58.2 . Economia de combustibil primar realizata de ciclul cazane retehnologizate + turbina de abur la CET Sud, incepind cu anul 2013 Cazul de referinta Economia de combustibil primar Electric gaze 52 % Electric carbune 41,8 %

13,84 %

Electric gaze 51,25 % Electric carbune 39,55%

15,14 %

Aceste date sunt constante pe perioada 2013-2028, pentru ca, asa cum s-a aratat sectiunea privitoare la datele de intrare a le calculelor, turbina are o diagrama de lucru liniara. Se observa ca daca conditiile de referinta sunt severe, ciclul din CET Sud trebuie exploatat cu foarte mare atentie pentru evitarea oricaror regimuri deficitare (scapari nejustificate de abur, nearse la cazan, functionare tranzitorie in regim condus manual, izolatii termice deficitare ) intrucit rezerva pina la economia de combustibil limita de 10 % este redusa. Notam ca ciclul de la CET Sud este programat sa functioneze practic in plafon de sarcina, cu sarcina pe cazan de cca 93 t/h abur, adica la incarcare 93 %, ceea ce ofera conditii optime de exploatare a cazanelor la randamentul nominal. De aceea, la retehnologizarea cazanelor se impun masuri extinse de eficientizare si de automatizare, care trebuiesc sa fie urmate de o exploatare de durata foarte ingrijita. De exemplu, daca randamentul cazanelor de abur ar fi 85 %, economia de combustibil primar fata de conditiile de refrinta severe ar deveni 11,34 %, deci rezerva pina la limta ar scadea in mod alarmant. Ciclul cazan de abur pe carbune/ turbina cu abur din CET Sud, pentru cazan de abur nou cu ardere in strat fluidizat : - eficienta de referinta la producerea separata a energiei termice

• pe gaze naturale 90 % • pe carbune 86 %

- eficienta de referinta la producerea separata a energiei electrice

• pe gaze naturale 52 % • pe carbune 41,8 %

Aceste valori de referinta tin cont de faptul ca si turbina si cazanul sunt noi. Din programul de calcul aplicat descris in anexa 4 a acestui studiu reies urmatoarele econimii de combustibil primar : Tabelul 58.3 . Economia de combustibil primar realizata de ciclul cazan nou ASF + turbina de abur la CET Sud, incepind cu anul 2013 Cazul de referinta Economia de combustibil primar Electric gaze 52 % Electric carbune 41,8 %

15,08 %

Aceste date sunt constante pe perioada 2013-2028, pentru ca, asa cum s-a aratat sectiunea privitoare la datele de intrare a le calculelor, turbina are o diagrama de lucru liniara. Se observa ca, fara a se situa la o distanta comoda de economia limita de 10 %, marja de siguranta este mai mare la ciclul cu cazan nou. Aceasta se intimpla pentru ca tehnologia de ardere in strat fluidizat poate atinge randamente la cazan estimate de 88 %, prin diminuarea avansata a nearselor mecanice, fata de tehnologia cu carbune pulverizat, care poate realiza un randament la cazan estimat de 87 %. Si in acest caz sunt necesare conditii stricte de exploatare, pentru evitarea regimurilor deficitare.

130

Totusi ambele variante de ciclu pentru CET Sud satisfac cerintele de inalta eficienta si ca atare nu vor inregistra penalitati de CO2. 2.a.2.6 Preturi Calculele tehnico economice si analiza cost beneficiu sunt efectuate cu luarea in considerare a urmatoarei evolutii a preturilor. Tabelul 59. Evolutia preturilor pe perioada de analiza Subiectul/ pret pe ani

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Gaze naturale Euro/1000 Nmc

283 329,92 362,91 399,20 399,2 399,2

Gaze naturale pentru retea descentralizata Euro/1000 Nmc

- - - - 414,2 414,2

Carbune pentru unitati cogenerare Euro/t

29,16 29,16 29,16 29,16 29,16 29,16

Carbune pentru unitati de virf Euro/t

30,37 30,37 30,37 30,37 30,37 30,37

Energie electrica vinduta Euro/MWh

55 58 61 65 68 68

Energie electrica cumparata din reteaua de inalta tensiune (CET Sud) Euro/MWh 68 71 74 78 81 81 Energie electrica cumparata din reteaua de medie tensiune (CET Centru) Euro/MWh 82 85 88 92 93 93 Energie electrica cumparata din reteaua de joasa tensiune tensiune Euro/MWh 95 98 101 105 106 106 CO2 Euro/t

25 25 25 26 27 28

Subiectul/ pret pe ani

2014 2015 2016 2012 2013 2014

Gaze naturale Euro/1000 Nmc

399,20 399,2 399,2 399,20 399,2 399,2

Gaze naturale pentru retea descentralizata Euro/1000 Nmc

414,2 414,2 414,2 414,2 414,2 414,2

Carbune pentru unitati cogenerare Euro/t

29,16 29,16 29,16 29,16 29,16 29,16

131

Carbune pentru unitati de virf Euro/t

30,37 30,37 30,37 30,37 30,37 30,37

Energie electrica vinduta Euro/MWh

68 68 68 68 68 68

Energie electrica cumparata din reteaua de inalta tensiune (CET Sud) Euro/MWh 81 81 81 81 81 81 Energie electrica cumparata din reteaua de medie tensiune (CET Centru) Euro/MWh 93 93 93 93 93 93 Energie electrica cumparata din reteaua de joasa tensiune tensiune Euro/MWh 106 106 106 106 106 106 CO2 Euro/t

29 30 31 32 33 34

Subiectul/ pret pe ani

2015 2016 2017 2018 2019 2020 si dupa

Gaze naturale Euro/1000 Nmc

399,20 399,2 399,2 399,20 399,2 399,2

Gaze naturale pentru retea descentralizata Euro/1000 Nmc

414,2 414,2 414,2 414,2 414,2 414,2

Carbune pentru unitati cogenerare Euro/t

29,16 29,16 29,16 29,16 29,16 29,16

Carbune pentru unitati de virf Euro/t

30,37 30,37 30,37 30,37 30,37 30,37

Energie electrica vinduta Euro/MWh

68 68 68 68 68 68

Energie electrica cumparata din reteaua de inalta tensiune (CET Sud) Euro/MWh 81 81 81 81 81 81 Energie electrica cumparata din reteaua de medie tensiune (CET Centru) Euro/MWh 93 93 93 93 93 93 Energie electrica cumparata din reteaua de 106 106 106 106 106 106

132

joasa tensiune tensiune Euro/MWh CO2 Euro/t

35 36 37 38 39 40

Aceasta evolutie a preturilor a fost stabilita in strategia locala de termoficare si este bazata pe urmatoarele: -pretul gazelor naturale, pretul electricitatii vindute si pretul CO2 urmeaza o evolutie deja utilizata in studii din Romania analizate si aprobate de BERD ( a se vedea analiza cost- beneficiu, punctul 2.3) -pretul carbunelui este mentinut constant similar acelorasi surse, dar la valoarea de achizitie actuala la COLTERM -pretul gazelor naturale pentru consum individual la incalzirea descentralizata a fost considerat cu cca 4 % mai mare decit pretul pentru consumatorii mari -pretul electricitatii cumparate din retelelel de inalta, medie si joasa tensiune a fost calculat cu aceleasi diferente ca si cele actuale fata de pretul de producere, considerind ca numai cresterea de productie este motivata 2.a.2.7 Calculul emisiilor pentru fiecare optiune. Emisii permise. Necesitatea unor Realocari de plafoane anuale Acesta este un punct esential al studiului pentru ca problema reducerii emisiilor este problema centrala a tematicii propuse. Pentru fiecare optiune au fost calculate emisiile corespunzator caldurii livrate si implicit combustibilului ars, pe baza datelor de functionare si a factorilor de emisie prezentati la punctele specifice. Anexa 4 la acest studiu contine desfasuratorul calculelor pe 20 de ani pentru fiecare optiune. Trebuie subliniat ca emisiile NOx, SO2, pulberi ale unitatilor de producere a caldurii trebuie sa se incadreze atit in valorile limita de emisie stabilite prin reglementarile de conformare cit si in valorile totale anuale. a) Situatia emisiilor momentane Pentru aceasta se prezinta tabelele sintetizatoare: Tabelul 60.1 Valori limita de emisii dupa termenele de conformare si valori momentane asigurate ca urmare a retehnologizarilor la functionarea pe combustibilul de baza Unitatea VLE NOx NOx

dupa retehn.

VLE SO2 SO2 dupa retehn.

VLE pulberi

Pulberi dupa retehn.

CAF1 Centru (IMA 1) funct. pe gaze

300 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

35 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc

CAF 2 Centru (IMA2) funct pe gaze

300 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

35 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc

CAF3 Centru (IMA3) funct pe gaze

300 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

35 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc

CAF 4 Centru (IMA 4) funct pe

300 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

35 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc

133

Unitatea VLE NOx NOx dupa retehn.

VLE SO2 SO2 dupa retehn.

VLE pulberi

Pulberi dupa retehn.

gaze CAF 5 Centru (IMA 5) funct pe gaze

300 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

35 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc

Cazane de abur 100 t/h lignit CET Sud (IMA 6) funct pe lignit

540 mg/Nmc

200 mg/Nmc

1145 mg/Nmc

250 mg/Nmc

81 mg/Nmc

50 Deja realizat

Cazan de abur nou ASF pe lignit 200 t/h CET Sud (IMA 6) funct pe lignit

540 mg/Nmc

200 mg/Nmc

1145 mg/Nmc

250 mg/Nmc

81 mg/Nmc

50 mg/Nmc Deja realizat

Cazane de apa fierbinte pe lignit CET Sud (IMA 7) funct pe lignit

Cazanele se vor opri

Cazan de apa fierbinte nou ASF pe lignit 100 Gcal/h CET Sud (IMA 7) fct pe lignit

540 mg/Nmc

200 mg/Nmc

1183 mg/Nmc

250 mg/Nmc

81 mg/Nmc

50 mg/Nmc Deja realizat

Ciclu combinat CET Centru Vlaori limita prognozate dupa inscrierea ca IMA

300 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

35 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc

Observatii : - Din tabelul 60 reiese ca toate instalatiile retehnologizate satisfac valorile limita de emisii reglementate. -VLE sunt in concordanta cu 2001/80/EC -tehnicile propuse de reducere NOx sunt BAT – a se vedea descrierea tehnica a retehnologizarilor (Capitolul 2) care face corespondenta cu BAT pentru fiecare masura de reducere NOx adoptata, Tabelul 60.2 Valori limita de emisii dupa termenele de conformare si valori momentane asigurate ca urmare a retehnologizarilor la functionarea pe combustibilul de rezerva Unitatea VLE NOx NOx

dupa retehn.

VLE SO2 SO2 dupa retehn.

VLE pulberi

Pulberi dupa retehn.

CAF1 Centru (IMA 1) funct. pe CLU

-

-

-

-

-

-

CAF 2 Centru (IMA2) funct pe CLU

-

-

-

-

-

-

134

Unitatea VLE NOx NOx dupa retehn.

VLE SO2 SO2 dupa retehn.

VLE pulberi

Pulberi dupa retehn.

CAF3 Centru (IMA3) funct pe CLU

450 mg/Nmc

450 mg/Nmc

1700 CLU S<1 %

Conform prin CLU

50 Mg/Nmc

50 mg/Nmc

CAF 4 Centru (IMA 4) funct pe CLU

450 mg/Nmc

450 mg/Nmc

1700 CLU S<1 %

Conform prin CLU

50 mg/Nmc

50 mg/Nmc

CAF 5 Centru (IMA 5) funct pe CLU

450 mg/Nmc

450 mg/Nmc

1700 CLU S<1 %

Conform prin CLU

50 mg/Nmc

50 mg/Nmc

Cazane de abur 100 t/h lignit CET Sud (IMA 6) funct pe gaze

200 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

0 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 Deja realizat

Cazan de abur nou ASF pe lignit 200 t/h CET Sud (IMA 6) funct pe gaze

200 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

0 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc Deja realizat

Cazane de apa fierbinte pe lignit CET Sud (IMA 7) funct pe gaze

Cazanele se vor opri

Cazan de apa fierbinte nou ASF pe lignit 100 Gcal/h CET Sud (IMA 7) fct. pe gaze

540 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

0 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc Deja realizat

Ciclu combinat CET Centru Nu are comb de rezerva

Observatii : - Din tabelul 60.1 reiese ca toate instalatiile retehnologizate satisfac valorile limita de emisii reglementate. -VLE sunt in concordanta cu 2001/80/EC -tehnicile propuse de reducere NOx sunt BAT – a se vedea descrierea tehnica a retehnologizarilor (Capitolul 2) care face corespondenta cu BAT pentru fiecare masura de reducere NOx adoptata, b)IPPC recast In cazul IPPC recast situatia previzibila a VLE si a emisiilor instalatiilor retehnologizate este urmatoarea: Tabelul 60.3 Valori limita de emisii dupa IPPC Recast- valori momentane asigurate ca urmare a retehnologizarilor la functionarea pe combustibilul de baza Unitatea VLE NOx NOx

dupa retehn.

VLE SO2 SO2 dupa retehn.

VLE pulberi

Pulberi dupa retehn.

CAF1 Centru (IMA 1) funct.

100 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

35 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc

135

Unitatea VLE NOx NOx dupa retehn.

VLE SO2 SO2 dupa retehn.

VLE pulberi

Pulberi dupa retehn.

pe gaze CAF 2 Centru (IMA2) funct pe gaze

100 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

35 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc

CAF3 Centru (IMA3) funct pe gaze

100 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

35 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc

CAF 4 Centru (IMA 4) funct pe gaze

100 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

35 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc

CAF 5 Centru (IMA 5) funct pe gaze

100 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

35 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc

Cazane de abur 100 t/h lignit CET Sud (IMA 6) funct pe lignit

200 mg/Nmc

200 mg/Nmc

250 mg/Nmc

250 mg/Nmc

25 mg/Nmc

20 Se va realiza prin DESOX

Cazan de abur nou ASF pe lignit 200 t/h CET Sud (IMA 6) funct pe lignit

200 mg/Nmc

200 mg/Nmc

250 mg/Nmc

250 mg/Nmc

25 mg/Nmc

20 Se va realiza prin DESOX

Cazane de apa fierbinte pe lignit CET Sud (IMA 7) funct pe lignit

Cazanele se vor opri

Cazan de apa fierbinte nou ASF pe lignit 100 Gcal/h CET Sud (IMA 7) fct pe lignit

200 mg/Nmc

200 mg/Nmc

250 mg/Nmc

250 mg/Nmc

25 mg/Nmc

Necesita suplimentare filtre

Ciclu combinat CET Centru Vlaori limita prognozate dupa inscrierea ca IMA

100 mg/Nmc

100 prin reglaje ardere mg/Nmc

35 mg/Nmc

35 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc

Observatii : - Din tabelul 60.3 reiese ca numai retehnologizarea cazanelor de 100 t/h pe lignit satisface si normele previzibile in viitor. -pentru CAF se poate monta aditional la momentul noilor termene de conformare o instalatie SNCR, eventual SCR. Retehnologizarea cu arzatoare noi este insa obligatorie pentru succesul acestor tehnici suplimentare, astfel ca investitia este indispensabila. Se mai mentioneaza ca o reducerea avansata a NOx numai prin masuri de ardere, astfel incit sa se obtina valori sub 450 mg/Nmc este dependenta de continutul de azot din pacura.Selectia combustibilului aprovizionat dupa acest criteriu este considerata nefezabila. -Pentru cazanul ASF ar trebui instalate suplimentar filtre pentru reducerea prafului. Tabelul 60.4 Valori limita de emisii dupa IPPC Recast si valori momentane asigurate ca urmare a retehnologizarilor la functionarea pe combustibilul de rezerva

136

Unitatea VLE NOx NOx

dupa retehn.

VLE SO2 SO2 dupa retehn.

VLE pulberi

Pulberi dupa retehn.

CAF1 Centru (IMA 1) funct. pe CLU

-

-

-

-

-

-

CAF 2 Centru (IMA2) funct pe CLU

-

-

-

-

-

-

CAF3 Centru (IMA3) funct pe CLU

200 mg/Nmc

450 mg/Nmc

250 mg/Nmc

Cca 800 mg/Nmc

25 Mg/Nmc

20 Se va realiza prin DESOX

CAF 4 Centru (IMA 4) funct pe CLU

200 mg/Nmc

450 mg/Nmc

250 mg/Nmc

Cca 800 mg/Nmc

25 Mg/Nmc

20 Se va realiza prin DESOX

CAF 5 Centru (IMA 5) funct pe CLU

200 mg/Nmc

450 mg/Nmc

250 mg/Nmc

Cca 800 mg/Nmc

25 mg/Nmc

20 Se va realiza prin DESOX

Cazane de abur 100 t/h lignit CET Sud (IMA 6) funct pe gaze

200 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

0 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 Deja realizat

Cazan de abur nou ASF pe lignit 200 t/h CET Sud (IMA 6) funct pe gaze

200 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

0 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc Deja realizat

Cazane de apa fierbinte pe lignit CET Sud (IMA 7) funct pe gaze

Cazanele se vor opri

Cazan de apa fierbinte nou ASF pe lignit 100 Gcal/h CET Sud (IMA 7) fct. pe gaze

200 mg/Nmc

200 mg/Nmc

35 mg/Nmc

0 mg/Nmc

5 mg/Nmc

5 mg/Nmc Deja realizat

Ciclu combinat CET Centru Nu are comb de rezerva

Observatii : - Din tabelul 60.4 reiese ca numai retehnologizarea cazanelor de 100 t/h pe lignit satisface normele previzibile in viitor, rezultate din IPPC Recast. -pentru CAF se poate monta aditional la momentul noilor termene de conformare o instalatie de desulfurare. Instalarea acesteia nu este impedicata de retehnologizarea actuala. Aceasta instalatie va rezolva si retinerea prafului, astfel incit sa se realizeze concentratia de 25 mg/Nmc.

137

c) Situatia emisiilor anuale

Emisiile anuale se calculeaza pentru fiecare zona din curba clasata pe baza combustibilului consumat si a factorilor de emisie prezentati in sectiunea de date initiale, atit pentru unitati neretehnologizate cit si pentru unitati retehnologizate. Emisia NOx pentru fiecare zona se calculeaza cu factori de emisie exprimati in g/GJ cu formula: E NOx z = B gaz z x Hi gaz x Fem CO2 gaz + Bcarbune z x Hi carbune x Fem CO2 carbune Emisia totala de NOx va fi E NOx = Σ E NOx z Emisia de SO2 si de praf se calculeaza numai pe baza concentratiei in gazele de ardere a acestor poluanti, si numai pentru unitatile pe carbune, astfel : E SO2 z = Bcarbune z x VG carbune x C SO2 /( Bcarbune z x VG carbune x C SO2+Bgaz x VG gaz) E PF z = Bcarbune z x VG carbune x C PF /( Bcarbune z x VG carbune x C PF+Bgaz x VG gaz) Unde VG carbune si VG gaz sunt volumele specifice de gaze de ardere pentru carbunele si gazele naturale considerate (2100 kcal/kg si respectiv 8500 kcal/Nmc). Astfel concentratia de SO2 sau praf din gazele de ardere rezulta dintr-un mixaj de gaze de ardere provenite de la gaze naturale, care nu contin acesti poluanti si provenite de la carbune, care au concentratia C SO2, respectiv C PF. In continuare emisia totala se obtine ca suma a emisiilor zonelor. E SO2 = Σ E SO2 z E PF = Σ E PF z Zonele din curba clasata sunt repartizate cu usurinta pe cele doua centrale astfel ca emisiile se pot repartiza pe centralele Centru si Sud. Calculele sunt continute in programul de calcul din anexa 4. Pentru a aprecia daca retehnologizarile satisfac sau nu conditiile de conformare pentru emisiile anuale este necesara examinarea acestora relativ si la factorii de emisie impusi si realizabili. b1) Situatia emisiilor anuale la CET Centru Pentru emisiile anuale permise la CET Centru se face urmatorul tabel : Tabelul 61. Valori anuale de emisii permise conform planului de conformare si valori emise pentru CET Centru Ipoteza : emisia de NOx este 200 mg/Nmc Unitatea NOx

tone /an SO2

tone /an

Pulberi tone /an

CAF1 Centru 16 0 0

138

Unitatea NOx tone /an

SO2 tone /an

Pulberi tone /an

(IMA 1) CAF 2 Centru (IMA2)

21 0

0

CAF3 Centru (IMA3)

114 278

0

CAF 4 Centru (IMA 4)

136 58

15

CAF 5 Centru (IMA 5)

100 54

14

Ciclu combinat CET Centru

La ora actuala nu este stabilit iar calculele sunt facute fara includerea

acestuia. Informativ emisia ciclu combinat 2013= 147

tone

La ora actuala nu este stabilit

La ora actuala nu este stabilit

TOTAL PERMIS CET CENTRU

387 390 29

TOTAL emis IMA CET Centru optiunea O1

An 2013 :308 An 2028: 180

1 2 3 4 5

38,5 38,5 77 77 77

Repartitia emisiei 2013 /2028 pe IMA 1,2,3,4,5 22,5 22,5 45 45 45

Aprox . 0 (se ard numai gaze naturale, CLU rezerva)

Aprox. 0 (se ard numai gaze naturale CLU rezerva)

TOTAL emis IMA CET Centru optiunile O8,O10,O11

An 2013 :108 An 2028: 59

1 2 3 4 5

18 18 60,5 60,5 0

Repartitia emisiei 2013/2028 pe IMA 1,2,3,4,5 9 9 18 18 0

Aprox . 0 (se ard numai gaze naturale CLU rezerva)

Aprox. 0 (se ard numai gaze naturale CLU rezerva)

Din punctul de vedere al emisiei totale pe centrala, dupa retehnologizare, aceasta este respectata fara probleme, dar in conditiile in care VLE asigurat este 200 mg/Nmc. Daca VLE ar fi 300 mg/Nmc asa cum este reglementat, emisia pe centrala in anul 2013 devine 400 t si nu mai este conforma. Din punctul de vedere al emisiilor totale pe centrala (amplasament), au fost marcate cu verde incadrarea IMA si cu rosu depasirea cotei pentru fiecare IMA. Aparitia unor depasiri se datoreaza alocarilor pe baza unor date istorice, conjuncturale. Astfel, alocarile de NOx sunt exagerat de mari pe CAF de 100 Gcal/h (116,3 MWt)- IMA 3, 4, 5 si prea mici pentru CAF 50 Gcal/h ( 58,15 MWt)- IMA 1, 2 Aparitia carbunelui in balanta incazirii in optiunile O8,O10,O11, descarca CET Centru, dar nu rezolva total problemele IMA 1 si IMA 2. Descarcarea mai accentuata a CET Centru prin cresterea cotei de carbune utilizat in Timisoara este supusa unor incertitudini majore privitor la reglementarile si limitarile emisiilor de CO2. Totodata se va vedea la analiza CET Sud ca acesta are propriile limitari de poluanti, care nu permit sarcini mai mari. Se mentioneaza ca tocmai IMA 1 si IMA2 , de putere mai mica, sunt utilizabile in conditii de elasticitate operationala pentru rezolvarea multor cazuri de sarcina de vara–toamna si de asemenea la virfurile de sarcina, deci este nevoie sa aiba libertate de functionare. Se mai mentioneaza ca nu se poate conta pe incadrarea in limitele anuale de NOx a instalatiilor IMA 1 si IMA 2 pe seama reducerii concentratiei momentane e emisiilor, pentru ca valoarea momentana impusa 200 mg/Nmc 3% O2 este foarte severa si cu greu poate fi respectata in conditii de durata.

139

Desi dupa conformarea instalatiilor mari de ardere criteriul plafoanelor annual se aplica amplasamentului, se considera fundamentata si rationala propunerea de realocare a cotei de NOx pe CET Centru incepind cu 2013 de 360 t/an, deci mai mica decit cota actuala, cu repartitia intre IMA ,proportional cu sarcina acoperita anual, astfel: Pentru optiunea O1 IMA 1 – 40t/an IMA2 - 40 t/an IMA 3 – 93 t/an IMA 4- 93 t/an IMA 5- 93 t/an Pentru optiunile O8,O10,O11 IMA 1 – 40t/an IMA2 - 40 t/an IMA 3 – 139,5 t/an IMA 4- 139,5 t/an In cazul unei penurii de gaze naturale pe perioada de iarna IMA 3,4,5 din CET Centru ar emite suplimentar o cantitate de NOx din cauza cresterii concentratiei poluantului in gazele de ardere de la 200 mg/Nmc la 450 mg/Nmc. Totodata trebuie luata in considerare o crestere a volumul gazelor de ardere de 1,2 ori. Pentru cazul cel mai defavorabil, al optiunii O1 si a anilor imediat urmatori, in care aceste IMA emit 77 t/an, rezerva fata de plafoanele propuse de 93 t/an este de 16 t/an. Calculele demonstreaza ca IMA 3,4,5 ar putea functiona integral pe CLU cca 240 ore pe an. Aceasta inseamna ca IMA 3,4,5 ar putea traversa o penurie totala de gaze naturrale de virf de iarna de 10 zile. Consideram ca acesta rezerva este suficienta. Daca se ia ca baza una din optiunile O8, O10,O11, in care IMA 3,4 emit numai 36 t/an, atunci rezerva se dubleaza, atingind 20 zile pe an. Daca IPPC Recast va impune limite mai severe, conform celor aratate mai sus, atunci, automat plafoanele anuale vor trebui scazute proportional, si anume injumatatite, pentru ca si VLE impuse se injumatatesc. Prin urmare plafoanele necesare ar fi de doua ori mai mici : IMA 1 – 20t/an IMA2 - 20 t/an IMA 3 – 69,8 t/an IMA 4- 69,8 t/an Efectul acestei reduceri de plafoane fata de rezerva pentru functionare pe CLU este nul, deci rezerva de functionare ar fi 10 zile in optiunea O1 si 20 de zile in optiunile O8,O10,O11. Sintetizind, emisiile NOx de la CET Centru are trebui sa aiba urmatoarele plafoane :

140

Tabelul 61.1 Plafoane de emisii NOx pentru perioada post-retehnologizare si pentru viitor in cazul IPPC Recast IMA VLE NOx 2013

conform 2001/80/EC (gn= aze,cl=CLU) mg/Nmc

VLE NOx viitor conform Revizie 2001/80/EC (gn= aze,cl=CLU) mg/Nmc

Plafon NOx 2013 si dupa in conditiile 2001/80/EC t/an

Plafon NOx viitor in conditiile reviziei 2001/80/EC t/an

IMA 1 200 mg/Nmc –gn

100 mg/Nmc-gn

40 20

IMA 2 200 mg/Nmc –gn

100 mg/Nmc-gn

40 20

IMA 3 200 mg/Nmc –gn 450 mg/Nmc -cl

100 mg/Nmc-gn 200 mg/Nmc-cl

93 46,5

IMA 4 200 mg/Nmc –gn 450 mg/Nmc -cl

100 mg/Nmc-gn 200 mg/Nmc-cl

93 46,5

IMA 5 200 mg/Nmc –gn 450 mg/Nmc -cl

100 mg/Nmc-gn 200 mg/Nmc-cl

93 46,5

Pentru emisiile de SO2 si pulberi nu se inregistreaza inadvertente de alocare majore, cu exceptia faptului ca IMA 3 nu are astfel de alocari. Intrucit trebuie avuta in vedere posibilitate functionarii pe CLU si a IMA 3 ca si o proportionalitate a alocarilor, se propune efectuarea unei uniformizari a alocarilor de SO2 si pulberi valabila in conditiile 2001/80/EC. Pentru cazul IPPC Recast aceste alocari trebuie revizuite proportional cu noile VLE. Situatia propusa pentru plafoanele SO2 si pulberi este urmatoarea: Tabelul 61.2 Plafoane de emisii SO2 pentru perioada post-retehnologizare si pentru viitor in cazul IPPC Recast IMA VLE SO2 2

2013 conform 2001/80/EC (gn= aze,cl=CLU) mg/Nmc

VLE SO2 viitor conform Revizie 2001/80/EC (gn= aze,cl=CLU) mg/Nmc

Plafon SO2 2013 si dupa in conditiile 2001/80/EC t/an

Plafon SO2 viitor in conditiile reviziei 2001/80/EC t/an

IMA 1 35 mg/Nmc - gn

35 mg/Nmc-gn

0 0

IMA 2 35 mg/Nmc –gn

35 mg/Nmc-gn

0 0

IMA 3 35 mg/Nmc –gn Cl S < 1 %

35 mg/Nmc-gn 250 mg/Nmc-cl

130 20

IMA 4 35 mg/Nmc –gn CL S<1%

35 mg/Nmc-gn 250 mg/Nmc-cl

130 20

IMA 5 35 mg/Nmc –gn CL S<1%

35 mg/Nmc-gn 250 mg/Nmc-cl

130 20

In aceste conditii fiecare dintre IMA 3 , IMA 4, IMA5 pot functiona 100% pe CLU pe o durata de 16 zile pe an in orice ipoteza. Pentru optiunile O8,O10, O11 alocarea poate creste la 195, respectiv 30 t/an iar durata de utilizare 100% CLU pe IMA 3 si 4 creste la 24 zile pe an.

141

Tabelul 61.3 Plafoane de emisii pulberi pentru perioada post-retehnologizare si pentru viitor in cazul IPPC Recast IMA VLE pulberi 2013

conform 2001/80/EC (gn= aze,cl=CLU) mg/Nmc

VLE pulberi viitor conform Revizie 2001/80/EC (gn= aze,cl=CLU) mg/Nmc

Plafon pulberi 2013 si dupa in conditiile 2001/80/EC t/an

Plafon pulberi viitor in conditiile reviziei 2001/80/EC t/an

IMA 1 5 mg/Nmc –gn

5 mg/Nmc-gn

0 0

IMA 2 5 mg/Nmc –gn

5 mg/Nmc-gn

0 0

IMA 3 5 mg/Nmc –gn 50 mg/Nmc -cl

5 mg/Nmc-gn 25 mg/Nmc-c l

9,66 5

IMA 4 200 mg/Nmc –gn 450 mg/Nmc -cl

5 mg/Nmc-gn 25 mg/Nmc-c l

9,66 5

IMA 5 200 mg/Nmc –gn 450 mg/Nmc -cl

5 mg/Nmc-gn 25 mg/Nmc-c l

9,66 5

In aceste conditii fiecare dintre IMA 3 , IMA 4, IMA5 pot functiona 100% pe CLU pe o durata de 41 zile pe an in orice ipoteza. Pentru optiunile O8,O10, O11 alocarea poate creste la 19, respectiv 10 t/an iar durata de utilizare 100% CLU pe IMA 3 si 4 creste la 61 zile pe an. b2) Situatia emisiilor anuale la CET Sud Pentru emisiile anuale permise la CET Sud se face urmatorul tabel : Tabelul 62. Valori anuale de emisii permise conform planului de conformare si valori emise pentru CET Sud Ipoteza : Instalatia de ardere asigura o concentratie NOx 250 mg/Nmc Electrofiltrele asigura o concentratie de pulberi 50 mg/Nmc Desulfurarea asigura o emisie de SO2 de 650 mg/Nmc Unitatea NOx

tone /an SO2

tone /an

Pulberi tone /an

Cazane de abur (IMA6)

83 131 22

Cazane de apa fierbinte (IMA 7)

344 823 90

TOTAL PERMIS CET SUD

427 954 112

TOTAL emis IMA CET SUD optiunea O8

An 2013 :282 An 2028: 245

An 2013 :748 An 2028:651

An 2013 :57 An 2028:50

6 7 6 7 6 7

294 0 779 0 57 0

Repartitia emisiei 2013 /2028 pe IMA 6,7 optiunea O8 245 0 651 0 50 0

TOTAL emis IMA CET SUD optiunea O10

An 2013 :279 An 2028: 243

An 2013 :740 An 2028: 644

An 2013 : 56 An 2028: 49

6 7 6 7 6 7 Repartitia emisiei 2013/2028 pe IMA 6,7 279 0 644 0 49 0

142

Unitatea NOx tone /an

SO2 tone /an

Pulberi tone /an

Optiunea O10 243 0 740 0 56 0

TOTAL emis IMA CET SUD optiunea O11

An 2013 :247 An 2028:215

An 2013 :658 An 2028: 573

An 2013 : 50 An 2028: 44

6 7 6 7 6 7

0 247 0 658 0 44

Repartitia emisiei 2013/2028 pe IMA 6,7 optiunea O11 0 215 0 573 0 56

S-a marcat cu verde incadrarea IMA si cu rosu depasirea cotei pentru fiecare IMA. Remarcam in prima faza ca emisia pe centrala se respecta daca VLE sunt 250 mg/Nmc pentru NOx si 650 mg/Nmc pentru SO2. Daca s-ar respecta numai VLE actuale 540 mg/NMc pentru NOx si cca 1150 mg/NMc pentru SO2 emisiile pe centrala ar deveni in anul 2013 de 600 t pentru NOx si 1140 t pentru SO2, evident depasite. La examinarea datelor se observa ca pentru IMA 6 functionarea este posibila in regimurile dorite numai daca: -arzatoarele ar asigura o concentratie de NOx de 3-4 ori mai mica, adica aprox. 60 mg /Nmc -desulfurarea ar asigura o concentratie SO2 de 6-7 ori mai mica, adica aprox. 100 mg / Nmc -electrofiltrele ar asigura o concentratie de praf de 2-3 ori mai mica, adica aprox. 25 mg/Nmc Acestia, in special NOx si SO2 sunt parametri practic imposibil de realizat cu tehhnologiile BAT raspindite in prezent si neuzuali pe plan mondial. In ceea ce priveste IMA 7, aceasta ar avea posibilitatea de functionare in cadrul optiunii O11, cu performantele de depoluare pentru care s-a facut ipoteza de calcul, pentru ca are o alocare de poluanti de 3 ori mai mari la NOx, de 6 ori mai mari la SO2 si de 4 ori mai mari la pulberi. Valorile cantitatilor limita anuale sunt insa de asa natura incit, daca ar fi contabilizate insumat pe IMA 6 si IMA 7 ar permite, cu aplicarea unor masuri de reducere a noxelor, functionarea nestinjenita a CET Sud in oricare din optiuni. Astfel, limita insumata nu este nerealista si corespunde livrarilor termice pe care le face CET Sud. Este evident ca si in CET Sud cantitatile limita anuale de poluanti sunt alocate pe baza unui istoric conjunctural de functionare, intr-un mod care ar stinjeni exploatarea. Desi dupa conformarea instalatiilor mari de ardere criteriul plafoanelor anuale se aplica amplasamentului, se considera fundamentata si rationala propunerea de realocare a cotelor de NOx, SO2 si pulberi la CET Sud incepind cu 2013 pe instalatia mare de ardere care va ramine in functie ca rezultat a analizei optiunilor si in consecinta care va fi retehnologizata. Astfel IMA aleasa va trebui sa aiba urmatoarele cantitati anuale admise : NOx – 350 t/an SO2- 830 t/an Pulberi- 90 t/an Aceste plafoane trebuie sa ramina aceleasi si dupa IPPC Recast, intrucit masurile de retehnologizare conduc la VLE conform previziunilor reviziei 2001/80/EC

143

2.a.3 Tabele centralizatoare Anexa 4 prezinta transpunerea in calcule a celor aratate pina in acest punct al studiului. Un program de calcul pentru o optiune este structurat in trei fise EXCEL, dintre care una contine date initiale, a doua contine calcule efective iar a treia contine rezultate. Transpunem in continuare capul de tabel pentru afisarea rezultatelor Tabel 63. Desfasurator tipizat de rezulate (Anexa 4 ) YEARS ANI

Products Produse

Heat sold TJ/y Caldura vindutra

Losses TJ/y Pierderi

Heat C1 TJ/y Caldura Centrala 1

Heat C2 TJ/y Caldura centrala 2

Heat CT TJ/y Caldura centrale insulare

HeatDwell TJ/y Caldura apartamente

HeatPublic TJ/y Caldura institutii publice

H Industrie TJ/y Caldura industrie

H Services TJ/y Caldura servicii

El Tot C1 MWh/y En. Electrica totala produsa Centrala 1 (CET Centru)

El Tot C2 MWh/y En. Electrica totala produsa Centrala 2 (CET Sud)

El Cogen MWh/y En. Electrica in cogenerare

El hef Cog MWh/y En. Electrica in cogenerare de inalta eficienta

El Tot MWh/y En. Electrica totala

Emmiss Emisii

CO2 t/y

SO2 C2 t/y

NOx C1 t/y

NOx C2 t/y

Dust C2 t/y Emm lim Limite emisii

CO2 t/y

SO2 C2 t/y

NOx C1 t/y

NOx C2 t/y

Dust C2 t/y

EM verif Verificare emisii

CO2 limit

SO2 C2

NOx C1

NOx C2

Dust C2

Inv LCP mil E Investitii in IMA

C 1 mil E

CAF 1

CAF 2

144

CAF 3

CAF 4

CAF 5

comb C ciclu combinat

C2 mil E

CAF SF

CA SF

CAF lig

CA lig

Doz Bio

DESOX

Inv NET mil E Investitii in retele

Tr Pump Investitii in pompe retea primara

Tr NET Investitii in retea primara

PT

Dist NET Investitii in retea distributie

CT

TOTAL mil E Fuelcost mil E Cost combustibil

coal carbune

gas gaz

biomass biomasa

waste H deseuri

others altele

TOTAL Fuel cons Consum combustibil

gsE3Mc/y gaz

Coal t/y carbune

biom t/y biomasa

gas TJ/y gaz

coal TJ/y carbune

biom TJ/y biomasa

Total TJ/y

O&Mcos mil E Cheltuieli de exploatare si mentenanta

Tpump&is Pompare transport si servicii interne

D pump Pompare distributie

DESOX Desulfurare

Ist Depr Amortizari istorice

Sal Salarii

Cfix Cheltuieli fixe

Others Altele

145

TOTAL Electr inc mil E Venituri din electricitate

C1

C2

Total

CO2 inc mil E Venituri sau plati CO2

CO2 inc mil E Plati CO2

real

CO2 inf t/y Cantitate totala CO2 Optiunea de referinta “DO minimum” este optiune virtuala in care operatorul nu investeste in retehnologizari si exploateaza sistemul pe perioada de analiza asa cu este el, facind presupunerea ca IMA nu se vor inchide. In aceasta optiune pierderile nu scad dar vinzarile de caldura scad, pentru ca imobilele se presupun ca se vor izola termic, ca si in celelalte optiuni. Operatorul depune anumite eforturi pentru a mentine o eficienta acceptabila la surse, atit din punctul de vedere al consumului de combustibil, cit si al serviciilor proprii electrice dar nu se situeaza la nivelul de eficienta al optiunilor care include retehnologizari. La nivelul personalului, operatorul face anumite rationalizari, fara a atinge nivelul de personal din optiunile retehnologizate. Ca baza a optiunii “DO minimum” este luata optiunea O8. In tabelele analizei cost-beneficiu pot fi urmarite procentajele de diferentiere care caracterizeaza nivelul mai slab de performanta al optiunii “Do minimum”. Programul de calcul este rulat in doua variante, conform necesitatilor de examinare constatate pe parcursul dezvoltarii si analizei rezultatelor acestui studiu cu factorii de decizie. Anexa 4.A – scenariul de necesar de caldura cuprinde evolutia descrescatoare prognozata.- Aceste rezultate sunt utile pentru aprecierea rezervei de sarcina, a evolutiei emisiilor, a evolutiei eficientei centralelor pe perioada de analiza. Anex 4. B-sceanriul de necesar de caldura ramine “inghetat” la anul 2009, astfel ca sa se poata delimita strict influenta retehnologizarilor propuse de acest studiu, fara implicarea masurilor de reabilitare a cladirilor, retelelor termice 2.a.4 Optiunea selectata pe baza analizei cost beneficiu, investitii prioritare, conditii tehnice de baza Sectiunea “Analiza Cost –Beneficiu” din cadrul acestui studiu selectioneaza drept cea mai avantajoasa din punct de vedere economic optiunea O8. Alte elemente esentiale care determina selectia optiunii O8: -in aceast optiune caldura produsa in cogenerare are cea mai ridicata valoare -optiunea ofera cea mai mare elasticitate de combustibil, utilizind trei combustibili -Optiuea 8 utilizeaza in cantitate semnificativa un combustibil indigen, ieftin, lignitul, care are sensibilitatea la cresterea pretului cea mai mica, oferind posibilitatea mentinerii pretului caldurii la valorile cele mai suportabile - optiunea ofera rezerva de sarcina cea mai mare

146

-optiunea asigura , pentru CET Sud fara investitii suplimentare respectarea previziunilor IPPC Recast , ceea ce nici o alta optiune nu este in masura sa asigure. Redam sintetic investitiile si marcam investitiile considerate prioritare: Tabelul 64. Investitii prioritare si esalonarea acestora in optiunea O8.

Valoare anuala Mil Euro fara TVA Retehnologizari si investitii noi 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Retehnologizare CAF 2 de 58,15 MW CET Centru

3,64

Retehnologizare CAF 4 de 116,3 MW CET Centru

4,9

Retehnologizare 3 cazane abur 100 t/h pe lignit existente CET Sud

5,93 5,93 5,93

Instalatie de desulfurare CET Sud

7,35 7,35 7,35

Retehnologizare statii pompe transport termoficare

1,15 1,15

Valoare : 50,68 Mil Euro fara TVA Comentarii : -Investitiile prioritate au fost considerate:

• investitiile fara care IMA se inchid prin neconformare • aduc o eficientizare a serviciilor cu efort finaciar relativ scazut

Urmatoarele tabele sintetizeaza prognoza VLE si a plafoanelor de emisii in optiunea O8, pentru conformarea la 2001/80/EC cit si , in viitor la o revizie previzibila a acesteia. In tabel se arata si masurile de conformare, fara exceptie BAT : Tabel 64.1 VLE, si plafoane de NOx pentru optiunea aleasa O8 IMA VLE

2001/80/EC Nerevizuit mg/Nmc

Cum se realizeaza

VLE IPPC Recast mg/Nmc

Cum se realizeaza

Plafon propus NOx 2013 in limitele aut. mediu actuala t/an

Plafon NOx Viitor dupa IPPC Recast t/an

IMA 1 200 Arzatoare Low NOx

100 Arzatoare Low NOx +SNCR

40 20

IMA2 200 Arzatoare Low NOx

100 Arzatoare Low NOx +SNCR

40 20

IMA 3 200- gn 450-c l

Arzatoare Low NOx

100- gn 200- c l

Arzatoare Low NOx +SNCR sau SCR

139 69

IMA 4 200- gn 450-c l

Arzatoare Low NOx

100- gn 200- c l

Arzatoare Low NOx +SNCR sau SCR

139 69

IMA 6 200-gn 200 -carb

Arzatoare Low NOx+SNCR

200-gn 200 -carb

Arzatoare Low NOx+SNCR implementate pt prima conformare

350 350

147

Tabel 64.2 VLE, si plafoane de SO2 pentru optiunea aleasa O8 IMA VLE

2001/80/EC Nerevizuit mg/Nmc

Cum se realizeaza

VLE IPPC Recast mg/Nmc

Cum se realizeaza

Plafon propus SO2 2013 in limitele aut. mediu actuala t/an

Plafon SO2 Viitor dupa IPPC Recast t/an

IMA 1 35 Utilizare gaze fara sulf

35 Utilizare gaze fara sulf

0 0

IMA2 35 Utilizare gaze fara sulf

35 Utilizare gaze fara sulf

0 0

IMA 3 35- gn 1700, S<1% cl

Utilizare gaze fara sulf S< 1%

35- gn 250- c l

Instalatie DESOX

195 30

IMA 4 35- gn 1700, S<1% cl

Arzatoare Low NOx

35- gn 250- c l

Instalatie DESOX

195 30

IMA 6 35-gn 250 -carb

Instalatie DESOX

35-gn 250 -carb

Instalatie DESOX implementata pentru prima conformare

830 830

Tabel 64.3 VLE, si plafoane de pulberi pentru optiunea aleasa O8 IMA VLE

2001/80/EC Nerevizuit mg/Nmc

Cum se realizeaza

VLE IPPC Recats mg/Nmc

Cum se realizeaza

Plafon propus pulberi 2013 in limitele aut. mediu actuala t/an

Plafon pulberi Viitor dupa IPPC Recast t/an

IMA 1 5 Utilizare gaze fara steril

5 Utilizare gaze fara steril

0 0

IMA2 5 Utilizare gaze fara steril

5 Utilizare gaze fara steril

0 0

IMA 3 5- gn 50 – c l

Utilizare gaze si com lichid fara steril

5- gn 25- c l

Instalatie DESOX

14,5 7,5

IMA 4 5- gn 50-c l

Utilizare gaze si com lichid fara steril

5- gn 25- c l

Instalatie DESOX

14,5 7,5

IMA 6 5-gn 20 -carb

electrofiltru 5-gn 25 -carb

Instalatie DESOX implementata pentru prima conformare

90 90

Conform prevederilor Tratatului de Aderare, “pana in data de 1 ianuarie 2011, Romania va transmite Comisiei Europene un plan actualizat incluzand un plan de investitii pentru alinierea

148

treptata a instalatiilor neconforme, cu etape clar definite de aplicare a acquis-ului. Aceste planuri vor asigura reducerea in continuare a emisiilor la un nivel semnificativ mai redus decat obiectivele intermediare…in particular pentru emisiile din 2012”. CONDITII TEHNICE DE BAZA Conditiile tehnice avute in vedere pentru elaborarea in continuare a studiului de fezabilitate sunt : -Cazanele de abur pe lignit de la CET Sud trebuiesc retehnologizate cu impunerea urmatoarelor conditii fundamentale:

• randament 87 % • combustibil suport gaz 5% • emisia de NOx pe carbune 200 mg/Nmc 6 % O2 • emisia de NOx pe gaz 200 mg/Nmc 3 % O2

-Cazanele de apa fierbinte din CET Centru trebuiesc retehnologizate cu impunerea urmatoarelor conditii fundamentale :

• randament 93 % la functionarea pe gaze si de 90% la functionarea pe CLU

• emisia de NOx pe gaze naturale 200 mg/Nmc 3 % O2 • emisia de NOx pe CLU 450 mg/Nmc

-Instalatia de desulfurare de la CET Sud trebuie sa asigure:

• desulfurarea gazelor de ardere provenite de la trei cazane de 100 t/h in functiune la sarcina nominala

• desulfurarea gazelor de ardere in conditiile in care lignitul utilizat atinge maximul de continut de sulf din banda de calitate

• desulfurarea gazelor de ardere pina la un continut de SO2 de 250 mg/Nmc 6 % O2.

• desprafuire pana la un continut de pulberi de 20 mg/Nmc Conditiile de randament cazane sunt perfect realizabile si dovedite la multe cazane din Romania. Conditiile tehnice enuntate sunt mult mai stricte privind valorile limita de emisii fata de cerintele actuale din autorizatia de mediu. Motivatia este urmatoarea :

- la nivel UE conditiile de conformare IMA se vor schima in perioada imediat urmatoare si este prognozata aparitia unor limitari mai mari. Cazanele din Romania, neconformate inca, vor fi supuse unor conditii mai stricte

- cantitatile totale anuale de emisii ale IMA nu pot fi respectate cu VLE actuale. - tehnologiile de reducere a noxelor aplicate astazi sunt capabile sa atinga acesti parametri

fara probleme semnificative, iar investitia in acestea nu variaza semnificativ daca VLE impus sunt mai mari sau mai mici.

149

b) Descrierea constructiva, functionala si tehnologica pentru investitiile prioritare. Elemente de deviz si de esalonare a lucrarilor de retehnologizare

In cele ce urmeaza continutul studiului de fezabilitate se va referi numai la investitiile prioritare, intrucit scopul studiului de fezabilitate este promovarea finantarii masurilor de conformare la normele de mediu si a masurilor de eficientizare spre aprobare de catre Comisia Europeana, de catre Guvernul Romaniei, prin Ministerul Mediului si de catre autoritatea publica locala.

2.b.1- Cazane de abur si apa fierbinte Cazanele ce se vor reabilita sunt : -Cazanul de abur nr.1 de 100 t/h cu functionare pe lignit si gaze naturale din CET Timisoara Sud -Cazanul de abur nr.2 de 100 t/h cu functionare pe lignit si gaze naturale din CET Timisoara Sud -Cazanul de abur nr.3 de 100 t/h cu functionare pe lignit si gaze naturale din CET Timisoara Sud -Cazanul de apa fierbinte nr.4 de 100 Gcal/h (116,3 MWt) pe gaze naturale si CLU din CET Timisoara Centru -Cazanul de apa fierbinte nr.2 de 50 Gcal/h (58,153 MWt) pe gaze naturale din CET Timisoara Centru

2.b.1.1 Cazanul de abur de 100 t/h nr.1 lignit din CET Timişoara Sud

2.b.1.1.1 Descrierea constructivă a cazanului

Caracteristici tehnice funcţionale conform proiectului initial

Debitul de abur nominal 100 t/h

Debitul de abur minim tehnic 50 t/h

Temperatura aburului nominală 250°C ± 20 °C

Presiunea nominală a aburului 15 bar

Presiunea în tambur 18 bar

Temperatura apei de alimentare 104°C

Randamentul garantat la funcţionare cu lignit 84%

Regimul de funcţionare stabilit prin proiect este 100% lignit cu adaos de hidrocarburi 0…12% (aport caloric).

Combustibilii

Combustibil solid: lignit

150

- putere calorifică inferioară:

valoare de garanţie 1600 kcal/kg

banda de calitate 1400…1700 kcal/kg

- umiditate totală 43,5%

- conţinutul de cenuşă 27,5%

- debit pentru 100% sarcină 43.400 kg/h Suportul pentru susţinerea arderii prafului de cărbune este asigurat de gazul natural cu puterea calorifică inferioară de 35,6 MJ/Nmc (8500 kcal/Nmc).

Descriere

Cazanul de abur de 100 t/h lignit instalat în CET Timişoara Sud este de tipul clasic, cu 4 drumuri de gaze de ardere verticale.

O secţiune longitudinală prin cazan este prezentată în figura 2.b.1.1.1. Pentru claritate este prezentată şi o schemă de flux şi de amplasare a pachetelor schimbătoare de căldură în figura 2.b.1.1.2.

Drumul I este format din camera focară ce are secţiune pătrată 6320x6320. Este total ecranată cu panouri de ţevi ce aparţin sistemului vaporizator.

Arzătoarele de praf de cărbune, în număr de 4, sunt situate pe pereţii laterali, câte unul pe fiecare perete. Sunt de tipul cu fante şi sunt dezvoltate pe înălţime, toate între cotele 7,6m şi 11,6m. Susţinerea flăcării de praf de cărbune este asigurată de gazul natural printr-un sistem de ardere format din 8 arzătoare din care 4 sunt de susţinere iar celelalte de sarcină.

Pe înălţime, focarul este dezvoltat între cotele 2,6 m (cota de amplasare a colectoarelor inferioare ale vaporizatorului) şi cota 21,5 unde ţevile peretelui faţă îşi schimbă direcţia formând plafonul focarului. Peretele spate este dezvoltat până la cota 18,0 m unde sunt plasate colectoarele superioare ale panourilor de ţevi vaporizatoare. Între acesta şi plafon se formează fereastra de ieşire a gazelor de ardere din focar.

Drumurile II şi III, în care direcţia de curgere a gazelor de ardere este în jos, respectiv în sus, găzduiesc ţevile sistemului vaporizator convectiv. Acest sistem de ţevi leagă cele două tambure, cel superior fiind tamburul principal al cazanului. Ansamblul de ţevi este separat de un perete vertical aşezat pe axa celor două tambure care generează drumurile de gaze II şi III. Ambele sunt zone preponderent convective.

Drumul IV este puternic dezvoltat, în acesta fiind amplasate, în ordinea curgerii gazelor de ardere (de sus în jos): supraîncălzitorul convectiv, preîncălzitorul de aer treapta a III-a (preîncălzitorul vertical II), economizorul treapta a II-a, preîncălzitorul de aer treapta a II-a (preîncălzitorul vertical I), economizorul treapta I şi, în final, două pachete de ţevi ale treptei I a preîncălzitorului de aer (preîncălzitorul orizontal).

Instalaţia de preparare şi de ardere a prafului de cărbune

Instalaţia de preparare a prafului de cărbune este formată din 4 mori de tipul MVC 17 cu 4 rânduri de ciocane. Uscarea cărbunelui se realizează cu gaze fierbinţi prelevate din focar prin ventilatorul morii. Este prevăzut ca în turnul morii să fie introdus, dozat, aer preîncălzit. Reglarea temperaturii la separator se face cu aer rece.

151

Arderea prafului se face prin intermediul a 4 arzătoare cu fante, câte unul la fiecare moară. Arzătorul este format din 3 fante de praf suprapuse între care se află fante pentru insuflarea aerului secundar. Arzătorul mai este prevăzut cu o fantă pentru aer superior şi o fantă pentru aer inferior. Jeturile de praf şi cele de aer sunt astfel direcţionate încât axele lor sunt tangente la un cerc central cu diametru de cca 800mm. Se formează astfel un turbion central ce permite un amestec între jeturile de amestec primar şi cele de aer secundar, o creştere a timpului de rezidenţă cu efecte favorabile asupra gradului de ardere.

La baza focarului este insuflat aer terţiar, preluat din aerul preîncălzit, care formează o pernă de aer ce menţine praful de cărbune, care are tendinţa de a cade în pâlnia rece, un timp mai îndelungat în zona de ardere oferind, în acelaşi timp, şi oxigenul necesar prelungirii arderii. Efectul este de creştere uşoară a randamentului de ardere.

Schema alimentării cu aer a sistemului de ardere a prafului de cărbune este prezentată în figura 2.b.1.1.3. Fluxul de aer preîncălzit la ieşirea din sistemul de preîncălzire este divizat, controlat, în flux de aer pentru sistemul de ardere a prafului de cărbune şi flux de aer pentru arderea gazului natural. Fluxul de aer pentru arderea prafului este divizat în : (a) aer primar, introdus în turnurile de uscare, (b) aer secundar introdus în fantele de aer ale arzătoarelor de cărbune şi (c) aer de insuflare introdus la baza pâlniei reci.

Instalaţia de ardere a gazului natural (susţinere şi sarcină)

Sistemul de ardere a gazului natural asigură susţinerea arderii prafului de cărbune şi, la nevoie, realizarea unei sarcini termice suplimentare. Este format din 8 arzătoare, avind parametrii de proiect, organizate şi plasate după cum urmează:

- arzătoarele de susţinere, în număr de 4, având capacitate termică corespunzătoare debitului de 530 Nmc/h gaz natural, sunt plasate la cota 7,9m, două pe peretele spate şi câte unul pe pereţii laterali;

- arzătoarele de sarcină, în număr de 4, cu capacitate termică corespunzătoare debitului de 800 Nmc/h gaz natural, sunt plasate câte două, grupat vertical, pe pereţii laterali; arzătorul inferior se află la cota 10,7 m, cel superior cu 1,1m mai sus.

Arzătoarele de susţinere asigură cca 21 MW (26% termic) la care se poate adăuga contribuţia arzătoarelor de sarcină, de cca 31,5MW. Funcţionând doar cu gaz natural, puterea realizată reprezintă aprox 70% din sarcina termică nominală a cazanului.

Arzatoarele de sustinere au fost modificate pe parcursul exploatarii astfel ca asigura debitul de 800 Nmc/h gaze naturale. Ca urmare a acestei modificari toate cele 8 arzatoare de gaze naturale ale cazanului sunt identice.

O schemă de alimentare cu gaz natural este prezentată în figura 2.b.1.1.4. Gazul pentru susţinere şi sarcină este divizat în două fluxuri, formând două grupe de arzătoare controlate separat (stânga – dreapta). Fiecare grupă cuprinde două arzătoare de susţinere şi două arzătoare de sarcină, toate pe aceeaşi parte a cazanului. Comanda organelor de siguranţă este asigurată de gazul de comandă preluat din amonte de IASIG. Aprinderea arzătoarelor se face cu aprinzătoare cu gaz instalate în fiecare din cele 8 arzătoare. Gazul de aprindere este preluat, de asemenea, din amonte de IASIG.

Fluxul de aer pentru sistemul de ardere a gazului natural – susţinere şi sarcină – este derivat din fluxul general de aer de ardere preîncălzit, formând un circuit distinct de cel al aerului pentru arzătoarele de cărbune (figura 2.b.1.1.3).

152

Sistemul sub presiune

Sistemul vaporizator, de tipul cu circulaţie naturală, este atât radiativ cât şi convectiv.

Vaporizatorul radiativ este format din ţevile ce ecranează pereţii focarului. Fiecare perete are câte 3 panouri de ţevi alimentate prin câte unul sau două colectoare. În total sunt 4 colectoare alimentate prin câte o conductă coborîtoare. Din conductele coborîtoare dreapta sunt alimentate panourile peretelui lateral dreapta şi câte o jumătate (partea dreaptă) a peretelui faţă şi a peretelui spate. Similar, conductele coborîtoare stânga alimentează prin două colectoare peretele lateral stânga şi jumătate (partea stângă) din peretele faţă şi peretele spate. Din punctul de vedere al circulaţiei naturale sunt create două contururi independente.

Vaporizatorul convectiv este format din ţevile ce leagă tamburul inferior de cel superior, ţevi plasate în drumurile II şi III de gaze de ardere. Între cele două tambure există patru legături de capăt, scoase în afara fluxului termic, cu funcţie de conducte coborîtoare.

Suprafaţa de schimb de căldura a vaporizatorului este de 314 m2 în sistemul radiativ şi 1543 m2 în sistemul convectiv.

Ansamblul vaporizator, radiativ şi convectiv este prezentat în figura 2.b.1.1.5.

Supraîncălzitorul este format din 2 trepte, una constituită din ţevile plafonului camerei de întoarcere dintre drumul III şi drumul IV, cealaltă fiind pachetul convectiv final (figura 2.b.1.1.2). Supraîncălzitorul plafon reprezintă prima treaptă de supraîncălzire şi este format din 80 ţevi ce ecranează plafonul camerei de întoarcere dintre drumurile III şi IV şi o mică parte din peretele spate al drumului IV. Supraîncălzitorul convectiv (final) este format dintr-un pachet de ţevi orizontale plasat la intrarea în drumul IV. Pachetul este format 89 serpentine triple (Ø32x3,5) ce generează o aşezare în linie a ţevilor. Fiecare astfel de serpentină triplă are 4 treceri prin drumul gazelor de ardere. Circulaţia aburului este în echicurent cu cea a gazelor de ardere. Suprafaţa totală a celor două supraîncălzitoare este 363 mp. Nu există sistem de reglare a temperaturii aburului.

Economizorul este de tip convectiv format din 2 pachete de ţevi aşezate în drumul IV alternat cu pachetele preîncălzitorului de aer (figura 2.b.1.1.2). Treapta I, plasată deasupra celui de-al doilea pachet al preîncălzitorului de aer are 53 serpentine duble, fiecare având 8 treceri prin drumul gazelor de ardere. Aşezarea ţevilor este în linie. Pasul pe lăţime este s1= 70 mm. Pasul în adâncime este de 60mm (distanţa dintre cele două serpentine) care alternează cu 140mm (distanţa dintre treceri). Treapta a II-a are geometrie similară cu prima treaptă. Este formată tot din 53 de serpentine duble care generează aceeaşi paşi de aşezare. Are, însă, doar 6 treceri prin drumul gazelor de ardere. Pentru ambele trepte este folosită ţeavă Ø32x3,5. Suprafaţa totală de schimb de căldură a economizorului este de 916 mp.

Preîncălzitorul de aer

Preîncălzitorul de aer este de tip recuperativ şi este format din 3 trepte grupând 4 pachete de ţevi, toate amplasate în drumul IV al gazelor de ardere. Schema de amplasare şi fluxul agenţilor termici – gaze de ardere şi aer de ardere – este prezentată în figura 2.b.1.1.7.

Treapta I în sensul curgerii aerului, denumită şi preîncălzitor orizontal, este formată din două pachete de ţevi orizontale, aerul prin ţevi, gazele de ardere printre acestea. Circulaţia este încrucişată, cu o singură trecere a aerului, divizat pentru a parcurge cele două pachete în paralel.

153

Primul pachet este format din 560 ţevi Ø51x2 (14 rânduri a câte 40 ţevi) aşezate în linie cu paşii, s1=95mm, s2=85mm. Al doilea pachet, plasat imediat deasupra primului, este format din 1000 ţevi Ø51x2 (25 rânduri a câte 40 ţevi) aşezate în linie cu paşii, s1=95mm, s2=85mm. Lungimea ţevilor este de 6320 mm, atât la pachetul inferior cât şi la cel superior.

Treptele II şi III (denumite preîncălzitor vertical 2, respectiv 3) sunt identice şi sunt plasate intercalat cu pachetele de ţevi ale economizorului. La acestea gazele de ardere circulă prin ţevi şi aerul de ardere printre ţevi, circulaţia celor doi agenţi fiind în curent încrucişat, cu o singură trecere a aerului.

Fiecare pachet este format din 2613 ţevi Ø51x2 lungi de 2546 mm; pe direcţia de curgere a aerului sunt 80 rânduri a câte 34 şi 33 ţevi aşezate alternat cu paşii s1=110 mm şi s2=80 mm. Suprafaţa totală de schimb de căldură a preîncălzitorului de aer este de 3490 mp.

Aerul de ardere

Aerul de ardere este asigurat de un ventilator de aer cu dublă aspiraţie având următoarele caracteristici:

- debit 150.000 m3/h

- creştere totală de presiune 52,4 mbar la 20°C

- temperatura aerului 40°C

- turaţie 750/500 rot/min

- putere la cuplă 400/200 kW

- tensiunea de alimentare motor 6 kV Debitul de aer pentru ardere la un exces de aer în focar de 1,3 este de 105.000 Nmc/h. Presiunea în faţa arzătoarelor este de 8,2 mbar. Temperatura aerului după preîncălzitor este de 300°C.

Aerul preîncălzit este divizat în două fluxuri, unul pentru sistemul de ardere a lignitului, celălalt pentru sistemul de ardere a gazului natural.Ambele fluxuri sunt, la rândul lor, divizate în câte două ramuri – stânga şi dreapta. Există astfel o simetrie perfectă în alimentarea cu aer de ardere. Din cele două ramuri ale fluxului de aer pentru cărbune sunt realizate insuflări de aer în pâlnia rece, de asemenea în simetrie faţă de axa longitudinală a cazanului.

Instalaţia de evacuare a gazelor de ardere

Evacuarea gazelor de ardere se face prin tiraj forţat cu ajutorul unui exhaustor cu caracteristicile:

- debit nominal 330.000 m3/h

- creştere totală de presiune 44 mbar

- temperatura fluidului vehiculat 180°C

- puterea la cuplă 500 /250 kW ( in doua trepte)

- turaţie 750 /500 rot/min

- tensiunea de alimentare motor 6 kV

Instalaţia de evacuare a zgurii Evacuarea zgurii la baza focarului se face cu ajutorul unui transportor cu lanţ (kratzer), zgura fiind concasată înainte de a fi preluată de sistemul de hidrotransport al acesteia.

154

Instalaţia de desprăfuire Este formată dintr-un electrofiltru, modernizat, cu eficienţă de separare foarte ridicată. Concentraţia de praf în gazele de ardere evacuate în atmosferă este în prezent sub valoarea limită legală de 50 mg/Nmc (6% O2) la încărcare termică nominală.

155

Fig.2.b.1.1.1 Cazanul de 100 t/h nr.1. Schemă longitudinală

156

157

158

159

160

Fig.2.b.1.1.6 Cazanul de 100 t/h. Supraîncălzitorul convectiv

161

Fig.2.b.1.1.7 Cazanul de 100 t/h lignit. Amplasarea pachetelor

călzitorului de aer. Circul agenţilor termici

preîn aţia

162

2.b.1.1.2 Descrierea şi motivarea modernizării propuse. Parametrii cazanului după modernizare

Conditii esentiale: La ora actuala conform HG 541/2003 ( 2001/80/EC) valoarea limita de emisie NOx pentru IMA 6 este de 540 mg/Nmc 6% O2. Pentru respectarea plafoanelor anuale de emisie s-a calculat o concentratie maxima admisibila a NOx de 200 mg/Nmc 6 % O2. Draftul IPPC Recast prevede o valoare limita de emisie pentru IMA de putere 100-300 MW (in care se incadreaza si IMA 6) de 250 mg/Nmc 6 % O2. Eficienta necesara a cazanului calculata pentru functionarea cogenerarii in conditii de inalta eficienta este de 87 %. Aceste conditii esentiale conduc la o retehnologizare care sa indeplineasca urmatoarele

Obiective :

Obiectivele ce se urmăresc a fi atinse prin retehnologizare sunt:

- reducerea emisiei de NOx la funcţionarea cu lignit la valori care sa se incadreze in reglementari , sa conduca la respectarea cantitatilor anuale de emisii impuse, si sa ofere garantia incadrarii in reglementarile de viitor. S-au stabilit urmatoarele limite de emisii :

*200 mg/Nmc gaze uscate ,6 % O2 pentru arderea carbunelui

*200 mg/Nmc gaze uscate ,3 % O2 pentru arderea gazelor

- eficientizarea cazanului la funcţionarea cu lignit. S-a stabilit randamentul necesar al cazanului de 87 %.

- creşterea disponibilităţii cazanului la funcţionare cu lignit;adaptari in vederea functionarii cu lignit in plaja de calitate 1650-2100 Kcal/kg

- creşterea disponibilităţii cazanului la funcţionare cu lignit;

- reabilitarea părţilor de cazan a căror stare tehnică este necorespunzătoare;

- posibilitatea de reglare a temperaturii aburului pe domeniu extins de sarcină termică a cazanului ;

- la funcţionare cu gaz natural: creşterea gradului de siguranţă a alimentării cu gaz natural (conformare cerinţelor SR EN 12952-8), creşterea eficienţei cazanului (reglaj aer/combustibil pe domeniu larg de sarcină şi cu menţinerea excesului de aer la valori reduse) şi reducerea emisiei de NOx.

Pentru atingerea acestor obiective se aplică următoarele:

a) realizarea unor porturi suplimentare de aer de ardere pentru limitarea formării NOx;

b) montarea unei instalaţii de denoxare necatalitică selectivă pentru reducerea concentraţiei NOx format la limite admise de legislaţia de mediu;

c) înlocuirea actualei instalaţii de alimentare şi ardere a gazului natural cu o nouă instalaţie care să răspundă cerinţelor de siguranţă impuse de SR EN 12952-8 şi ISCIR PT C11-2003, să aibă eficienţă de ardere ridicată şi să îndeplinească cerinţele de emisii poluante impuse de HG 541/2003 ( care transpune reglementarile din Directiva IMA 2001/80/EC)

d) reabilitarea şi modernizarea arzătoarelor de praf de lignit, eficientizarea separatoarelor de praf şi reabilitarea elementelor de moară supuse uzurii rapide;

163

e) introducerea unui grătar postardere la baza pâlniei reci pentru creşterea gradului de ardere a prafului de lignit;

f) reabilitarea treptei I a preîncălzitorului de aer (preîncălzitorul orizontal) prin înlocuirea în totalitate a pachetelor de ţevi din compunere;

g) introducerea unei trepte suplimentare de supraîncălzire a aburului (S II) pentru creşterea domeniului de reglare a temperaturii aburului;

h) modernizarea instalaţiei de automatizare şi creşterea gradului de automatizare a cazanului.

2.b.1.3.2.1 Soluţii pentru reducerea NOx

La funcţionarea exclusivă cu lignit, din analizele efectuate, cantităţile anuale de emisii NOx actuale sunt de 548 tone NOx/an care corespund unui factor Corinnaire 260 gr/GJ. Cerinţele de limitare a emisiilor NOx, fundamentate tot pe factorul Corinaire, fac necesară reducerea acestuia la 120 gr/GJ, fapt ce duce cantitatea totală anuală de NOx la 257 tone. Pe baza acestei valori, ţinând seama de durata de funcţionare, puterea medie, caracteristicile lignitului şi regimul de funcţionare al cazanului, se impune ca la sarcină nominală, funcţionând exclusiv cu lignit, concentraţia NOx să fie de 200 mg/Nmc (6%O2).

Pentru conditiile ulterioare, previzibile prin draftul IPPC Recast, limita momentana de NOx ar urma sa scada la 200 mg/Nmc pentru arderea lignitului. Masurile propuse in continuare pot asigura realizarea concentratiei NOx de 200 mg/Nmc.

Privitor la arderea gazelor naturale in cazane de carbune limita de emisie pentru NOx continuta in draft si previzibila este 200 mg/Nmc

Realizarea nivelului puternic restricţionat pentru concentraţia NOx necesită aplicarea unor măsuri adecvate. Se au în vedere :

- introducerea de porturi suplimentare de aer cald (over air ports –OAP) pentru limitarea formării NOx;

- introducerea denoxării necatalice selective (SNCR) pentru reducerea NOx deja format în gazele de ardere.

La funcţionarea cu gaz natural, cerinţele HG 541/2003 (care transpune Directiva IMA 2001/80/EC), impun limitarea concentraţiei NOx la 200 mg/Nmc (3%O2), valoare care înscrie şi cantitatea totală anuală în limita impusă (257 tone NOx/an). Realizarea acestei concentraţii impune înlocuirea instalaţiei actuale de ardere a gazului natural cu o instalaţie bazată pe arzătoare low NOx.

În cazul funcţionării mixte, lignit – gaz natural, limita de concentraţie se stabileşte, conform HG 541/2003, ca medie ponderată a limitelor concentraţiilor aferente celor doi combustibili. Ponderea se face prin participaţia energetică (MW) a fiecărui combustibil.

Se mentioneaza urmatoarele aspecte esentiale :

A. Masurile propuse sunt tehnici BAT, dupa cum urmeaza :

• Porturi suplimentare de aer –BREF mai 2005 , punctul 3.4.1.2

• SNCR- BREF mai 2005, punctul 3.4.2.2

164

B. Masurile propuse sunt strict necesare pentru asigurarea indeplinirii normelor de concentratie NOx actuale si a plafoanelor anuale actuale

C. Masurile propuse, desi pot limita concentratia de NOx la 200 mg/Nmc , corespunzator prvederilor draftului IPPC Recast, nu conduc la valori mai mari ale retehnologizarii

2.b.1.1.2.1.1 Sistem de porturi pentru injecţie de aer terţiar

Din fluxul de aer secundar pentru arzătoarele de praf de cărbune se va realiza o derivaţie prin care vor fi alimentate cu aer cald un set de porturi (deschideri) practicate în pereţii focarului într-o secţiune situată deasupra arzătoarelor de praf de cărbune. Aerul prin arzătoarele de praf va fi, astfel, diminuat la un nivel apropiat de nivelul stoichiometric. În felul acesta se va genera în zona arzătoarelor de praf o atmosferă reducătoare şi un nivel de temperatură mai coborît, elemente care limitează rata de formare a NOx. Aerul suplimentar introdus prin porturile nou create are rolul de a furniza oxidantul pentru desăvârşirea arderii. Acesta nu trebuie să participe la procesul de oxidare din zona jeturilor arzătoarelor. Din acest motiv amplasarea porturilor se face la o distanţă apreciabilă de ultimul nivel de arzătoare, pe direcţia de curgere a gazelor de ardere, fără a depăşi distanţa limită la care aerul mai poate participa la procesul de ardere.

2.b.1.1.2.1.2 Instalaţia de denoxare necatalitică (SNCR)

Având în vedere nivelul redus al concentraţiei de NOx impus, de 200 mg/Nmc (6%O2), măsurile primare, constând într-o gestionare judicioasă a aerului de ardere, nu sunt suficiente. Este nevoie şi de intervenţii de natura măsurilor secundare.

Se are în vedere în acest sens tehnologia de denoxare necatalitică (selective noncatalytic NOx reduction – SNCR) bazată pe reacţia de reducere a NO de către grupări amine NH2:

. OHNNONH 222 +→+

Ca agenţi donori de grupări NH2 sunt folosiţi în mod curent ureea şi amoniacul. Luându-se în considerare câteva avantaje ale ureei legate de disponibilitate, transport, manipulare şi, mai ales, de comportare în procesul de injecţie şi amestec cu gazele de ardere, se optează pentru o tehnologie SNCR bazată pe folosirea ureei ca agent de reducere.

Reacţia chimică în acest caz este:

222222 244)(24 COOHNOCONHNO ++→++ .

Reacţia de mai sus are loc prin injectarea unei soluţii apoase de uree puternic diluată în apă în curentul de gaze de ardere. Deoarece viteza de reacţie este puternic influenţată de temperatură - de exemplu la temperaturi în jurul valorii 1000°C echilibrul reacţiei este atins în mai puţin de 0,1s iar la 850°C timpul de rezidenţă necesar creşte la 0,5s – este deosebit de importantă alegerea zonei de injecţie. În general domeniul optim de temperaturi este cuprins între 870°C şi 1080°C în scopul asigurării energiei de activare pentru descompunerea moleculei NO. Acest domeniu este influenţat şi de compoziţia gazelor de ardere. Un exces mai mic al aerului face necesar un palier de temperaturi mai ridicat.

Agentul reducător este pulverizat ca soluţie apoasă într-o secţiune în amonte de zona de reacţie optimă dar în imediata vecinătate a acesteia. Cum variaţia de sarcină termică a cazanului produce

165

modificări ale regimului de temperaturi ale gazelor de ardere, zona optimă pentru injectarea agentului reducător „alunecă” din partea superioară a focarului spre zona de ardere. În aceste condiţii este posibil ca zona de injecţie să nu fie optimă pe întreg domeniul de sarcini termice al generatorului de abur. Pentru evitarea unei astfel de situaţii injecţia agentului de reducere se face printr-un sistem de injectoare plasate pe două secţiuni. În funcţie de sarcina termică a generatorului de abur vor fi în funcţiune injectoarele din secţiunea aflată în zona de temperaturi optime ale gazelor de ardere.

Prin managementul corespunzător al aerului de ardere şi introducerea OAP producerea NOx prin ardere se va reduce de la 540 mg/Nmc la 400-450 mg/Nmc. In continuare SNCR va asigura reducerea pina la 200 mg/Nmc, deci va avea un randament de reducere de 45-50 %.

2.b.1.1.2.3 Instalaţia de ardere a gazului natural cu arzătoare cu NOx redus

Gazul natural este folosit pentru susţinerea arderii prafului de cărbune şi, la nevoie, pentru asigurarea unei sarcini termice suplimentare.

La funcţionarea cu gaz natural, cerinţele HG 541/2003, impun limitarea concentraţiei NOx la 200 mg/Nmc (3%O2).Realizarea acestei concentraţii impune înlocuirea instalaţiei actuale de ardere a gazului natural cu o instalaţie bazată pe arzătoare low NOx. Cerinţa este imperativă şi pentru că instalaţia de ardere a gazului natural are potenţial termic ridicat (poate asigura cca 70% din sarcina termică a cazanului) putând constitui unic combustibil. Instalaţiile de ardere a gazului natural pot asigura limitarea producerii NOx la valori de concentraţie admise.

Se are în vedere înlocuirea actualelor arzătoare cu arzătoare cu NOx redus şi cu eficienţă de ardere ridicată (exces de aer redus). De asemenea, sistemul de alimentare se înlocuieşte, dictat de necesitatea respectării cerinţelor SR EN 12952-8 şi ISCIT PT C11-2003 pentru creşterea siguranţei, de necesitatea îmbunătăţirii managementului arderii şi de creştere a eficienţei termice.

Cerinţele generale pentru instalaţia de alimentare şi de ardere gaz combustibil sunt după cum urmează:

a) funcţionare cu gaz natural (sarcina maximă 70 %) cu putere calorică 35,6 MJ/Nmc şi compoziţie conform SR 3317/ 2003;

b) număr de arzătoare: 4 arzătoare pe pereţii laterali şi 4 arzătoare pe pereţii laterali şi peretele spate;

c) consum nominal de gaz natural 6400 Nmc/h prin care se asigură 70% din sarcina termică nominală a cazanului;

d) presiunea gazului la admisie: min. 0,5bar(g)

e) puterea termică a unui arzător: 8 MW (arzătoarele de sarcină) şi 6 MW (arzătoarele de susţinere);

f) supraveghere a flăcării cu vizare a flăcării în UV

g) consumul de gaz al unui arzător : maxim 810 Nmc/h minim 160 Nmc/h

h) raportul de reglare 1:5

i) excesul de aer maxim 1,1

j) aprinderea cu gaz natural (aprinzător prevăzut cu detector de flacără cu tijă de ionizare)

166

k) alimentarea cu aer de ardere: cu aer preîncălzit din sistemul de alimentare cu aer comun lignit – gaz natural

l) reglajul debitului de aer: prin organul de reglare al VA;

m) emisii poluante: (1) concentraţia NOx < 200 mg/Nmc, valoare medie la ½ ore; (2) concentraţia de praf < 5 mg/Nmc, (raportare la condiţiile corespunzătoare 3% O2 în gazele de ardere uscate), la sarcina nominală a arzătorului (70% sarcină termică cazan).

n) nivelul de zgomot în sala cazanelor: 85 dB la 1 m de sursă;

2.b.1.1.2.4 Creşterea eficienţei termice a cazanului. Introducerea unui grătar postardere

Randamentul cazanului este, prin proiect, 84%. Este posibil ca în exploatarea curentă valoarea să fie mai scăzută (cca 82%). Două pierderi sunt responsabile pentru această valoare: pierderile prin căldura gazelor de ardere evacuate şi pierderile prin ardere mecanic incompletă. Din analiza regimurilor de funcţionare ale cazanului, a rezultat că evacuarea gazelor de ardere se face la nivele de temperatură rezonabile, sub 150°C. Excesul de aer la care este exploatat cazanul este, însă, mare, fapt ce duce la un nivel ridicat al pierderii prin căldura sensibilă a gazelor de ardere.

Valorile materialelor combustibile nearse regăsite în zgură sunt situate în prezent la nivelul 35...45%, indicând o ardere ineficientă a prafului de cărbune.

Nivelul nearselor în cenuşă se poate considera satisfăcător fiind în jurul valorii de 1,5%.

Prin montarea unui grătar postardere (GPA) la baza pâlniei reci a focarului se creează o zonă de prelungire a timpului de ardere prin staţionarea mai îndelungată a particulelor de cărbune în focar (staţionare pe grătar). Se preconizează o creştere a gradului de ardere şi o reducere a concentraţiei de materiale combustibile în zgura evacuată. Se estimează că prin postardere nivelul nearselor în zgură se reduce la cca 15…20%, obţinându-se astfel o creştere de randament cu cca 2,5 puncte procentuale.

Montarea grătarului la baza pâlniei reci reclamă intervenţii asupra pâlniei reci în zona sa inferioră pentru crearea spaţiului necesar amplasării GPA.

2.b.1.1.2.5 Reabilitarea treptei I a preîncălzitorului de aer

Prima treaptă a preîncălzitorului de aer aflată ca ultimă suprafaţă de schimb de căldură înainte de ieşirea gazelor de ardere din cazan, fiind în zonă rece, este supusă unor degradări generate de (a) coroziunea de joasă temperatură şi (b) eroziunea prafului.

Pentru asigurarea unui control adecvat al aerului de ardere şi pentru reducerea pierderilor de căldură cauzate de pătrunderile de aer din fluxul de aer în cel al gazelor de ardere pachetele de ţevi ale acestei trepte PA, inclusiv plăcile tubulare, se înlocuiesc.

Intervenţia nu are în vedere intervenţii de natură conceptuală ci doar reabilitarea acestei trepte PA.

Interventia cu reabilitarea preincalzitorului va reduce infiltratiile de aer care strica randamentul.

Aceasta reabilitare, impreuna cu automatizarea aportului de aer aduc un cistig fata de randamentul de proiect estimat de cca 1,5 %.

167

2.b.1.1.2.6 Creşterea domeniului de reglare a temperaturii aburului

Prin concepţie cazanul nu are prevăzut sistem de reglare a temperaturii aburului, fiind destinat furnizării de abur industrial. În prezent, însă, alimentează cu abur o turbină în contrapresiune concepută pentru a avea la admisie abur la 240°C. Variatiile sarcinii termice ale cazanului aduc modificari in valoarea temperaturii aburului care deranjeaza functionare turbinei.

Retehnologizarea are în vedere introducerea unei noi trepte de supraîncălzire (SII) şi a unui sistem de reglare a temperaturii aburului. Sistemul de reglare a temperaturii se va corela cu parametrii aburului la admisia în turbină. Se va asigura un domeniu larg de sarcini pentru care temperatura aburului se va livra la nivelul 245-250°C.

Prin această retehnologizare se va îmbunătăţi eficienţa cogenerării, prin creşterea gradului de cogenerare, indicator important în poziţia pe piaţa de energie electrică.

2.b.1.1.2.7 Modernizarea preparării şi arderii prafului de cărbune

Sistemul de ardere a prafului de cărbune se va înlocui cu arzătoare tot de tip cu fante dar optimizate pentru funcţionarea cu concentraţii diferite de praf pe fante. Fantele inferioare vor fi alimentare cu amestec primar cu concentraţie de praf mai mare comparativ cu fanta superioară. Aceasta contribuie la diminuarea caracterului oxidant al flăcării de bază ce va duce la o rată de formare a NOx mai scăzută. Realizarea unei distribuţii selective a prafului se va face la nivelul separatorului.

2.b.1.1.2.8 Reabilitarea sistemului de clapete pe circuitul aerului de ardere pentru praful de cărbune

Buna funcţionare a sistemului de clapete pe circuitul aerului pentru arderea prafului de cărbune are importanţă deosebită în managementul aerului de ardere prin implicaţiile ce le are asupra randamentului arderii prafului de cărbune şi producerii NOx.

Înlocuirea celor existente, bazate pe lagăre de alunecare, cu clapete modernizate cu lagăre cu rulmenţi, se consideră ca fiind o modalitate de realizare a obiectivelor proiectului.

Acţionarea clapetelor telecomandate, de închidere sau de reglare, se va face cu servomotoare electrice multitură . Comanda se va face cu semnal tip binar pentru acţionările clapetelor de închidere şi cu semnal analogic pentru acţionările clapetelor de reglare prin intermediul unui panou de comandă.

Acţionările vor fi prevăzute cu indicatoare electronice de poziţie cu semnal de ieşire analogic.

Clapetele acţionate manual vor fi prevăzute cu reductor mecanic ( de exemplu de tip melcat).

In special vor fi montate clapete noi cu actionari la distanta pe cele trei fluxuri de aer , catre cele trei sisteme de ardere (carbune, gaze, gratar)

Vor fi înlocuite şi aparatele directoare ale ventilatorului de aer şi ventilatorului de gaze de ardere, inclusiv acţionarea, demers necesar pentru a face posibilă introducerea reglării automate a sarcinii cazanului.

2.b.1.1.2.9 Monitorizarea emisiilor poluante la coşul de evacuare

Monitorizarea emisiilor poluante la coşul de evacuare este imperativă, ea fiind o cerinţă expresă a legilor de protecţia mediului în vigoare.

168

La coşul de evacuare sunt racordate toate cele 3 cazane de 100 t/h lignit. Ca urmare, achiziţionarea sistemului de monitorizare va fi preluat doar de proiectul ce vizează cazanul nr.1.

Instalatia de monitorizare se va amplasa pe cos astfel incit sa fie satisfacuta conditia de uniformizare a curgerii gazelor de ardere . Este previzibil ca amplasarea necesara va fi la o cota de cca 50 m.

Instalatia de monitorizare va trebui sa efectueze urmatoarele :

Masurare :

-temperatura gazelor de ardere in plaja 0-200 oC

-presiunea statica a gazelor de ardere in plaja – 100 …0 mm C.A.

- continut de SO2 in plaja 0- 50000 mg/Nmc

-continut de NOx in plaja 0- 1000 mg/Nmc

-continut de pulberi in plaja 0- 200 mg/Nmc

-continut de CO in plaja 0- 200 mg/Nmc

-continut de oxigen in plaja 0-21 %

-continut de CO2 in plaja 0-25 %

-umiditate in plaja 0-20 %

-debit de gaze de ardere in plaja 0- 1000000 Nmc/h

-contorizare cantitate componente ( NOx, SO2, pulberi, CO, CO2), exprimate in grame, kilograme, tone.

Semnalizare :

Semnalizarea valorilor domeniu de masura depasit

Corectie :

Corectia standard a concentratiilor de poluanti : gaze uscate, stare normala, concentratie de oxigen impusa ( in acest caz 6 %)

Inregistrare, arhivare, raportare :

Inregistrarea parametrilor la durata de 1 min, in valori instantanee masurate si corectate.

Arhivarea parametrilor pe durata de un an calendaristic

Raportarea parametrilor in formatul cerut : la ora, la zi, la luna, alte formate.

169

2.b.1.1.2.10 Modernizarea sistemului de automatizare

Actuala instalaţie de automatizare este total depăşită din toate punctele de vedere. Obiectivele propuse în acest proiect pot fi atinse dacă va exista un nivel suficient de ridicat de automatizare a proceselor din cazan. O serie de echipamente prevăzute vor fi achiziţionate cu propriul lor sistem de automatizare. Este vorba de: instalaţia de ardere a gazului natural, instalaţia de denoxare necatalitică şi grătarul de postardere.

Impreuna cu introducerea gratarului de postardere, conducerea automata, in special pentru aerul de ardere va conduce la atingerea unui randament de 87 % printr-un spor de 0,5 puncte procentuale.

Se are în vedere introducerea unui sistem de automatizare bazat pe microprocesoare, de generaţie cât mai recentă care să integreze toate funcţiile de comandă, protecţie, monitorizare şi reglare necesare funcţionării optime a cazanului. În acelaşi timp sistemul va integra sistemele de automatizare ale echipamentelor nou achiziţionate.

2.b.1.1.3 Schema tehnologică, desen de integrare în ansamblu

2.b.1.1.3.1 Sistem de porturi pentru injecţie de aer terţiar (OAP)

Pentru a avea o penetraţie bună a jeturilor de aer în fluxul turbionat şi ascendent al gazelor de ardere, ţinând seama şi de vâscozităţile diferite ale celor doi agenţi generate de temperaturile mult diferite (gazele de ardere la cca 1000°C, aerul la cca 250- 300°C , temperatura avind valoarea rezultata in urma restructurarii sistemului de preincalzire) vitezele jeturilor de aer se consideră la nivelul 30 m/s. Pornind de la această valoare, în tabelul 2.b.1.1.1 este prezentată secvenţa de calcul pentru stabilirea numărului de porturi.

Tabelul nr.2.b.1.1.1 Calculul secţiunii şi a numărului de OAP

Cota din aerul de ardere prin OAP % 15

Debitul de aer prin OAP Nm3/h 16.573

Temperatura aerului °C 300 *

Debitul volumic de aer m3/h 34.786

Viteza aerului prin OAP m/s 30,4

Secţiunea totală OAP m2 0,318

Număr OAP 8

Secţiunea unui OAP m2 0,0397

Diametrul deschiderii unui OAP 0,225

* valoarea se va adapta prin calculul de proiectare

170

Se vor realiza 8 porturi amplasate 4 pe peretele front şi câte două pe pereţii lateral-spate. Structura constructivă a cazanului nu permite amplasarea de porturi pe peretele spate.

Alimentarea cu aer cald a porturilor se va face din canalele descendente de aer secundar. Porturile de pe peretele faţă se vor racorda la canalul din front, cele laterale la canalele de aer cald de pe laturi. Fiecare port de aer suplimentar va fi prevăzut cu clapetă acţionată manual ce va fi reglată la punerea în funcţiune. Aceste clapete nu vor fi manevrate în exploatare.

Schema de preluare a aerului suplimentar pentru alimentarea acestor porturi este prezentată în figura 2.b.1.1.8.

2.b.1.1.3.2 Instalaţia de denoxare necatalitică (SNCR)

Schema de flux şi componenţa sistemului SNCR pentru cazanul de 100 t/h nr.1 din CET Timişoara Sud sunt cuprinse în desenele 2.b.1.1.9 şi 2.b.1.1.10.

Prin caietul de sarcini se va solicita ca sistemul SNCR să fie furnizat la cheie inclusiv asigurarea, dacă este cazul, de materiale consumabile specifice (aditivi).

Parametrii de funcţionare

Sistemul SNCR este conceput pentru a asigura reducerea NOx la funcţionarea cazanului cu lignit. La funcţionarea cu gaze naturale sistemul de ardere va asigura nivelul NOx impus, de 200 mg/Nmc (3% O2 în gazele de ardere uscate).

Pentru funcţionarea cu lignit domeniul de sarcină a cazanului este 100%...50%.

Parametrii interesând funcţionarea instalaţiei NOx sunt :

Sarcina cazanului % 100 50

Debitul de cărbune t/h 35 18,5

Debitul de gaze de ardere uscate Nmc/h 104.100 55.024

Funcţionarea SNCR presupune existenţa măsurii concentraţiei NOx la ieşirea gazelor de ardere din cazan.

Componenţa sistemului SNCR

Sistemul SNCR constă din:

- sistemul de descărcare şi stocare pentru agentul de reducere;

- sistemul de dozare, amestec şi distribuţie;

- sistemul de injecţie (pulverizare);

- sistemul de automatizare, inclusiv reglare; Amplasamentul sistemului de stocare este independent de restul instalaţiei. Se va alege un amplasament în exteriorul sălii cazanelor dar în proximitatea acesteia. Dulapurile sistemului de dozare, amestecare şi distribuţie se vor amplasa în imediata vecinătate a porturilor de injecţie. Lăncile de injecţie sunt aşezate pe pereţii focarului, în zona temperaturilor optime ale gazelor de ardere. Sistemul de reglare este plasat parţial în apropierea sistemului de măsurare şi de dozare şi parţial în camera de comandă.

171

Sistemul de stocare Sistemul de stocare a agentului de reducere a NOx este alcătuit din următoarele (figura 2.b.1.1.9):

1.Staţie de descărcare a soluţiei apoase de uree din autocisterne formată din:

- furtun flexibil de racord a cisternei la sistemul de descărcare;

- ventil de izolare cu acţionare manuală;

- ventil de închidere rapidă. 2. Rezervor pentru agentul de denoxare (uree) de 50m3 cu pereţi dubli şi izolat termic, realizat din material rezistent la coroziune (FRP) este echipat cu:

- conductă de alimentare cu retur prevăzută cu ventil de reglare a presiunii şi indicatoare de presiune şi robinete de închidere manuale; conducta se racordează la colectorul pompelor de circulaţie;

- 2x100% pompe de circulaţie submersate din material rezistent la coroziune (oţel inoxidabil) de cca 2 t/h şi Δp de cca 10 bar; pe refularea pompelor sunt prevăzute câte un ventil de izolare şi o clapetă de reţinere ;

- accesorii: indicator de nivel, limitator de nivel superior (protecţie la supraîncărcare), indicator de scăpări în spaţiul dintre cei doi pereţi protectori.

3. Un sistem de dozare a unui aditiv constând din:

- un rezervor de cca 1 m3;

- 2 pompe de dozare cu membrane;

- un circuit de recirculare a aditivului prevăzut cu ventil de închidere manual;

- 2 conducte de aspiraţie

- un dispozitiv de injecţie a aditivului în fluxul de uree apoasă prevăzut cu clapetă de reţinere

- 2 robinete de aerisire ;

- un capac de presurizare.

Modulul de măsură şi amestecare Sistemul stabileşte necesarul de agent de denoxare în concordanţă cu sarcina cazanului şi cu nivelul de NOx la evacuare măsurat şi asigură diluţia corespunzătoare a agentului în apă.

Este format din (figura 2.b.1.1.10):

1 dulap conţinând în principal:

- 3 ventile manuale de izolare, câte unul pentru agentul de denoxare, apă şi aer comprimat;

- 3 filtre fine, câte unul pentru cei trei agenţi menţionaţi mai sus;

- câte o măsură de debit cu indicaţie locală şi transmitere la distanţă pentru agentul de denoxare, apa de diluţie şi aerul de pulverizare;

- câte un bloc ventil de reglare pentru agentul de denoxare, apa de diluţie şi aerul de pulverizare;

- 8 debitmetre locale pentru agentul de denoxare diluat;

- 8 ventile de reglare manuale pentru agentul de denoxare diluat;

- 8 ventile de reglare manuale pentru aerul de pulverizare;

- 8 manometre locale pentru aerul de pulverizare;

172

- 8 ventile cu 3 căi pentru comutarea între etajele de injecţie.

Sistemul de injecţie Sistemul de injecţie are la bază 16 lănci de pulverizare distribuite pe două etaje, câte 8 pe etaj. Este format din:

- 2x8 lănci de injecţie pentru pulverizarea agentului de reducere în fluxul gazelor de ardere, prevăzute cu teci de protecţie şi cofecţionate din oţel inoxidabil rezistent la temperatură;

- 2x8 conexiuni flexibile din oţel inoxidabil pentru racordul lăncilor la conductele de agent

- 2x8 furtun pentru racordul lăncilor la conductele de aer de pulverizare.

Dulapul de reglare pentru modulul de măsurare şi de amestec Conţine:

- sursă de curent alternatic trifazic (400V, 50Hz);

- 1 PLC

- 1 panou de operare

- 1 cutie de conexiuni pentru intrări/ieşiei analogice şi digitale

- Software

- Interfaţă PROFIBUS pentru intercomunicaţie cu camera de comandă. Debitul de agent de reducere se stabileşte pe baza unor informaţii provenite de la cazanul de abur. este vorba de: (a) sarcina cazanului de abur (debit de abur sau putere termică) şi (b) concentraţia de NOx în gazele de ardere la evacuare din cazan. Funcţionarea sistemului SNCR impune, obligatoriu, existenţa analizei de gaze de ardere la evacuare din cazan. Echipamentele şi aparatura necesară este inclusă în furnitura instalaţiei de automatizare a cazanului.

Agenţi materiali utilizaţi

Agenţii materiali utilizaţi sunt:

1. Soluţie apoasă de uree ca agent reducător NOx având următoarele caracteristici:

- conţinut de uree 40% masic

- temperatura minimă de stocare 5°C

- conţinutul de biuret max 0,5% masic

- amoniac liber max. 0,2% masic

- carbonat de amoniu max. 0,4% masic

- indice pH 9,5

2. Aditiv

- scopul: îmbunătăţirea reactivităţii soluţiei de uree şi asigurarea protecţiei componentelor instalaţiei

- densitate 1,1 kg/l

173

- temperatura minimă de stocare 5°C

3. Apă de diluţie

- utilizare: diluarea agentului de reducere NOx

- calitate apa potabilă sau tratată

- presiune min. 6 bar la intrarea în sistemul de amestec

- duritate max. 15°H

- temperatura 15...30°C

4. Aer comprimat

4.1 aer comprimat pentru comandă pneumatică

- presiunea min. 5bar la componentele comandate

- temperatura 10...50°C

- punctul de rouă -10°C 4.2 aer comprimat pentru pulverizarea agentului de reducere

- presiunea: min.6bar la intrare în dulapul de măsură şi amestec

- temperatura: 10...50°C

- punctul de rouă: maxim corespunzător saturaţiei la presiunea şi temperatura indicată

5. Energie electrică: 400V trifazic, 50Hz

Consumuri

Consumurile menţionate mai jos sunt corespunzătoare parametrilor menţionaţi la începutul paragrafului şi se referă la tehnologia, schema de flux şi echipamentele descrise mai sus (tabelul 2.b.1.1.2).

Tabelul 2.b.1.1.2. Consumuri materiale şi energetice pentru SNCR

Debitul de gaze de ardere uscate max min Soluţie apoasă de uree kg/h 100 53 Aditiv kg/h 5 2,65 Apă de diluţie kg/h 1000 750 Aer comprimat kg/h 240 240 Putere electrică funcţionare instalaţie kW 3,0 Putere electrică pentru încălzirea rezervorului de stocare soluţia apoasă de uree

kW 6,0

174

Estimaţie preţuri pentru agenţi de consum

Soluţie apoasă de uree euro/kg 0,3

Aditiv euro/kg 9,85

Aerul comprimat pentru pulverizarea agentului de denoxare şi, separat, pentru comandă se va produce în CET prin instalarea a două staţii de producere.

2.b.1.1.3.3 Instalaţia de ardere a gazului natural cu arzătoare cu NOx redus

Pentru dimensionarea instalaţiei de alimentare şi de ardere datele de fundamentare sunt cele prezentate în tabelul 2.b.1.1.3.

Tabelul 2.b.1.1.3. Date de calcul pentru instalaţia de alimentare şi de ardere a gazului natural

Densitatea gazului combustibil kg/Nmc 0,72

Puterea calorifica a gazului comb Kcal/Nmc 8500,00

MJ/Nmc 35,59

MJ/kg 49,63

Debitul total de abur t/h 100 kg/s 27,78 Temperatura aburului la iesire grdC 250 Temperatura apei la intrare grdC 104 Puterea termica utila (se neglijeaza purja) MW 69,41 Randamentul termic brut % 91,00 Puterea consumată MW 76,28 Consumul de combustibil necesar la sarcina 100% Nmc/s 2,14 Nmc/h 7716,07 Debitul de combustibil printr-un arzator Nmc/h 800,00 Nmc/s 0,22 Puterea termica a unui arzator MW 7,91 Puterea termica totala asigurata MW 63,26 Sarcina termica procentuala asigurata la functionare pe gaz % 82,93 Debitul de gaz la sarcina maxima functionind exclusiv cu gaz Nmc/h 6400

Schema de alimentare cu gaz natural ce va fi adoptată are în vedere crearea a două grupe, conform amplasarii actuale pe cazan.

Înlocuirea şi modernizarea instalaţiei de ardere constă din:

- înlocuirea celor 8 arzătoare existente cu 8 arzătoare low NOx, având puterile unitare identice cu cele ale arzătoarelor existente, 4 pentru susţinere şi 4 pentru sarcină; la funcţionarea tuturor arzătoarelor la sarcină nominală, puterea termică realizată de cazan va fi de cca 70% din puterea nominală; vor fi prevăzute cu supraveghere a flăcării în spectrul UV; vor avea aprinzătoare cu gaz natural prevăzute cu detector de flacără (tijă de ionizare);

175

- înlocuirea şi modernizarea circuitului de alimentare cu gaz natural; înlocuirea tuturor elementelor de siguranţă din acest circuit cu elemente cu fiabilitate ridicată şi caracteristici de funcţionare superioare; conformare EN 12952-8:2003 si ISCIR PT C11-2003; sistemul de reglare va fi conceput pentru reglarea separată pe cele două grupe de arzătoare;

- prevederea unor circuite de aer instrumental în concordanţă cu sistemul de comandă şi protecţie ales;

- realizarea unui circuit de aer de aprindere şi de răcire dimensionat conform cerinţelor arzătoarelor noi; alimentarea cu aer va fi asigurată de o baterie de 2 ventilatoare insonorizate dimensionate 2x100% (unul în funcţiune şi unul în rezervă);

- armăturile de închidere rapidă pe circuitul de gaz natural (de sarcină şi susţinere) vor fi cu acţionare pneumatică; circuitul de gaz de aprindere va fi prevăzut cu armături electromagnetice;

Realizarea celor două grupe se face prin divizarea fluxului de gaz după VIR principal. Fluxul gazului de aprindere se generează tot după VIR principal.

Alimentarea cu gaz combustibil este conformă schemei din figura 2.b.1.1.11.

Alimentarea cu gaz a tuturor celor 3 cazane de 100 t/h se face printr-o conductă unică prevăzută, în exteriorul sălii cazanelor, cu ventile de închidere, una manuală şi una telecomandată. Din conducta principală a cazanului, după VIR principal, sunt realizate ramurile fluxurilor de gaz pentru aprindere şi pentru cele două grupe de arzătoare.

Pe conducta principală de alimentare cu gaz natural a cazanului este prevăzut un ventil de închidere rapidă cu acţionare pneumatică. Două ventile de reglare pneumatice asigură reglajul debitului de gaz pe cele două grupe de arzătoare.

Sunt prevăzute ventile de aerisire acţionate pneumatic pe conducta principală şi la capetele conductelor de alimentare a grupelor de arzătoare. La capătul conductei de gaz de aprindere va fi prevăzut un ventil de aerisire acţionat electromagnetic.

Ansamblul de echipamente componente ale instalaţiei de alimentare cu gaz natural este prezentată în tabelul 2.b.1.1.4.

Tabelul nr.2.b.1.1.4. Cazan de 100 t/h nr.1. Instalaţia de alimentare cu combustibili. Componenţa

Buc Caracteristici

Alimentare cu gaz natural - general

1 Clapetă de închidere cu acţionare manuală

(unică pentru 3 cazane)

1 DN500 PN10, amplasată în exteriorul sălii

2 Clapetă de închidere cu acţionare electrică

(unică pentru 3 cazane)

1 DN500 PN10, amplasată în exteriorul sălii

3 Filtru prevăzut cu ventil de aerisire 1 DN300 PN10

176

4 Clapetă de izolare cu acţionare manuală 2 DN300 PN10

5 Regulator de presiune acţionat pneumatic prevăzut cu ventil de aerisire

1 DN300 PN10

6 Clapetă de închidere rapidă acţionată pneumatic

1 DN300 PN10

echipată cu ventil electromagnetic de by- pass

1 DN25 PN10

7 Ventil de aerisire acţionat pneumatic 1 DN25 PN10

8 Manometru cu robinet 4

9 Traductor de presiune 4

10 Manometru de presiune diferenţială 1

11 Termorezistenţă 2

Alimentare cu gaz natural – grupa 1

1 Clapetă manuală de închidere 1 DN200 PN10

2 Clapetă de reglare acţionată pneumatic 1 DN200 PN10

3 Diafragmă de măsură debit gaz natural 1 DN200 PN10

4 Ventil de aerisire acţionat pneumatic 1 DN25 PN10

5 Manometru cu robinet 1

Alimentare cu gaz natural – grupa 2

1 Clapetă manuală de închidere 1 DN200 PN10

2 Clapetă de reglare acţionată pneumatic 1 DN200 PN10

3 Diafragmă de măsură debit gaz natural 1 DN200 PN10

4 Ventil de aerisire acţionat pneumatic 1 DN25 PN10

5 Manometru cu robinet 1

Alimentare cu gaz natural - aprindere

1 Clapetă de închidere cu acţionare manuală 1 DN25 PN4

2 Filtru 1 DN25 PN4

177

3 Regulator de presiune echipat cu ventil de aerisire

1 DN25 PN4

4 Ventil de aerisire acţional electromagnetic 2 DN25 PN4

5 Traductor de presiune 1

6 Manometru cu robinet de închidere 1

Echipamentele de mai sus vor fi livrate preasamblat pe 3 cadre distincte formând staţia de alimentare generală, staţia de alimentare grupa arzătoare de sarcină şi staţia alimentare grupa arzătoare de susţinere.

Sistemul de arzătoare este format din 4 arzătoare grupa 1 şi 4 arzătoare grupa 2, care sunt amplasate pe pereţii laterali şi peretele spate.

Se vor utiliza arzătoare de gaz natural cu eficienţă ridicată de ardere (exces de aer redus pe domeniu de sarcină cât mai larg) şi emisii reduse de NOx (low NOx burners). Vor fi admise doar arzătoare cu mai multe fluxuri de aer (de regulă 3) controlate pentru a se asigura arderea în trepte şi a se evita vîrfuri de temperatură responsabile pentru formarea NOx termic. Se va evita recircularea de gaze de ardere.

Alimentarea cu gaz natural (sarcină şi aprindere) şi aer (de ardere, aprindere şi de răcire) a arzătoarelor este prezentată în figura 2.b.1.1.12.

Echipamentele componente ale instalaţiei de alimentare cu gaz natural şi aer a arzătoarelor sunt prezentate în tabelul 2.b.1.1.5, rspectiv 2.b.1.1.6.

Tabelul nr.2.b.1.1.5. Cazan de 100 t/h nr.1. Instalaţia de alimentare cu combustibili a arzătoarelor. Componenţa

Buc Caracteristici

Gaz natural – grupa 1

1 Clapetă de închidere cu acţionare manuală 1x4 DN100 PN16

2 Filtru 1x4 DN100 PN16

3 Grup de închidere rapidă constând din:

- ventil de închidere rapidă acţionat pneumatic printr-un ventil electromagnetic cu trei căi

2x4 DN100 PN16

- ventil intermediar de aerisire pentru testul 1x4 DN15 PN16

178

de etanşeitate

4 Ventil de aerisire 1x4 DN15 PN16

5 Compensator flexibil gaz 1x4 DN100 PN16

6 Manometru cu robinet 1x4

7 Presostat presiune maximă 1x4

Gaz natural – grupa 2

1 Clapetă de închidere cu acţionare manuală 1x4 DN100 PN16

2 Filtru 1x4 DN100 PN16

3 Grup de închidere rapidă constând din:

- ventil de închidere rapidă acţionat pneumatic printr-un ventil electromagnetic cu trei căi

2x4 DN100 PN16

- ventil intermediar de aerisire pentru testul de etanşeitate

1x4 DN15 PN16

4 Ventil de aerisire 1x4 DN15 PN16

5 Compensator flexibil gaz 1x4 DN100 PN16

6 Manometru cu robinet 1x4

7 Presostat presiune maximă 1x4

Gaz natural – arzătoare de aprindere

1 Robinet de închidere 1x8 G½” PN4

2 Ventil electromagnetic 2x8 G½” PN4

3 Furtun de gaz L=1000 1x8 G½” PN4

4 Manometru cu robinet 1

Toate elementele aferente unui arzător împreună cu furnitura aferentă arzătorului de aprindere vor fi preasamblate pe câte un cadru care va fi amplasat în proximitatea respectivului arzător formând staţia de gaz a arzătorului.

179

Tabelul nr.2.b.1.1.6. Cazan de 100 t/h nr.1. Instalaţia de alimentare cu aer de răcire şi de aprindere a arzătoarelor. Componenţa

Buc Caracteristici

Aer de aprindere şi de răcire

1 Ventilator de aer de răcire şi de aprindere, echipat cu motor trifazic, compensator şi atenuator de zgomot

1+1 800 m3N/h, 100 mbar(g), <78 dB (A), motor trifazic 5,5kW, 0,4kV,

50Hz, IP55

2 Robinet de izolare 3 G½”

3 Furtun L=1000 mm 3 G½”

4 Ventil de reglare manual 1 G½”

Sistemul de alimentare şi de ardere va fi prevăzut cu un BMS constând din:

- 1 dulap de reglare echipat cu un PLC fail safe care preia toate funcţiile de siguranţă ale arzătoarelor, reglajul raportului aer / combustibil şi secvenţele de pornire – oprire ale tuturor arzătoarelor;

- 8 panouri locale care conţin dispozitivele de pornire – oprire ale arzătoarelor. Funcţiile de bază ale BMS sunt: protecţie, monitorizare, permisii, comenzi, reglare. Este în comunicaţie cu unitatea centrală şi integrat funcţiilor generale ale cazanului de protecţie, permisie şi reglare.

Include bucla de reglare aer – combustibil şi este integrat buclei de reglare a sarcinii cazanului.

Sistemul de alimentare cu gaz combustibil şi de ardere, sistemul de alimentare cu aer de ardere şi aer de răcire şi de aprindere precum şi BMS vor fi furnizate de un unic furnizor.

2.b.1.1.3.4 Creşterea eficienţei termice a cazanului. Introducerea unui grătar postardere

Datele preliminare care stau la baza dimensionării grătarului postardere sunt prezentate în tabelul nr.2.b.1.1.7. Calculul este efectuat considerând funcţionarea cazanului exclusiv cu lignit la sarcina 100%.

Tabelul nr.2.b.1.1.7. Date preliminare de calcul pentru grătarul de postardere

Puterea calorifica a lignitului kcal/kg 1600

MJ/kg 6,70

Debitul total de abur t/h 100

kg/s 27,78

Temperatura aburului la iesire grdC 250

Temperatura apei la intrare grdC 104

Puterea termica utila (se neglijeaza purja) MW 69,41

Randamentul termic brut % 86,00

180

Puterea consumată MW 82,63

Consumul de combustibil necesar la sarcina 100% kg/s 12,34

kg/h 44.408

Debitul de carbune asigurat de o moara (funct cu 3 mori fara gaz) kg/h 14.802 Gradul de separare a focarului % 10 Continutul de cenusă în lignit % 27,5 Cantitatea de materiale minerale (cenuşă) kg/h 1.221 Nearse în zgură % 35 Materialele solide preluate de grătarul postardere kg/h 1.879

Pierderea prin materialele combustibile în zgură % 5,15 Reducerea pierderilor mecanice prin utilizarea GPA % 2,57 Randamentul estimat prin utilizarea GPA % 86,7

Pe baza estimărilor de mai sus, prin montarea GPA randamentul cazanului creşte cu 2,6 puncte procentuale.

Se optează pentru un grătar postardere (GPA) de tipul basculant. Avantajele acestuia, comparativ cu un grătar postardere rulant, sunt:

- simplitate constructivă;

- dimensiuni de gabarit mai reduse;

- cost mai redus;

- eficienţă de ardere comparativă, posibil chiar mai ridicată. Partea propriu-zisă a GPA este formată din grătarul constituit din bare fixate pe cilindri aşezaţi transversal pe axa mare a secţiunii de evacuare a zgurii. Numărul de cilindri, dimensiunile şi numărul barelor sunt astfel alese încât, în poziţie orizontală, să acopere complet secţiunea de evacuare. Între bare există interstiţii (fante foarte înguste) prin care este insuflat aerul de ardere. Pe suprafaţa astfel formată cade zgura caldă care, în prezenţa jeturilor de aer verticale generate de interstiţiile dintre bare, continuă să ardă. Periodic, cilindrii împreună cu barele sunt rotiţi cu 90°, descărcându-se masa solidă de pe acestea în cuva de sub acestea de unde este preluată de transportorul de zgură şi evacuată.

Piesele supuse direct căldurii degajate prin ardere pe grătar şi radiaţiei din focar sunt confecţionate din sicromal. Cilindrii şi ţevile de protecţie ale grătarului sunt răcite cu apă. Este prevăzut şi un sistem de stropire cu apă în caz de avarie a grătarului (blocare) pentru a nu obliga la oprirea cazanului.

Acţionarea cilindrilor se face pneumatic pentru care este prevăzută o staţie de aer comprimat (2 compresoare dimensionate 100%+100% şi un rezervor 500mc).

Suprafaţa activă a GPA este 6500x1000. Se utilizează bare cu lungimea 400mm şi interstiţii între bare de 3mm. Pentru acoperirea planului GPA se folosesc 16 cilindri. Pe fiecare cilindru se vor fixa 21 bare.

Actualul sistem de aer terţiar se va adapta pentru GPA asigurând aerul de ardere necesar. Adaptarea constă în racordul canalelor existente la cuva GPA (se va păstra numărul de canale).

181

GPA va fi echipat cu o instalaţie de automatizare prin care vor fi manageriate pornirile şi opririle, permisiile, protecţiile şi vor fi asigurate reglajele necesare precum durata-închis şi durata-deschis, debitul de apă de răcire etc. De asemenea acesta va gestiona situaţiile de risc şi avariile.

Zona inferioară a focarului, pâlnia rece, a fost concepută pentru evacuarea zgurii prin intermediul unui transportor (kratzer) amplasat sub aceasta. Colectoarele inferioare ale vaporizatorului sunt plasate în imediata apropiere a kratzerului la cotele 2.300mm (colectoarele laterale) şi 2.600mm (colectoarele faţă - spate). Distanţa dintre colectoarele laterale este de 1319 mm. Distanţa dintre colectoarele faţă – spate 6320 mm.

Cota superioară a transportorului este 1610mm. Deasupra acestuia este realizată cutia de aer terţiar (figura 2.b.1.1.13).

Distanţa mică dintre cota colectoarelor inferioare ale vaporizatorului (2300 mm) şi suprafaţa superioară a transportorului (1610 mm) nu permite instalarea grătarului de postardere în spaţiul disponibil, indiferent de tipul de grătar.

Crearea spaţiului necesar instalării grătarului de postardere se face prin modificarea zonei inferioare a pâlniei reci, după cum urmează:

- se demontează cutia de aer terţiar, racordurile la aerul terţiar;

- se dezizolează pâlnia rece şi se demontează zidăria grea până la cota +4.600mm;

- se demontează colectoarele inferioare faţă-spate şi laterale, ţevile de legătură cu conductele coborîtoare şi ţevile ecran până la cota +4.600;

- colectoarele faţă-spate (echipament nou) se repoziţionează la cota 3600 pe aceeaşi axă verticală;

- colectoarele laterale se repoziţionează la cota +3.300 dar pe verticala care permite racordul ţevilor ecran (deplasare laterală cu 1.130mm);

- ţevile de legătură ale colectoarelor la conductele coborîtoare se reproiectează ţinând seama de noile poziţii ale colectoarelor;

- ţevile de racord ale colectoarelor la ţevile ecran (echipament nou) se reproiectează ţinând seama de noile poziţii ale colectoarelor.

Prin aceste modificări, secţiunea cea mai îngustată a pâlniei reci se măreşte de la 800mm la 2260mm. Adaptarea la cerinţele grătarului (1000mm), îngustarea acestei secţiuni, se face prin încărcare cu beton refractar.

Instalaţia de automatizare îndeplineşte următoarele funcţii:

- comandă: (a) pornire/oprire, (b) închis/deschis;

- reglaj: (a) ciclul închis – deschis şi duratele pe fiecare fază, (b) debitul de apă de răcire;

- protecţie prin comanda instalaţiei de stropire de avarie. Grătarul de postardere, incluzându-se instalaţia de aer comprimat şi instalaţia de automatizare se tratează ca furnitură unică.

2.b.1.1.3.5 Reabilitarea treptei I a preîncălzitorului de aer

Conform desenului 2.b.1.1.7, preîncălzitorul de aer orizontal este format din 2 trepte înseriate pe drumul gazelor de ardere (sunt ultimele schimbătoare de căldură înainte de evacuarea gazelor de ardere) dar prin care circulaţia aerului se face în paralel. Fiecare treaptă este formată din două

182

pachete de ţevi identice (stânga-dreapta). Ţevile, Ø51x2, L=6366mm din OL32, sunt fixate în plăci tubulare confecţionate din oţel K41-2b (a se vedea desenele 2.b.1.1.15 şi 2.b.1.1.16).

Prin reabilitare se înlocuiesc 2x2 pachete de ţevi, inclusiv racordurile la canalele de aer.

2.b.1.1.3.6 Creşterea domeniului de reglare a temperaturii aburului

Schema de retehnologizare, constând în introducerea unui supraîncălzitor de abur suplimentar şi a unui sistem de reglare a temperaturii, este prezentată în figura 2.b.1.1.17.

Supraîncălzitorul II se va realiza ca pachet de serpentine de ţevi identic cu supraîncălzitorul I. Se va amplasa în spaţiul ce se va disponibiliza prin dezafectarea preîncălzitorului de aer vertical II (figura 2.b.1.1.18).

Reglarea temperaturii aburului se face cu injecţie de apă de alimentare preluată din amonte de nodul de alimentare. Reglajul temperaturii aburului se va face automat prin unitatea centrală, care va prelua majoritatea funcţiilor de reglare, protecţie, permisii ale cazanului. Este prevăzută modernizarea întregii instalaţii de automatizare.

Bucla de reglare a temperaturii aburului se bazează pe un transmiter de temperatură plasat pe conducta de abur, controler (funcţie preluată de PLC din unitatea centrală) şi ventilul de reglare a debitului de apă de injecţie comandat de controler.

Odată cu dezafectarea preîncălzitorului de aer vertical II trebuie realizat racordul de aer între ieşirea din PA vertical I şi canalul principal de aer. Secţiunea de ieşire este plasată pe peretele opus secţiunii de ieşire din PA vertical II. Racordul se va face pe un traseu nou şi necesită refacerea admisiei în canalul principal de aer cald.

2.b.1.1.3.7 Modernizarea şi reabilitarea sistemului de ardere a prafului de cărbune

Arzătoarele de praf de cărbune se vor moderniza prin înlocuirea acestora cu arzătoare de acelaşi tip dar optimizate funcţionării cu concentraţii diferite de praf pe fantele acestuia. Structura arzătorului este prezentată în figura 2.b.1.1.19.

Odată cu acestea sunt reabilitate şi conductele de praf de cărbune. Elementele supuse uzurii rapide de la mori - ciocanele, berele şi paletele rotorice – vor fi confecţionate din materiale rezistente la uzură (fontă cu grafit nodular pentru ciocane, oţel sudabil cu granulaţie fină pentru bare şi palete rotorice).

2.b.1.1.3.8 Înlocuirea sistemului de automatizare a cazanului

Toate funcţiile actuale de protecţie, monitorizare şi comandă ale cazanului vor fi preluate de o unitate centrală bazată pe un microprocesor de generaţie cât mai recentă.

Sistemul va gestiona buclele de reglare de bază ale cazanului. Buna funcţionare a acestora a impus înlocuirea tuturor organelor de execuţie (a se vedea lista de echipamente cu privire a clapete şi ventile).

Toată instrumentaţia primară, inclusiv transmiterele de semnale (digitale sau analogice) se prevăd a fi înlocuite. În plus, se va introduce un analizor de gaze (O2, CO, SO2, NOx), semnalele acestuia fiind utilizate, în principal, în bucla de reglare aer/combustibil şi în sistemul SNCR pentru optimizarea gradului de denoxare.

183

Buclele automate sunt, după cum urmează:

a) temperatura aburului, asigurată de transmiterul de temperatură de pe conducta de abur, PLC central şi acţionarea ventilului de apă de injecţie;

b) nivelul în tambur este asigurat de traductorul de nivel apă tambur, PLC central şi acţionarea ventilului de reglare a debitului de apă de alimentare din nodul de alimentare;

c) tirajul cazanului este reglat prin traductorul de presiune statică fine focar, PLC central şi acţionarea aparatului director al ventilatorului de gaze de ardere;

d) temperatura la separator este reglată de transmiterul de temperatură amestec primar la separator, PLC central şi acţionarea clapetei de aer cald primar sau acţionarea clapetei de aer rece. Există câte o buclă de reglare pentru fiecare moară;

e) sarcina termică a cazanului este reglată de traductorul de presiune de pe bara de abur viu, PLC central, acţionarea variatoarelor de turaţie ale benzilor alimentatoare de cărbune, acţionarea aparatului director al ventilatorului de aer. Prin feed-back, la reglarea sarcinii cazanului vor participa toate celelalte bucle de reglare. După caz, poate fi implicat şi BMS al sistemului de ardere a gazului metan, situaţie în care comanda se va transmite şi la ventilele de reglare ale grupelor de arzătoare;

f) Concentraţia de NOx în gazele de ardere este reglată de semnalul analogic NOx de la analizorul de gaze, semnalul de sarcină a cazanului, PLC al SNCR, modulul de măsură şi amestec al sistemului SNCR.

184

185

186

186

187

188

189

190

191

192

Fig.2.b.1.1.17 Schema de flux privind integrarea supraîncălzitorului suplimentar şi a regulatorului de temperatură

193

Fig.2.b.1.1.18 Zona supraîncălzitor a cazanului

194

Fig.2.b.1.1.19 Structura arzătorului cu fante

195

2.b.1.1.4 Lista de echipamente. Estimaţie preţuri

Lista de echipamente şi evaluarea preţului acestora este prezentat în tabelul nr.2.b.1.1.8.

Echipamentele de bază se grupează după cum urmează:

- echipamentele aferente instalaţiei de ardere a gazului natural;

- echipamentele aferente instalaţiei de denoxare necatalitică (SNCR);

- echipamentele aferente grătarului de postardere;

- echipamentele aferente preîncălzitorului de aer orizontal;

- echipamentele aferente supraîncălzitorului de abur II şi regulatorului de temperatură;

- echipamentele aferente instalaţiei de ardere a prafului de cărbune;

- echipamentele aferente sistemului de automatizare;

- echipamentul de monitorizare emisii poluante la coşul de evacuare. Integrarea acestora în instalaţia de cazan impune realizarea unor lucrări la cazan şi achiziţionarea unor echipamente aferente acestora. Acestea se grupează după cum urmează:

- modificări la cazan pentru introducerea porturilor suplimentare de aer şi alimentarea cu aer a acestora;

- modificări la cazan pentru introducerea injectoarelor pentru pulverizarea agentului de reducere NOx (componente ale instalaţiei SNCR);

- modificări la cazan pentru introducerea arzătoarelor de gaz natural cu NOx redus;

- modificări la cazan pentru introducerea grătarului de postardere ce constau în modificarea pâlniei reci; sunt necesare colectoare inferioare ale sistemului vaporizator, ţevi de racord ale acestora la conductele de coborîre, racorduri ale ecranelor la colectoarele inferioare;

- modificări la cazan pentru introducerea supraîncălzitorului de abur suplimentar şi a sistemului de reglare a temperaturii aburului.

Toate echipamentele legate de modificările la cazan, aşa cum apar în lista de echipamente, vor fi comandate şi realizate pe baza unor documentaţii de execuţie elaborate în cadrul acestui proiect.

Lista de echipamente şi de utilaje, inclusiv evaluarea acestora, este prezentată în tabelul 2.b.1.1.8.

Tabel nr. 2.b.1.1.8