Post on 14-Sep-2019
transcript
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 1 din 41
Anexa 1 la Hotărârea Consiliului Local nr.137/2012
SintezaStudiului de fezabilitate actualizat pentru proiectul
REABILITAREA SISTEMULUI DE TERMOFICARE URBANA LANIVELUL MUNICIPIULUI ORADEA PENTRU PERIOADA 2013 – 2028IN SCOPUL CONFORMARII LA LEGISLATIA DE MEDIU SI CRESTERII
EFICIENTEI ENERGETICE
ABREVIERI
AIM - Autorizatia Integrată de Mediu
AM - Autoritatea de Management
ALPM - Agentia Locală pentru Protectia Mediului
ANAR - Administratia Natională Apele Române
ANPM - Agentia Natională pentru Protectia Mediului
ANRE - Autoritatea Natională de Reglementare în domeniul Energiei
ARPM - Agentia Regională pentru Protectia Mediului
BB - Boiler de bază
BREF-BAT - Documentul de Referintă asupra celor mai Bune Tehnici Disponibile
BV - Boiler de vârf
C - Cazan de abur
CA - Cazan de abur
CAF - Cazan de apă fierbinte
CC - Ciclu combinat
CE - Comisia Europeană
CET - Centrala electrică de termoficare
CIA - Costul Incremental Actualizat
CDS - Centrală de detectie şi semnalizare incendiu
C+M - Constructii-montaj
COV - Compuşi Organici Volatili
CR - Cazan recuperator de căldură
CSC - Cadrul de Sprijin Comunitar
CSNR - Cadrul Strategic National de Referintă 2007-2013
CUA - Costul Unitar Actualizat
CO2 - dioxid de carbon
DCS - Sistem de control distribuit
DGMIS - Directia Generală pentru Managementul Instrumentelor Structurale
ECO - Economizor
ETS - Emission Trading Scheme (Schema de comercializare a emisiilor de gaze cu
efect de seră)
FC - Fondul de Coeziune
FEDR - Fondul European de Dezvoltare Regională
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 2 din 41
FFI - Fluxul Financiar Incremental al investitiei
FS - Fonduri structurale
FSE - Fondul Social European
FSC - Fonduri Structurale şi de Coeziune
FVC - Fluxul de venituri şi cheltuieli
Gcal - Unitate de măsură a energiei tehnice; 1 Gcal = 1,163 MWt
GES - Gaze cu efect de seră
GN - Gaze naturale
GNM - Garda Natională de Mediu
HAP - Hidrocarburi aromatice policiclice
IDG - Instalatie desulfurare gaze de ardere
ITG - Instalatie cu turbină cu gaze
Ha - hectar
HCL(M) - Hotărârea Consiliului Local (al municipiului)
HG - Hotărârea Guvernului
IED - Directiva Emisii Industriale (Industrial Emissions Directive = IPPC recast))
IMA - Instalatie Mare de Ardere. O instalatie de ardere este denumită „IMA” în cazul
în care puterea termică nominală (consumul de combustibil nominal) este mai mare sau egal cu 50
MWt
IP - Înaltă presiune
IPPC - Prevenirea şi controlul integrat al poluării
IPPC recast - Noua Directivă IMA – reformulare, în discutie, la intrarea căreia în vigoare o
instalatie va fi considerată IMA dacă Pt este mai mare sau egală cu 20 MWt
ITG - Instalatie cu turbină cu gaze
ISO - International Organization for Standardization (Organizatia Internatională de
Standardizare)
MMP - Ministerul Mediului şi Pădurilor (fostul MM = Ministerul Mediului) MMGA -
Ministerul Mediului şi Gospodăririi Apelor (actualul MMP))
MWechiv - Unitate de măsură a energiei echivalente, în care toate formele de energie
(electrică, termică) sunt exprimate în MW
MWt - MW termic = Unitate de măsură a energiei termice; 1 MWt = 0,86 Gcal
NOx - Oxid de azot
NTPA - Normativ Tehnic privind Protectia Apelor
OI - Organism Intermediar
OLZ - Otel zincat
OM - Ordinul ministrului
OUG - Ordonantă de Urgentă a Guvernului
PAR - Preîncălzitor rotativ
PCB - Bifenili policlorurati
PDR - Planul de Dezvoltare Regională
PEHD - Polietilenă de înaltă densitate PIF - Punere în functiune
PM - Pulberi (particule)
PNAEE - Plan National de Actiune în domeniul Eficientei Energetice
PND - Planul National de Dezvoltare
PO - Program Operational
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 3 din 41
POS - Programul Operational Sectorial de Mediu
PR - Presiune redusă
PUR - Spumă rigidă din poliuretan
PT - Punct Termic
RA - Regie Autonomă
RD - Retea distributie
RIRE - Rata de Rentabilitate Economică
RK - Reparatie capitală
RT - Retea transport
SACET - Sistem centralizat de alimentare cu energie termică
SCI - Arie specială de conservare
SDG - Sectie distributie generală
SI - Supraîncălzitor
SO2 - Dioxid de sulf
SPA - Arie de protectie avifaunistică
SPG - Servicii proprii generale
SRE - Surse regenerabile de energie
STD - Sistem de telefonie dispecer
TA - Turbina cu abur
TG - Turbina cu gaze
TVA - Taxa pe Valoarea Adăugată
UAT - Unitate Administrativ Teritorială
UIP – Unitatea de Implementare a Proiectului
UE - Uniunea Europeană
UPS - Uninterruptible power supply (sursă neîntreruptibilă)
VLE – Valoare Limită de Emisie
VN - Valoare nominală
VNAF/C - Valoarea Financiară Netă Actualizată a Investitiei
VNAE/C - Valoarea Netă Actualizată Economică
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 4 din 41
0 SINTEZA LUCRǍRII
0.1 Date generale
0.1.1 Localizarea proiectului
Municipiul Oradea este reşedința județului Bihor, județ localizat în partea de nord-vest a
României, în Regiunea de Dezvoltare Nord-Vest.
Regiunea Nord-Vest, are o suprafață de 34.159,4 km² reprezentând 14,33 % din suprafața
totală a României, este a patra ca mărime din cele 8 regiuni ale României.
Figura 0.1 – 1 Localizarea proiectului
Sursa: Anuarul Statistic al României, INS, Bucureşti – ediția 2008
Structura administrativă a regiunii cuprinde şase județe: Bihor, Cluj, Sălaj, Bistrița-Năsăud,
Maramureş şi Satu-Mare.
Județul Bihor cuprinde patru municipii, Oradea, Marghita, Beiuş şi Salonta, şase oraşe, Aleşd,
Săcuieni, Valea lui Mihai, Nucet, Ştei şi Vascău şi 90 de comune. Populația județului este de 600.246
locuitori, iar suprafața de 7.544 km2.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 5 din 41
Fig. 0.1 – 2 Harta județului Bihor
În prezent suprafața totală a ariilor protejate din județul Bihor totalizează cca 30 853,02 ha,
care reprezintă 4,09% din suprafața totală a județului. De asemenea. în județul Bihor sunt 30 de
situri Natura 2000.
Din punct de vedere economic, activitățile economice în județul Bihor sunt caracterizate prin
diversitate: industrie alimentară, extracția petrolului şi gazelor naturale, prelucrarea țițeiului, pielărie
şi încălțăminte, industria mobilei, confecții, maşini şi echipamente, industria materialelor de
construcții, produse chimice, industria textilă, metalurgie neferoasă, exploatări miniere, producerea
energiei termice şi electrice, comerț, transporturi, prelucrarea maselor plastice.
Municipiul Oradea este aşezat pe cele două maluri ale Crişului Repede, râu care împarte
județul în aproximativ două jumătăți egale.
Situat la numai 13 km de granița de vest a României, municipiul Oradea, ocupă o pozitie
central- europeană privilegiată, constituind un important nod de comunicații, aflat la distanță sensibil
egală de capitalele regiunii: Bucureşti (651 km), Viena (518 km), Praga şi la numai câteva ore pe
sosea de Budapesta.
Municipiul Oradea are o suprafață de 70.606 ha şi o populație de 205 077 locuitori.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 6 din 41
0.1.2 Obiectivul proiectului
Prin transpunerea acquis-ului comunitar, România a acceptat şi adoptat noi legi şi standarde
privind calitatea mediului. Implementarea directivelor europene reprezintă o schimbare radicală în
politicile naționale şi în modul de abordare a problematicii de mediu, schimbare ce va implica costuri
investiționale consistente şi pe termen lung.
Planul Național de Dezvoltare (PND) este documentul de planificare strategică şi
programare financiară care prefigurează dezvoltarea României în perioada 2007-2013, urmărind
orientarea şi stimularea dezvoltării economice şi sociale a României, pentru atingerea coeziunii
economice şi sociale. PND prioritizează investițiile publice în domenii de intervenție compatibile cu
Fondurile Structurale şi de Coeziune.
Prioritatea 3 din PND – ,,Protejarea şi îmbunătățirea calității mediului” cuprinde
direcții strategice care au la bază Strategia Europeană pentru Dezvoltare Durabilă, precum şi al 6-lea
Program de Acțiune pentru Mediu al Uniunii Europene. În regiunile mai puțin dezvoltate, sunt
necesare investiții majore în infrastructură în vederea încurajării creşterii economice şi a convergenței
pe termen lung cu situația din statele membre UE.
Programul Operațional Sectorial Mediu (POS Mediu) este unul din cele 7 programe
operaționale elaborate în cadrul Obiectivului “Convergență” pentru perioada de programare 2007 –
2013. Programul a fost elaborat în conformitate cu PND 2007-2013 - Prioritatea 3.
În multe localități din România, sursele majore de poluare sunt instalațiile mari de ardere (IMA),
care produc energie electrică şi/sau căldură şi care fac parte din sistemele centralizate de alimentare
cu căldură. Sistemele centralizate de încălzire urbană se confruntă cu o uzură fizică şi morală a
instalațiilor şi echipamentelor, resurse financiare insuficiente pentru întreținere, reabilitare şi
modernizare, pierderi mari în transport şi distribuție, izolare termică necorespunzătoare a fondului
locativ existent. Aceste deficiențe au ca implicație poluarea semnificativă a mediului.
În cadrul Tratatului de Aderare la UE, România şi-a asumat angajamente prin Planul de
Implementare al Directivei 2001/80/CE privind limitarea emisiilor anumitor poluanți în aer proveniți
din IMA, obținând perioade de tranziție eşalonate până în 2013, pe categorii de poluanți emişi în
atmosferă - dioxid de sulf, oxizi de azot şi pulberi -, respectiv 2017 pentru reducerea suplimentară a
emisiilor de oxizi de azot.
Aceste perioade de tranziție evidențiază faptul că IMA respective au un efect semnificativ
asupra calității aerului, fiind necesară implementarea de măsuri de reducere a emisiilor poluante şi că
nivelul investițiilor necesare este dificil a fi suportat de beneficiar.
Obiectivul general al proiectului constă în reducerea impactului negativ al nivelului crescut
al emisiilor poluante şi minimizarea efectelor schimbărilor climatice cauzate de sistemul centralizat de
alimentare cu energie termică în scopul îmbunătățirii stării de sănătate a populației în Oradea la
nivelul anului 2015 şi asigurării conformării cu obligațiile de mediu stabilite prin Tratatul de Aderare.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 7 din 41
Obiectivul strategic al proiectului constă în asigurarea unui sistem de încălzire urbană
durabil cu tarife suportabile pentru populația din municipiul Oradea.
Obiectivele specifice ale proiectului sunt următoarele:
- Reducerea poluării aerului (reducerea emisiilor de SO2, NOx şi pulberi) generate de sistemul
centralizat de alimentare cu energie termică prin introducerea BAT;
- Introducerea măsurilor de eficiență energetică în scopul reducerii pierderilor de energie
termică şi electrică la nivelul sursei şi în sistemul de transport a energiei termice;
Asigurarea accesului la serviciul public de alimentare cu energie termică la prețuri suportabile în
special pentru categoriile de populație cu venituri mici.
În baza programului de investiții pe termen lung selectat, în cadrul Studiului de fezabilitate sunt
luate în considerare investițiile prioritare pe termen scurt care asigură conformarea cu obligațiile de
mediu stabilite prin Tratatul de Aderare, având în vedere totodată creşterea eficienței energetice.
Aceste investiții urmează a fi finanțate prin POS Mediu Axa Prioritară 3.
Prin realizarea unei solutii noi adaptate la problemele actuale și de perspectivă ale Municipiului
vor fi îndeplinite toate obiectivele specificate mai sus și se va asigura o îmbunătățire sustenabilă a
parametrilor tehnici și economici ai SACET.
0.2 Informații generale privind proiectul
0.2.1 Entitatea care implementează proiectul
UAT Municipiul Oradea este entitatea care implementează proiectul, în calitate de responsabil
cu serviciul public de furnizare a agentului termic conform Legii nr. 51/2006 pentru serviciile
comunitare de utilități publice.
Administrarea serviciului public de termoficare a fost delegat către SC Electrocentrale Oradea
prin încredințare directă, prin HCLM Oradea nr. 877/30.11.2006 privind delegarea serviciului de
producție, transport, distribuție şi furnizare de energie termică în sistem centralizat către SC
Electrocentrale SA Oradea, în conformitate cu prevederile Ordonanței Guvernului nr. 73/2002 şi a
prevederilor art. 38 şi ale art. 46 din Legea nr.215/2001.
SC Electrocentrale Oradea SA este operatorul de termoficare pentru municipiul Oradea,
acoperind producția, transportul, distribuția şi furnizarea agentului termic necesar producerii căldurii
şi apei calde menajere.
0.2.2 Cadrul legal, instituțional şi operațional al funcționării sistemului de
alimentare cu energie termică în municipiul Oradea
Producția, transportul, distribuția şi furnizarea de energie termica în sistem centralizat constituie
un serviciu de utilitate publică.
Serviciile de utilități publice sunt reglementate prin Legea nr.51/2006 a serviciilor comunitare de
utilități publice, modificată şi completată prin OUG nr.13/2008 pentru modificarea si completarea Legii
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 8 din 41
nr. 51/2006 si a Legii nr.241/2006 a serviciului de alimentare cu apa si de canalizare, Legea nr.
325/2006 privind serviciul public de alimentare cu energie termică.
În concordanță cu articolul 3 al Constituției României, autoritățile publice au rolul de a aplica
legile precum şi rolul de a oferi servicii publice în cadrul legal.
0.2.3 Prezentarea sistemului de alimentare centralizată cu energie
termică (SACET) Oradea
0.2.3.1Prezentare generală
Sistemul centralizat din municipiul Oradea , a cărui schemă este prezentată în figura următoare,
cuprinde:
- sursă de cogenerare cu două Instalații Mari de Ardere (IMA) cu funcționare pe gaze naturale
(IMA1) şi lignit (IMA2)
- rețele de transport în lungime de 77 km traseu
- 146 Puncte termice
- rețele de distribuție în lungime de 426 km conducte
- sistemul alimentează cu energie termică, prin racord direct din rețeaua de transport, 473
minipuncte termice pentru consumatori individuali din apartamente bloc la nivel scară, case
individuale, instituții şi agenți economici
Fig. 0.2.3.1 – 1 Schema sintetică a sistemului de termoficare
Sistemul centralizat de alimentare cu energie termică operat de SC Electrocentrale SA
alimentează cu energie termică cca 70% din populația municipiului Oradea.
La acest sistem centralizat participă şi două centrale termice cu funcționare pe resurse
geotermale şi gaze naturale, care produc energie termică doar pentru preparare apă caldă de
consum. Centralele aparțin SC Transgex SA şi alimentează consumatorii prin intermediul Punctelor
Termice şi rețelelor de distribuție aparținând SC Electrocentrale SA, care achiziționează prin contract
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 9 din 41
această energie termică. Ponderea energiei termice furnizate de SC Transgex SA în sistemul
centralizat operat de SC Electrocentrale Oradea SA este sub 3%.
0.2.3.2Sursa de energie
Centrala electrică de termoficare (CET) din cadrul SC Electrocentrale SA Oradea este în
funcțiune din anul 1966. În prezent centrala este echipată cu 6 cazane de abur (C1 C6) şi 5 turbine
cu abur (TA1 TA5). Caracteristicile principale ale acestor echipamente sunt prezentate în Tabelele
0.2.3.2-1 şi 0.2.3.2-2.
Tabelul nr. 0.2.3.2 - 1 Caracteristici principale ale cazanelor de abur
Specificație UM C 1 C 2 C 3 C 4 C 5 C 6
IMA din care - IMA 1 IMA 2
Putere termică MWt 523 869
Puterea MWt 127 127 269 300 300 269
Parametrii
- debit t/h 165 165 350 400 400 350
- presiune bar 137,2 137,2 137,2 137,2 137,2 137,2
- temperatură grd C 540 540 540 540 540 540
Tip combustibil- gaz natural gaz natural
gaz natural
sau păcură
Lignit
(combustib il
bază) şi păcură
(suport)
Lignit
(combustib il
bază) şi păcură
(suport)
Lignit
(combusti bil
bază) şi
păcură
(suport)An PIF - 1966 1966 1968 1971 1976 1986
Numărul de ore
de funcționare
de la PIF până
la 31.12.2008
ore 262509 245069 200668 195974 185067 92666
Randament de % 92 92 92 86 86 86
Randament
actual
% 89,7 86,1 84,7 77,3 78,1 79,3
Termene de
conformare- SO2 an - - - 31.12.2013 31.12.2013 31.12.2013
- NOx an Conformat 31.12.2010 31.12.2010 31.12.2017* 31.12.2017* 31.12.2017
*- Pulberi an - - - 31.12.2013 31.12.2013 31.12.2013
*) Aceste termene sunt conform Tratatului de Aderare. Termenul de conformare stabilit prin AIM este 01.01.2016.
Pentru cazanul de abur C1 s-au realizat deja măsurile de conformare la legislația de mediu.
Cazanele de abur C2 şi C3 sunt prevăzute să funcționeze până la expirarea termenelor de
conformare.
Tabelul 0.2.3.2 - 2 Caracteristici principale ale turbinelor cu abur
Specificație UM TA 1 TA 2 TA 3 TA 4 TA 5
Putere electrică MW 25 25 45 50 50
Tip -
LANG,
condensație,
cu 2 prize
reglabile
LANG,
condensație,
cu 2 prize
reglabile
PTKO,
contrapresiune,
cu 2 prize
reglabile
DSL 50,
condensați e
DSL 50,
condensație
An PIF - 1966 1966 1967 1973 1976
Număr ore funcționare de ore 277824 250629 226585 185218 196453
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 10 din 41
Capacitatea termică totală este de 546 MWt (470 Gcal/h). Energia termică este produsă în
cogenerare.
Cele două IMA nu respectă cerințele privind emisiile de SO2, NOx şi pulberi. Detalii sunt
prezentate în Cap.0.2.3.6.
Capacitățile au fost exploatate corespunzător de-a lungul timpului, dar nivelul lor tehnologic
este din perioada 1960-70 şi nu au beneficiat de lucrări majore de modernizare, din cauza lipsei de
fonduri.
Eficiența utilizării combustibilului în centrală este de cca 57%, ceea ce reprezintă o valoare
foarte mică comparativ cu valorile eficiențelor nete prevăzute de BREF-BAT, de 75% -90%. Din cauza
eficienței globale scăzute a producerii energiei termice în actualele instalații, se consumă mai mult
combustibil decât ar fi necesar, efectele negative privind poluarea fiind amplificate.
0.2.3.3Depozitul de zgură şi cenuşă
Depozitul de zgură şi cenuşă este amplasat la o distanță de 12 km de platforma industrială Vest
Oradea, la 2 km de localitatea Santăul Mic, în partea de nord a drumului E60 şi la circa 5 km de râul
Crişul Repede. Depozitul are o suprafață ocupată de 141 ha.
În prezent, depozitarea zgurii şi cenuşii se realizează în hidroamestec (o parte zgură şi cenuşă şi
9 părți apă), proces cu impact negativ asupra mediului.
Termenele de conformare pentru municipiul Oradea, în baza HG 349/2005, care transpune
Directiva 1999/31/EC privind depozitarea deşeurilor, şi a Autorizației Integrate de Mediu în vigoare,
sunt următoarele:
- Sistarea transportului şi depozitării sub formă de hidro-amestec – 31.12.2013
- Începerea lucrărilor de închidere a depozitului – 30.04.2015
0.2.3.4Sistemul de transport şi distribuție
Rețele de transport a energiei termice
Sistemul de transport agent termic al municipiului Oradea este un sistem complex care cuprinde
6 magistrale principale şi racorduri de termoficare cu o lungime totală de traseu de cca.77,04 km.
Au fost efectuate doar înlocuiri de conducte pe unele tronsoane în procent de 8,89% cu
conducte noi de tip preizolat, restul de 91,1% fiind izolate clasic. Din acestea doar 3% au fost
înlocuite în ultimii 5 ani în soluția izolației clasice.
Pierderile actuale în rețelele de transport, datorate vechimii conductelor, sunt de cca 26%, fiind
mult mai mari decât cele normale de 7%.
Puncte termice
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 11 din 41
La cele 146 puncte termice deservite de SC Electrocentrale Oradea SA, au fost demarate lucrări
de modernizare, ele aflându-se în diverse stadii de realizare, fiind realizate treptat, în funcție de
posibilitățile financiare locale. Astfel, 27 PT sunt modernizate iar 119 PT sunt parțial reabilitate.
Contorizarea punctelor termice urbane pe circuitul primar de intrare al punctelor termice cât şi
pe cel secundar (încălzire, apă caldă de consum), a fost realizată.
Rețele de distribuție a energiei termice
Rețeaua termică secundară are o lungime de traseu de 142,456 km, reprezentând o lungime
totală de cca.426 km de conducte.
Având în vedere starea avansată de uzură, au fost executate până în prezent lucrări de
reabilitare a rețelelor în proporție de 32,4% în sistem preizolat şi 10% în sistem clasic, reprezentând
cca. 60,613 km lungime dintr-un total de 142,456 km traseu. Pierderile actuale în rețelele de
distribuție sunt de cca 13,7%, fiind mai mari decât cele normale de 8%.
Sistemul de monitorizare
În municipiul Oradea, în momentul de față nu există un sistem de monitorizare şi control.
Instalații la consumatori
Contorizare la nivel branşament / scară bloc a fost realizată în proporție de 100%.
Contorizarea individuală la încălzire s-a realizat în proporție de 70%, prin montarea de robineți
termostatați pe fiecare corp de încălzire pentru reglajul temperaturii în încăperi şi a unor repartitoare
de costuri care permit defalcarea consumurilor de energie termică pentru încălzire, pe fiecare
apartament. Prin implementarea acestor sisteme de măsurare s-au realizat reduceri de energie
termică pe fiecare consumator şi apartament in parte.
0.2.3.5Necesarul actual de energie termică
Tabel nr.0.2.3.5 –1 Consumatori alimentați din sistemul de termoficare, nivel an
2008
Nr Tip consumator Număr
1 Locuințe
Apartamente în blocuri de locuințe 57132
Case particulare 3603
2 Instituții publice 319
3 Alți consumatori şi agenți economici 2371
Numărul de locuitori deserviți de sistemul centralizat este de peste 141.000 persoane.
Principalul achizitor de energie termică în Oradea este populația (peste 75% din total energie
vândută).
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 12 din 41
Evoluția deconectărilor şi reconectărilor la sistemul centralizat în perioada istorică analizată,
2004÷2008, este următoarea:
Tabel nr.0.2.3.5 –2 Numărul de deconectări (-) / reconectări (+) de la sistemul de
termoficare în ultimii 5 ani
Nr Deconectări 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
1 Locuințe -273 /
+231
-219 / +127 -149 / +90 -55 / +44 -82 /
+84
-21/ +15 -84 / +17
2 Instituții publice - - - - - - -
3 Alți consumatori şi agenți
economici
-21 / +12 -19 / +6 -17 / +9 -15 / +6 -14 / +9 -9 / +13 -85 / +17
4 Industrie - - - - - - -
Deconectările/reconectările nu au un impact semnificativ, numărul de consumatori implicați fiind
redus, în plus deconectările fiind balansate de reconectări.
În perioada analizată au avut loc şi branşări de consumatori noi la sistem, din care majoritari
sunt consumatorii casnici.
Tabel nr.0.2.3.5 – 3 Numărul de conectări noi la sistemul de termoficare în ultimii 5
ani
Nr Conectări 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
1 Locuințe 22 51 126 218 284 877 -
2
Consumatori terți (instituții
publice, alți consumatori şi agenți
economici)
26 28 37 55 57 - -
Evoluția deconectărilor comparativ cu evoluția reconectărilor, inclusiv conectarea de noi
consumatori, este prezentată în figurile următoare.
Figura 0.2.3.5 – 1 Evoluția deconectărilor/reconectărilor (inclusiv consumatori noi)
pentru locuințe
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 13 din 41
Figura 0.2.3.5 – 2 Evoluția deconectărilor/reconectărilor (inclusiv consumatori noi)
pentru consumatori terți
Necesarul orar la consumator la nivelul actual (anul 2008) este prezentat în tabelul 0.2.3.5-4.
Tabel nr.0.2.3.5 – 4 Necesarul orar actual de energie termică
Încălzire Apa caldă de consum Total
MWt / (Gcal/h) MWt / (Gcal/h) MWt / (Gcal/h)
261,7 / (225) 19,2 / (16,5) 280,9 / (241,5)
Necesarul orar pentru încălzire (225 Gcal/h) este determinat pentru temperatura exterioară de -
15°C. Această temperatură este întâlnită rar şi cu o durată anuală foarte mică, în general în ore
neconsecutive.Proiectiile pentru energia termica se realizează pentru perioada 2011-2022.
Proiectia necesarului de energie termică la nivelul consumatorilor se realizează plecând de la
anul de bază 2010, ca fiind cel mai recent an pentru care se detin informatii. Necesarul orar şi
anual aferent acestui an este 261,7 MWt (225 Gcal/h).
0.2.3.6Impactul asupra mediului
Emisii de SO2, NOx, pulberi
Cele două IMA nu respectă cerințele privind emisiile de SO2, NOx şi pulberi.
În tabelul următor sunt prezentate, pentru anul 2008, emisiile anuale de substanțe poluante
generate de funcționarea celor două IMA, comparativ cu plafonul țintă şi concentrațiile de substanțe
poluante din gazele de ardere evacuate comparativ cu VLE.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 14 din 41
Tabel nr. 0.2.3.6 – 1 Emisii de substanțe poluante comparativ cu reglementări
IMA
Pt
(MWt)
Substanță
poluantă
Emisii anuale 2008 (t)
Concentrații de substanțe
poluante în gazele de ardere
(mg/Nm3)
Emisii
generate
Plafon emisii
țintă
Raport emisii
generate /
Plafon
Valoare
măsurată VLE
Raport
valoare
măsurată
/ VLE
IMA 1
(C1,C2,C3)523
SO2 0 0 - 0 35 0
NOx 16 850 0,019 400 200 2
PM 0 0 - 0 5 0
IMA 2
(C4,C5, C6) 869
SO2 22 285 16 900 1,3 6000÷7800 400 15-19,5
NOx 1 208 1 010 1,196 400÷700 200 2-3,5
PM 2 290 1 700 1,347 600÷700 50 12-14
Din punct de vedere al plafoanelor de emisie țintă se observă că:
IMA1: plafoanele anuale nu au fost depăşite datorită faptului că în anul 2008 centrala a
funcționat preponderent pe cărbune, respectiv cu IMA2.
IMA2: pentru anul 2008 cantitățile de substanțe poluante anuale sunt mai mari decât cele
stabilite pentru toate cele trei substanțe poluante (SO2, NOx şi PM), astfel: cu cca 31,8% la SO2, cu
cca 19,6% la NOx şi cu cca 34,7% la pulberi.
În ceea ce priveşte concentrațiile de substanțe poluante în gazele de ardere, acestea depăşesc
cu mult VLE stabilite de legislație atât pentru IMA1, cât şi pentru IMA2, astfel:
IMA 1: de cca 2 ori la NOx
IMA2: de cca 3,5 ori la NOx, de cca 19,5 ori la SO2 şi de cca 14 ori la pulberi.
Emisiile aferente celor două IMA afectează populația municipiului Oradea care este de peste
200.000 locuitori.
Deşeuri
Depozitul de zgură şi cenuşă este amplasat la o distanță de 2 km de localitatea Santăul Mic, la
12 km de platforma industrială Vest Oradea, în partea de nord a drumului E60 şi la circa 5 km de râul
Crişul Repede. Depozitul are o suprafață ocupată de 141 ha.
În acest depozit sunt admise spre depozitare zgura şi cenuşă de la focarele cazanelor de abur
C4, C5 şi C6, pulberile de cenuşă de la electrofiltrele aferente şi nămolurile de la limpezirea apei brute
din cadrul stației de tratare chimică.
În prezent, depozitarea zgurii şi cenuşii se realizează în hidroamestec (o parte zgură şi cenuşă şi
9 părți apă). Acest proces este permis până la 31.12.2013, când depozitul de zgură şi cenuşă trebuie
să se conformeze la legislația de mediu, care interzice acest mod de transport.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 15 din 41
Gaze cu efect de seră
Cele două IMA din cadrul sistemului de alimentare centralizată din municipiul Oradea generează
o cantitate importantă de emisii de gaze cu efect de seră (cca 1.000.000 tCO2/an).
Eficiența scăzută a utilizării combustibilului în centrală precum şi pierderile mari din sistemul de
transport şi distribuție conduc la consumul unei cantități de combustibil mai mare decât cel care ar fi
necesar în condiții de funcționare conform prevederilor BREF-BAT, ceea ce amplifică cantitatea de
emisii de CO2 generată, amplificând efectele negative ale schimbărilor climatice.
0.2.3.7Obiective naționale şi ținte municipale
Din analiza obiectivelor naționale relevante pentru mediu şi sistemele de încălzire centralizată
au rezultat țintele municipale prezentate în tabelul următor.
Tabelul 0.2.3.8 – 1 Obiective naționale şi ținte municipale
Nr Obiectiv național relevant łinte pentru municipiul Oradea
1Obligațiile de mediu asumate de România în cadrul
Tratatului de Aderare la UE
- Angajamente prin Planul de Implementare al Directivei
2001/80/CE privind limitarea emisiilor anumitor poluanți
în aer (SO2, NOx, pulberi) proveniți din IMA
Respectarea termenelor de conformare pentru IM din
cadrul sistemului de alimentare centralizată
- Închiderea depozitelor de zgură şi cenuşă neconforme
Sistarea transportului şi depozitării sub formă de hidro-
amestec a zgurii şi cenuşii şi începerea lucrărilor de
închidere a depozitului
2Conformarea cu alte Directive UE referitoare la poluarea
aeruluiConformarea cu viitoarele cerințe din IED (IPPC recast)
3
Obligațiile privind reducerea emisiilor de GES
(angajamentele asumate sub Protocolul de la Kyoto;
obiectivul UE, obligatoriu pentru Statele Membre, cu
privire la reducerea emisiilor de GES cu 20%)
Reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră
generate de cele două IMA
4
Dezvoltarea sustenabilă a alimentării cu energie termică
a localităților prin sisteme centralizate: creşterea calității
serviciilor de încălzire urbană, protecția mediului şi
producerea şi distribuția competitivă a energiei termice,
la prețuri accesibile utilizatorilor
Creşterea calității serviciului public de alimentare cu
energie termică la tarife suportabile pentru populație,
corelată cu creşterea eficienței energetice şi
dezvoltarea durabilă a acestui sistem
5
Creşterea eficienței energetice:
- modernizarea sistemelor de alimentare centralizată cu
energie termică;
- promovarea cogenerării
Creşterea eficienței globale a producerii energiei
termice la nivelul prevăzut de BREF-BAT. Reducerea
pierderilor în sistemul de transport şi distribuție la
15%.
6Creşterea la 24% a ponderii SRE în consumul total final
de energie, până în 2020 Creşterea ponderii surselor geotermale
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 16 din 41
0.2.4 Proiecții privind necesarul de energie termică
Proiecțiile se realizează pentru perioada 2009-2032.
0.2.4.1Necesarul de energie termică la nivelul consumatorilor
Din analiza evoluției istorice (2004-2008) a consumatorilor racordați la sistemul centralizat,
prezentată în Cap.0.2.3.5, se constată că există tendința de creştere a acestora.
Mai mult, procesul de contorizare individuală şi de instalare de robinete termostatice a avut loc
masiv în perioada 2005-2007, ceea ce înseamnă că în prezent există o stabilizare a consumului, care
este influențat în principal de caracteristicile iernilor (mai calde sau mai reci decât cele normale).
Ca urmare, proiecția necesarului de energie termică la nivelul consumatorilor se realizează
plecând de la anul de bază 2008. Necesarul orar şi anual aferent acestui an se corectează astfel:
Corecție privind temperatura exterioară de calcul, pentru dimensionarea sursei:
- Pentru evitarea supradimensionării capacității de producere, deoarece -15°C este întâlnită rar
şi cu o durată anuală foarte mică, în general ca ore neconsecutive, este mai rezonabilă
considerarea unei temperaturi minime exterioare de cca -12°C, pentru care necesarul de
energie termică pentru încălzire scade de la 261,7 MWt (225 Gcal/h) la 239,2 MWt (205,7
Gcal/h), ceea ce conduce la scăderea necesarului orar total de la 280,9 MWt (241,5 Gcal/h) la
258,4 MWt (222,2 Gcal/h).
Corecție privind numărul de grade-zile, pentru determinarea consumului anual:
- Pentru cantitatea anuală energie termică vândută, componenta aferentă încălzirii este
corectată ținând seama de faptul că anul 2008 a fost mai cald decât un an standard din SR
4839/1997. Coeficientul de corecție este 1,117, egal cu raportul dintre gradele-zile aferente
anului 2008 şi anului din SR 4839/1997.
Evoluția necesarului de energie termică la nivelul consumatorilor pe perioada 2009-2032 se
determină pe baza următoarele elemente:
Economia de energie: se are în vedere programul de reabilitare termică a clădirilor de locuit (38
blocuri/an, respectiv 1079 apartamente/an). Efectul reabilitării termice a clădirilor de locuit este
cuantificat prin o reducere medie cu 25 % a necesarului de energie termică pentru încălzire aferent
clădirilor reabilitate termic. Evolutia consumului asigurat din sursă are în vedere evolutia pierderilor în
retelele de transport şi distributie precum si evolutia surselor de energie geotermale.
Evoluția numărului de consumatori:
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 17 din 41
- Deconectări şi reconectări - în baza analizei evoluției deconectărilor/reconectărilor istorice şi a
cererilor actuale de deconectare/reconectare de la/la sistemul centralizat, a rezultat că pentru
perspectivă acestea vor fi nesemnificative.
- Totodată, prin Hotărârea Consiliului Local nr.681/2008, zona deservită de sistemul centralizat
de alimentare cu energie termică a fost declarată „zonă unitară de încălzire”, aplicând astfel
prevederile Legii nr.325/2006 privind serviciul public de alimentare cu energie termică. Ca
urmare, consumatorii racordați în prezent la sistemul centralizat nu vor mai avea voie să se
deconecteze pentru a-şi realiza surse proprii. Aceasta constituie astfel o măsură relevantă
pentru sustenabilitatea proiectului.
- Consumatori noi în perioada 2009-2029 – includerea de consumatori noi, totalizând 19,5
Gcal/h (22,7 MWt) până în anul 2015, este bazată pe date realiste (ansambluri de locuințe şi
dotări social-culturale începute şi încă nefinalizate, sau cu grad ridicat de realizare). Aceşti
consumatori noi se vor racorda treptat, în anii 2009, 2012, 2013, 2015. Consumul preluat este
calculat la nivelul unei clădiri reabilitate termic. În anul 2024 necesarul se va mări prin
preluarea de consumatori din zonele metropolitane care vor fi create, totalizând 6,3 Gcal/h
(7,3 MWt). Se vor prelua numai consumatori aflați la o distanță de maxim 6 km de centrală.
De asemenea se consideră un procent de numai 30% din consumatorii posibili.
Efectele schimbărilor climatice – în baza elementelor prezentate în Ghidul privind adaptarea la
efectele schimbărilor climatice, aprobat cu OM nr.1170/2008 şi în documentul ANM „Scenarii de
schimbare a regimului climatic în România în perioada 2001-2030”, se consideră, pentru
municipiul Oradea, o creştere a temperaturii medii cu cca 0,5°C, pe perioada 2009-2029.
Aceasta conduce la reducerea necesarului anual pentru încălzire cu cca 2,67%. Această
reducere a consumului mediu anual pentru încălzire înseamnă o reducere cu 2% a consumului
mediu anual total (încălzire + apă caldă de consum).
0.2.4.2Consumul de energie termică la nivelul sursei
Evoluția consumului asigurat din sursă are în vedere următoarele aspecte:
- Evoluția pierderilor în rețelele de transport şi distribuție;
- Evoluția surselor de energie geotermale.
Evoluția pierderilor în rețelele de transport şi distribuție
După finalizarea reabilitării (în anul 2015), a întregului sistem de transport şi distribuție (68 km
traseu rețele primare şi 81,95 km traseu rețele de distribuție), conform investiției pe termen lung din
Master Plan, pierderile finale în sistemul de transport şi distribuție vor scădea la 13,5%, astfel:
- în sistemul de transport: de la 26% la 5,5%
- în sistemul de distribuție: de la 13,7% la 8%.
Investiția prioritară cuprinde reabilitarea a 17,5 km traseu rețele primare şi nu include
reabilitare de rețele de distribuție
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 18 din 41
Tabelul următor prezintă nivelul pierderilor de energie termică în rețele datorat investiției
prioritare, respectiv investiției totale pe termen lung din Master Plan.
Tabel nr.0.2.4.2 - 1 Pierderi de energie în sistemul de transport şi distribuție
Specificație Actual
2014 (primul an
după finalizarea
investiției prioritare)
2016 (primul an
după finalizarea
investiției totale)
Rețele transport
Nivel pierderi datorat realizării investiției prioritare 26% 17% 17%
Nivel pierderi datorat investiției totale din Master Plan 26% 10,4% 5,5%
Rețele distribuție
Nivel pierderi datorat realizării investiției prioritare 13,7% 13,7% 13,7%
Nivel pierderi datorat investiției totale din Master Plan 13.7% 9,9% 8%
Evoluția surselor de energie geotermale
La nivelul anului 2008, cantitatea de energie termică din surse geotermale achiziționată de la
compania TRANSGEX şi introdusă în rețelele de distribuție a fost de 19187 MWht/an (16498 Gcal/an).
Aceeaşi cantitate se consideră pe durata perioadei de analiză 2009-2032.
Referitor la dezvoltarea de surse noi geotermale, se consideră o cantitate de energie termică de
cca 61639 MWht/an (53.000 Gcal/an) – posibil a fi produsă în perspectivă, eşalonat, începând cu anul
2014 (implementarea investiției în perioada 2013-2016). După atingerea capacității finale, se
consideră o reducere anuală, începând cu anul 2016, de 2%.
Sinteza proiecțiilor privind necesarul de energie termică în punctele principale ale sistemului
centralizat de alimentare cu energie termică – consumator, rețele de transport şi distribuție, limita
sursei –, considerând şi cantitățile de energie termică din surse geotermale, corelată cu investița pe
termen lung, este prezentată în tabelul următor.
Tabel nr.0.2.4.2 - 2 Sinteza proiecțiilor în punctele principale ale sistemului
centralizat de alimentare cu energie termică.
Anul
Necesarul la
consumator Pierderi STD
Energie termică din surse geotermale
(intrată în rețeaua de distribuție) Productia la
sursa (1+2-5)TRANSGEX Surse noi Total
Gcal/an Gcal/an Gcal/an Gcal/an Gcal/an Gcal/an
0 1 2 3 4 5 6
2009 609088 324278 16498 - 16498 916868
2010 606848 323064 16498 - 16498 913414
2011 604608 275611 16498 - 16498 863721
2012 604259 233076 16498 - 16498 820837
2013 623850 200495 16498 - 16498 807847
2014 621610 160704 16498 13250 29748 752566
2015 646652 130748 16498 26500 42998 734402
2016 644412 97333 16498 39750 56248 685497
2017 644412 96335 16498 53000 69498 671250
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 19 din 41
2018 644412 96415 16498 51940 68438 672390
2019 644412 96493 16498 50901 67399 673507
2020 644412 96570 16498 49883 66381 674601
2021 644412 96645 16498 48886 65384 675674
2022 644412 96719 16498 47908 64406 676725
2023 644412 96791 16498 46950 63448 677756
2024 660393 99380 16498 46011 62509 697264
2025 660393 99449 16498 45090 61588 698254
2026 660393 99517 16498 44189 60687 699223
2027 660393 99584 16498 43305 59803 700173
2028 660393 99649 16498 42439 58937 701105
2029 660393 99713 16498 41590 58088 702017
2030 660393 99777 16498 40758 57256 702914
2031 660393 99841 16498 39943 56441 703793
2032 660393 99841 16498 39943 56441 703793
Evoluția sarcinii termice orare necesare a fi asigurată din centrală în perioada 2009-2032 este
prezentată în tabelele următoare. Evolutia sarcinii termice orare necesare a fi asigurată din sursa este
estimata a scadea de la 405,3 MWt in 2010 la 325 MWt in anul 2032.
Tabel nr.0.2.4.2 – 3 Sarcina termică orară. Situația la etapa Master Plan
Anul
Iarna
(încălzire + apa caldă de consum) (MWt / Gcal/h)
Vara
(apă caldă de consum ) (MWt /
Gcal/h)
2009 405.3 / 313,5 36,4 / 31,3
2032 323,5 / 278,2 22,4 / 19,3
Necesarul orar la sursă, pentru care se dimensionează aceasta, este cel care trebuie asigurat
începând cu anul finalizării investiției în sursă, ținând seama şi de celelate investiții din strategia pe
termen lung).
Pentru a aprecia efectele investiției prioritare, evoluția necesarului anual la sursă este corelată
cu investiția prioritară în rețele.
0.2.5 Scenarii tehnico-economice analizate
La faza Master Plan, au fost definite 3 scenarii pentru sistemul de alimentare cu energie termică
din municipiul Oradea, şi anume:
Scenariul I – alimentare cu energie termică în sistem centralizat
Scenariul II - alimentare cu energie termică în sistem descentralizat
Scenariul III - alimentare cu energie termică în sistem individual
Compararea acestora s-a realizat prin două metode:
Analiza calitativă a avantajelor şi dezavantajelor
Analiza multicriterială, în baza următoarelor criterii:
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 20 din 41
- Criterii de mediu: reducerea de emisii de CO2 raportată la energia echivalentă produsă,
reducerea poluării distribuite în zonele de locuințe;
- Criterii sociale: impactul lucrărilor de realizare a investiției asupra stării de bine a populației,
impactul costului investiției directe asupra situației economice a populației;
- Criterii financiare: nivelul investiției.
Prin ambele metode, scenariul de alimentare centralizată cu energie termică (Scenariul I) a
rezultat optim.
Următorul pas este analiza financiară şi economică a opțiunilor.
Pentru elaborarea analizei economice şi financiare, au fost definite opțiuni în cadrul scenariului
centralizat. Pentru comparare, se rețin şi scenariile I şi II. Analiza opțiunilor este prezentată în
capitolul următor.
Scenariul de alimentare centralizată cu energie termică Scenariul 1- Optiunea 9:
CET Oradea va livra căldură iarna dintr-o instalatie de cogenerare de inalta eficienta nouă cu
turbină cu gaze şi cazan recuperator dimensionată pentru vară la cca 40 MWe + 43MWt. Semibaza,
semivârful vor fi asigurate tot prin cogenerare din C1+ T1 existente. Vârful iarna va fi asigurat din
cazane de apă fierbinte noi (2 x 116,3 MWt ). Se va costrui un acumulator de căldură având
capacitatea termica 300 MWh (9500 mc brut) care asigura functionarea turbine de gaze la sarcina
nominala cu randamentul maxim.
Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX.
Se vor dezvolta surse geotermale noi. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la
mediu.
Sistemul de transport şi distributie va fi reabilitat.
Se vor construi doua cazane de abur de 14 t/h pentru asigurarea apei de adaos în reteaua de
termoficare iarna şi vara. Conformare depozit de zgură şi cenuşă existent.
Cazanul C1 va fi adaptat cerintelor de mediu. Apa de adaos pentru retea se va lua din putul
existent si din unul nou. Combustibilul de rezerva este combustibil lichid usor. Apa de adaos pentru
retea se va lua din putul existent si unul nou .
(Nu vor mai functiona:C2, C3, C4, C5, C6, TA2, TA3, TA4, TA5)
SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt)
Sistemul T&D: reabilitare.
- a obtinut cei mai buni indicatori de performantă financiară şi economică.
0.2.6 Analiza opțiunilor
0.2.6.1Metodologie şi premise
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 21 din 41
Metodologie
În cadrul fiecărui scenariu se determină cele mai fezabile opțiuni, definite pentru întregul sistem
de alimentare centralizată cu energie termică din municipiul Oradea: sursă, sistemul de transport şi
distribuție, depozitul de zgură şi cenuşă.
Opțiunile se definesc astfel încât să îndeplinească următoarele principii de bază:
Conformarea cu cerințele privind protecția mediului, prin îndeplinirea obligațiilor de conformare
asumate (pentru emisiile de SO2, NOx şi pulberi) şi prin reducerea poluării mediului prin utilizarea
unor tehnologii moderne şi eficiente de producere a energiei;
Conformarea cu cerințele BREF-BAT şi cu prevederile legislației UE şi naționale privind domeniul
energetic şi al protecției mediului. Ca urmare, s-a avut în vedere:
- prevederea de soluții de protecție a mediului care să corespundă cerințelor BREF-BAT (a fost
considerat BREF-BAT pentru IMA, ediția 2006, în vigoare).
- creşterea eficienței energetice, în special prin utilizarea cogenerării, care este o măsură BAT.
- Reducerea nivelului emisiilor de CO2 şi, respectiv, reducerea implicațiilor schemei de
comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră;
Alte principii de bază: disponibilitatea combustibililor, caracteristicile tehnologiilor prin analiza
avantajelor şi dezavantajelor diverselor tehnologii, alegerea unor tehnologii cu costuri de
investiții şi costuri de operare suportabile, valorificarea structurii existente, posibilitățile de
implementare locală, utilizarea surselor regenerabile, capacitatea operatorului de a opera
tehnologii complexe.
În cele 3 scenarii considerate, au fost definite câte un număr de opțiuni fezabile, astfel:
Scenariul I: 9 opțiuni, analizându-se două categorii de opțiuni:
Tabel nr.0.2.6.1 – 1 Categorii de opțiuni
Opțiuni Combustibil Caracteristici
Opțiunile 1, 2, 3, 4, 5
Combustibili actuali: lignit şi gaze
naturale
Capacități actuale, cu diverse grade de
reabilitare şi înlocuire parțială
Opțiunile 6, 7, 8, 9 Gaze naturale
Capacități noi, cu diferite grade a capacității de
cogenerare
Scenariul II: 1 opțiune (centrale termice de zonă, pe gaze naturale)
Scenariul III: 1 opțiune (centrale de apartament)
Pentru cele 9 opțiuni din cadrul Scenariului I s-a realizat analiza financiară şi economică,
rezultând opțiunea optimă. Această opțiune a fost comparată apoi cu opțiunile aferente scenariilor II
şi III.
Analizele financiară şi economică s-au efectuat prin metoda cost-beneficiu incrementală, cu
luarea în considerare a tehnicii actualizării.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 22 din 41
Scenariul de referință utilizat în analiza incrementală (scenariul „fără proiect”) este asimilat
situației în care centrala ar funcționa la parametri existenți, fără a se implementa nici un fel de
investiție, în timp ce la nivelul consumatorilor apare aceeaşi evoluție ca aceea considerată în opțiunile
analizate.
În cadrul analizei financiare ierarhizarea s-a efectuat în baza VNAF/C maximă (Valoarea
Financiară Netă Actualizată a Investiției), CIA minim (Costul Incremental Actualizat al energiei
termice) şi CUA minim (Costul Unitar Actualizat al energiei termice).
În cadrul analizei economice ierarhizarea s-a efectuat în baza VNAE/C maximă (Valoarea Netă
Actualizată Economică) şi RIRE maximă (Rata de Rentabilitate Economică).
Premise
In cadrul analizei financiare au fost utilizate urmatoarele criterii :
Tabel nr.0.2.6.1 – 2 Principale premise utilizate în cadrul analizei financiare
Rata de actualizare financiară 5% în termeni reali
Cursul de schimb valutar 4,1835 lei/Euro, valabil la data de 30.04.2009
Prețuri prețuri constante, la valoare contabilă (nu conțin TVA sau alte taxe)
Prețuri combustibili, corelat cu Pci
gaze naturale
Opțiunile 1-5 cu funcționare majoritară pe cărbune: preț gaze naturale conform
racordare rețea distribuție: 330 Euro/1000 m3 în 2010, 363 Euro/1000 m3 în 2011,
399 Euro/1000 m3 în 2012, 319,2 Euro/1000 m3 în perioada 2013-2032; Pci =
8050 kcal/m3
Opțiunile 6-8 cu funcționare exclusiv pe gaze naturale: preț gaze naturale conform
racordare rețea transport: 330 Euro/1000 m3 în 2010, 363 Euro/1000 m3 în 2011,
399 Euro/1000 m3 în 2012, 319,2 Euro/1000 m3 în perioada 2013-2032; Pci =
8050 kcal/m3
lignit 28 Euro/tonă , Pci = 1800 kcal/kg
păcură 339,47 Euro/tonă, Pci = 9500 kcal/kg
CLU tip 3 339,47 Euro/tonă, Pci = 9650 kcal/kg
Cost aferent emisii CO2
Se utilizează principiul poluatorul plăteşte, ca urmare se va lua în considerare
internalizarea costului aferent emisiilor de CO2
Perioada 2010-2012
Se realizează balanța emisii CO2 generate – certificate primite gratuit prin Planul
Național de Alocare. În caz de excedent de emisii comparativ cu alocarea, se
achiziționează certificate
Perioada 2013-2029
Vor fi luate în considerare prevederile Directivei 2009/29/CE privind modificarea
Directivei 2003/87/CE privind schema de comercializare a certificatelor de emisii de
gaze cu efect de seră
Pentru energia electrică Nu se va mai acorda alocare gratuită de certificate de emisii de CO2
Pentru energia termică
Se va acorda alocare gratuită doar pentru energia termică produsă în termoficare,
în instalații de cogenerare de înaltă eficiență şi în alte surse cu eficiență conform
BAT-BREF. Numărul de certificate alocate gratuit în 2013 pentru energia termică
produsă în instalațiile menționate va fi egal cu 80% din cantitatea determinată şi va
descreşte an de an, ajungând la 30% în
2020, respectiv la zero în 2027
Prețurile medii pentru certificatele de
emisii de CO2
Au în vedere prognoza Comisiei Europene („AN EU ENERGY SECURITY AND
SOLIDARITY ACTION PLAN: Energy Sources, Production Costs and performance of
Technologies for Power Generation, Heating and Transport
– Second Strategic Energy Review, 2008”.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 23 din 41
Tabel nr.0.2.6.1 – 3 Principale premise utilizate în cadrul analizei economice
Rata de actualizare economică 5,5%
Efecte economice datorate reducerii emisiilor de
SO2, NOx şi pulberi în urma implementării lucrărilor
de investiții propuse în cadrul fiecărei opțiuni
analizate
Creşterea producției agricole, reducerea costurilor de întreținere a
clădirilor, reducerea costurilor cu sănătatea
Efecte datorate reducerii emisiilor de CO2 ca efect al
implementării lucrărilor de investiții propuse Reducerea efectului de încălzire globală
Cuantificarea pagubelor atribuite emisiilor poluante şi
emisiilor de GES
S-au luat în considerare rezultatele din „Clean Air for Europe
(CAFE) Programme. Damages per tonne emission of PM2.5, NH3,
SO2, NOx and VOCs from each EU25 Member State (excluding
Cyprus) and surrounding seas” finanțat de CE. Valoarea pagubelor
produse de evacuarea în atmosferă a poluanților menționați este:
19,5 Euro/tCO2, 250 Euro/tSO2,
8200 Euro/tNOx, 51000 Euro/tPM10.
Necesarul de investitii total in sistem în optiunea 9 este de : 207.071 mii Euro
0.2.6.2Opțiuni analizate
Opțiunile analizate în cadrul scenariului de alimentare centralizată cu energie termică, precum şi
opțiunile analizate în scenariul II (alimentare descentralizată) şi scenariul III (alimentare individuală)
sunt prezentate succint în tabelul următor.
Tabel nr.0.2.6.2 - 1 Prezentarea opțiunilor analizate
Scenariul /
Opțiunea Descrierea opțiunii Lucrări de investiții
Scenariul I
Opțiunea 1
CET Oradea va livra căldură din echipamentele
existente, reabilitate şi prevăzute cu echipamente
de mediu, pe combustibilii actuali (lignit + gaze
naturale).
Depozitul existent de zgură şi cenuşă se
va conforma la mediu. Transportul zgurii şi cenuşii
se va realiza în şlam dens.
Se vor dezvolta surse geotermale noi. Sistemul de
transport şi distribuție va fi reabilitat.
Sursă:
Echipamente de mediu:
- arzătoare cu NOx redus la C3, C6
- IDG la C6
- modernizare electrofiltre la C6
Reabilitare C1, C2, C3, C6, TA1, TA2, TA3, TA5.
(Nu vor mai funcționa: C4, C5 şi TA4). Conformare
depozit de zgură şi cenuşă. Extindere depozit de
zgură şi cenuşă
Instalație de evacuare zgură şi cenuşă în şlam
dens.
SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt)
Sistemul T&D: reabilitare.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 24 din 41
Scenariul I
Opțiunea 2
CET Oradea va livra căldură iarna din echipamentele
existente, reabilitate şi prevăzute cu
echipamente de mediu, pe combustibilii actuali
(lignit + gaze naturale). O turbină cu abur
existentă, veche, care funcționează în bază, va fi
înlocuită cu una nouă, mai eficientă.
Vara căldura se va livra din ITG+CR nouă. Depozitul
existent de zgură şi cenuşă se
va conforma la mediu. Transportul zgurii şi cenuşii
se va realiza în şlam dens.
Se vor dezvolta surse geotermale noi.
Sistemul de transport şi distribuție va fi reabilitat.
Sursă
Echipamente de mediu:
- arzătoare cu NOx redus la C3, C6
- IDG la C6
- modernizare electrofiltre la C6
Reabilitare C1, C3, C6, TA1, TA3.
(Nu vor mai funcționa: C2, C4, C5, TA2, TA4).
ITG+CR nouă (cca 18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere
suplimentară).
TA nouă de 50 MW (înlocuieşte TA5 existentă).
Conformare depozit de zgură şi cenuşă. Extindere
depozitului de zgură şi cenuşă.
Instalație de evacuare zgură şi cenuşă în şlam
dens.
SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt)
Sistemul T&D: reabilitare.
Scenariul I
Opțiunea 3
CET Oradea va livra căldură iarna din 2 cazane de
abur existente (unul pe gaze şi unul pe lignit),
reabilitate şi prevăzute cu echipamente de mediu. O
turbină cu abur existentă, veche, care funcționează
cu cazanul pe lignit existent în bază, va fi înlocuită
cu una nouă, mai eficientă. Vârful va fi asigurat din
cazanul pe gaze existent şi cazane de apă fierbinte
noi.
Vara căldura se va livra din ITG+CR nouă. Se vor
dezvolta surse geotermale noi. Depozitul existent de
zgură şi cenuşă se
va conforma la mediu. Transportul zgurii şi cenuşii
se va realiza în şlam dens. Sistemul de transport şi
distribuție va fi reabilitat.
Sursă
Echipamente de mediu:
- arzătoare cu NOx redus la C6
- IDG la C6
- modernizare electrofiltre la C6
ITG+CR nouă (cca 18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere
suplimentară). Reabilitare C6 existent.
(Nu vor mai funcționa: C2, C3, C4, C5, TA2, TA3,
TA4)
TA nouă de 50 MW (înlocuieşte TA5 existentă).
Două cazane de apă fierbinte noi, de 87,2 MWt
fiecare, pe gaze naturale.
Conformare depozit de zgură şi cenuşă existent.
Extindere depozit de zgură şi cenuşă.
Instalație de evacuare zgură şi cenuşă în şlam
dens.
SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt)
Sistemul T&D: reabilitare.
Scenariul I
Opțiunea 4
CET Oradea va livra căldură iarna din un grup nou
pe lignit, în cogenerare, care va funcționa în bază.
Vârful va fi asigurat din capacități existente,
reabilitate şi prevăzute cu echipamente de mediu.
Vara căldura se va livra din ITG+CR nouă. Se
păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică
din surse geotermale, de la TRANSGEX.
Se vor dezvolta surse geotermale noi. Depozitul
existent de zgură şi cenuşă se
va conforma la mediu. Transportul zgurii şi
cenuşii se va realiza în şlam dens. Sistemul de
transport şi distribuție va fi reabilitat.
Sursă
Echipamente de mediu: arzătoare cu NOx redus la
C3.
Grup nou de cogenerare pe lignit, care cuprinde un
cazan de abur 350t/h tip ASF şi o turbină cu abur
de
50 MW.
ITG+CR nouă (cca 18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere
suplimentară).
Reabilitare C1, C3, TA1, TA3.
(Nu vor mai funcționa: C2, C4, C5, TA2, TA4, TA5)
Conformare depozit de zgură şi cenuşă existent.
Extindere depozit de zgură şi cenuşă.
Instalație de evacuare zgură şi cenuşă în şlam
dens.
SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt)
Sistemul T&D: reabilitare.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 25 din 41
Scenariul I
Opțiunea 5
CET Oradea va livra căldură un grup nou pe lignit,
care va funcționa iarna cu contrapresiune şi vara în
condensație. Vârful iarna va fi asigurat din capacități
existente, reabilitate şi prevăzute cu echipamente
de mediu.
Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie
termică din surse geotermale, de la TRANSGEX.
Se vor dezvolta surse geotermale noi. Depozitul
existent de zgură şi cenuşă se
va conforma la mediu. Transportul zgurii şi cenuşii
se va realiza în şlam dens. Sistemul de transport şi
distribuție va fi reabilitat.
Sursă
Echipamente de mediu: arzătoare cu NOx redus la
C3.
Grup nou pe lignit, care cuprinde un cazan de abur
280t/h tip ASF şi o turbină cu abur de 40 MW.
Reabilitare C1, C3, TA1, TA3.
(Nu vor mai funcționa: C2, C4, C5, C6, TA2, TA4,
TA5)
Conformare depozit de zgură şi cenuşă existent.
Extindere depozit de zgură şi cenuşă.
Instalație de evacuare zgură şi cenuşă în şlam
dens.
SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt)
Sistemul T&D reabilitare.
Scenariul I
Opțiunea 6
CET Oradea va livra căldură iarna dintr-un ciclu
combinat abur-gaze nou. Vârful iarna va fi asigurat
din capacități existente, reabilitate şi cazane de apă
fierbinte noi. Vara căldura se va livra din ITG+CR
nouă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu
energie termică din surse geotermale, de la
TRANSGEX.
Se vor dezvolta surse geotermale noi. Depozitul
existent de zgură şi cenuşă se va conforma la
mediu.
Sistemul de transport şi distribuție va fi reabilitat.
Sursă
CCTG nou de cca 133 MWe+116,3 MWt.
ITG+CR nouă (cca 18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere
suplimentară).
Reabilitare C1, TA1.
(Nu vor mai funcționa: C2, C3, C4, C5, C6, TA2,
TA3, TA4, TA5)
Două cazane de apă fierbinte noi, de 87,2 MWt
fiecare, pe gaze naturale.
Un cazan de abur de 12 t/h pentru asigurarea apei
de adaos în rețeaua de termoficare pe perioada de
vară. Conformare depozit de zgură şi cenuşă
existent.
SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt)
Sistemul T&D: reabilitare.
Scenariul I
Opțiunea 7
CET Oradea va livra căldură iarna dintr-o ITG+CR
nouă, dimensionată pentru iarnă. Vârful iarna va fi
asigurat din capacități existente, reabilitate şi
cazane de apă fierbinte noi.
Vara căldura se va livra din ITG+CR nouă,
dimensionată pentru vară.
Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie
termică din surse geotermale, de la TRANSGEX.
Se vor dezvolta surse geotermale noi. Depozitul
existent de zgură şi cenuşă se va conforma la
mediu.
Sistemul de transport şi distribuție va fi reabilitat.
Sursă
ITG+CR nouă (80 MWe + 116,3 MWt, cu ardere
suplimentară).
ITG+CR nouă (cca 18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere
suplimentară).
Două cazane de apă fierbinte noi, de 87,2 MWt
fiecare, pe gaze naturale.
Reabilitare C1, TA1.
(Nu vor mai funcționa: C2, C3, C4, C5, C6, TA2,
TA3, TA4, TA5)
Un cazan de abur de 12 t/h pentru asigurarea apei
de
adaos în rețeaua de termoficare pe perioada de
vară. Conformare depozit de zgură şi cenuşă
existent.
SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt)
Sistemul T&D: reabilitare.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 26 din 41
Scenariul I
Opțiunea 8
CET Oradea va livra căldură iarna din ITG+CR nouă
dimensionată pentru vară. Semibaza, semivârful şi
vârful iarna vor fi asigurate din cazane de apă
fierbinte noi. Vara căldura se va livra din aceeaşi
ITG+CR care funcționează şi iarna.
Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie
termică din surse geotermale, de la TRANSGEX.
Se vor dezvolta surse geotermale noi. Depozitul
existent de zgură şi cenuşă se va conforma la
mediu.
Sistemul de transport şi distribuție va fi reabilitat.
Sursă
ITG+CR nouă (cca 18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere
suplimentară).
Două cazane de apă fierbinte noi, de 116,3 MWt
fiecare, pe gaze naturale şi păcură.
Un cazan de apă fierbinte nou, de 87,2 MWt, pe
gaze naturale.
Trei cazane de abur de 14 t/h pentru asigurarea
apei de adaos în rețeaua de termoficare iarna şi
vara. Conformare depozit de zgură şi cenuşă
existent.
(În sursa existentă se mențin în funcțiune: C1,
TA1, doar pentru producere sezonieră de abur
industrial) (Nu vor mai funcționa: C2, C3, C4, C5,
C6, TA2, TA3, TA4, TA5)
SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt)
Sistemul T&D: reabilitare.
Scenariul I
Opțiunea 9
CET Oradea va livra căldură iarna dintr-o instalatie
de cogenerare de inalta eficienta nouă cu turbină cu
gaze şi cazan recuperator dimensionată pentru vară
la cca 40 MWe + 43MWt. Semibaza, semivârful vor
fi asigurate tot prin cogenerare din C1+ T1
existente.Vârful iarna va fi asigurat din cazane de
apă fierbinte noi (2 x 116,3 MWt ). Se va costrui un
accumulator de căldură având capacitatea termica
300 MWh (9500 mc) care asigura functionarea
turbinei de gaze la sarcina nominala cu randamentul
maxim. Cazanul C1 va fi adaptat la cerintele
normelor de mediu. Combustibil de rezerva este
combustibil lichid usor.Apa de adaos pentru retea se
va lua din putul existent si din unul nou.
Sursă
Instalație nouă cu turbină cu gaze şi cazan
recuperator de căldură (40 MWe + 43 MWt, fara
ardere suplimentară).
Două cazane de apă fierbinte noi, de 116,3 MWt
fiecare, pe gaze naturale şi combustibil lichid
usor.
Două cazane de abur de 14 t/h pentru asigurarea
apei de adaos în rețeaua de termoficare iarna şi
vara.
Se va construi un acumulator de căldură cu
capacitatea termica 300 MWh (9500 mc) . Se va
construi un rezervor de CLU de 1000 mc.
Cazanul C1 va fi adaptat cerintelor normelor de
mediu. (Nu vor mai funcționa: C2, C3, C4, C5, C6,
TA2, TA3, TA4, TA5).
Combustibil de rezerva este combustibil lichid usor.
Apa de adaos pentru retea se va lua din putul
existent si unul nou .
SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt)
Sistemul T&D: reabilitare.
Scenariul II
Alimentarea cu căldură din CET Oradea se sistează.
Vor f i construite centrale termice noi în unele
puncte term ice existente.
Se extind rețelele de distribuție de
gaze naturale.
Se va produce şi energie termică în surse
geotermale noi.
Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie
termică din surse geotermale, de la TRANSGEX.
Sistemul de distribuție va fi redimensionat.
Depozitul existent de zgură şi cenuşă se
va conforma la mediu.
Centrale termice noi de zonă. Extindere rețele gaze
naturale.
Închidere depozit existent de zgură şi cenuşă.
Surse noi geotermale.
Reabilitare sistem de distribuție.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 27 din 41
Scenariul III
Alimentarea din CET Oradea se sistează. Se vor
realiza centrale de apartament.
Se vor extinde rețelele de gaze naturale.
Centrale termice de apartament. Extindere rețele
gaze naturale.
Investițiile în opțiunile analizate sunt următoarele:
Investiția
(mii Euro)
Opțiunea 1 308.221
Opțiunea 2 323.848
Opțiunea 3 298.885
Opțiunea 4 365.235
Opțiunea 5 327.593
Opțiunea 6 322.152
Opțiunea 7 287.752
Opțiunea 8 207.071
Opțiunea 9 207.071
0.2.6.2 - 2 Investiți
0.2.6.3Rezultatele analizei opțiunilor
Rezultatele analizei opțiunilor în cadrul Scenariului I:
Tabel nr.0.2.6.3 - 1 Scenariul I - Rezultatele analizei financiare comparative
Opțiunea
VNAE
(mii Euro)
RIRE
(%)
Reduceri
emisii CO
tCO2/an
Reducere
emisii NOx
tNOx/an
Reducere
emisii SO
tSO2/an
Reduceri emisii
pulberi (t/an)
PM10 PM2,5
Opțiunea 1 1.488.834 54,40% 362518 2227,3 32159,6 2593,4 288,2
Opțiunea 2 1.516.860 52,24% 462874 2339,9 32157,2 2600,9 289,0
Opțiunea 3 1.448.475 55,54% 459363 1917,2 31093,1 2526,0 280,7
Opțiunea 4 1.620.392 51,04% 562324 2604,1 33003,8 2638,8 293,2
Opțiunea 5 1.563.259 51,65% 504673 2406,2 32906,6 2629,7 292,2
Opțiunea 6 1.695.771 57,50% 793227 2712,6 33256,7 2670,1 296,7
Opțiunea 7 1.686.176 59,55% 735425 2750,0 33265,8 2671,3 296,8
Opțiunea 8 1.695.668 70,49% 659536 2753,3 33265,8 2671,3 296,8
Optiunea 9 1.673.717 123,85% 584.141 2,753,0 27.361,0 2081,0 357,7
OpțiuneaVNAF/C (mii Euro) CIA (Euro/Gcal) CUA (Euro/Gcal)
IerarhizareOpțiunea 1 -267,354 31,07 94,47 4
Opțiunea 2 -291,334 33,84 97,21 7
Opțiunea 3 -276,898 32,16 95,54 5
Opțiunea 4 -262,642 30,77 94,15 3
Opțiunea 5 -280,047 32,53 95,90 6
Opțiunea 6 -304,271 35,34 98,72 9
Opțiunea 7 -292,362 33,97 97,38 8
Opțiunea 8 -246,720 29,57 92,98 2
Optiunea 9 -213.305,68 23,63 79,39 1
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 28 din 41
Din analiza indicatorilor prezentați mai sus reiese faptul că Opțiunea 9 a obținut cei mai
buni indicatori de performanță financiară şi economică.
Rezultatele analizei opțiunilor în cele trei scenarii:
Tabel nr.0.2.6.3 – 2 Rezultatele analizei financiare şi economice comparative
Analiza financiară Analiza economică
Scenariul VNAF/C
CIA
(euro/Gcal)
CUA
(euro/Gcal)
VNAE/C (mii
euro)
RIRE (%)
Scenariul I Opțiunea 9 -213.305,68 23,63 79,39 1.673.717,75 123,85%
Scenariul II -327.100 38,01 101,42 1.616.447 54,24%
Scenariul III -839 383 -- 104,56 836 969 28,10%
Din analiza indicatorilor prezentați mai sus reiese faptul că Scenariul 1 - Opțiunea 9 a
obținut cei mai buni indicatori de performanță financiară şi economică.
0.2.6.4Scenariul şi opțiunea propusă
În urma evaluării scenariilor în cadrul analizelor financiară şi economică, cu sublinierea efectelor
asupra mediului şi asupra populației, rezultă optim Scenariul I - alimentare în sistem centralizat –
Opțiunea 9.
Din analiza indicatorilor prezentati mai sus reiese faptul că Scenariul 1 - Optiunea 9 a obtinut
cei mai buni indicatori de performantă financiară şi economică.
Optiunea noua propusă: Scenariul I - alimentare în sistem centralizat – Optiunea 9.
Conceptia aceste optiuni constă în reducerea poluării mediului prin utilizarea drept combustibil
fosil doar a gazului natural, în echipamente moderne, cu eficientă ridicată precum şi în optimizarea
livrării de energie termică vara dintr-o capacitate de productie prin cogenerare de inalta eficienta
dimensionată conform necesarului.
Acest scenariu implică, pentru sursă, închiderea celor 3 cazane de abur pe lignit (C4, C5, C6)
care formează IMA2 şi închiderea a două cazane de abur pe gaze naturale şi păcură (C2, C3) din
IMA1.
Aceste capacităti vor fi înlocuite de o instalatie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de
căldură (40MWe + 43 MWt), două cazane de apă fierbinte, de 116,3 MWt fiecare, pe gaze naturale
naturale. Pentru operarea instalatiei vara si pentru reducerea orelor de functionare a turbine de gaze
se prevede un accumulator de caldura atmosferic de cu capacitatea utila de 8500 mc (300 MWh ).
Se mai prevăd instalatiile auxiliare absolut necesare pentru functionare (doua cazane de abur
de 14 t/h pentru asigurarea apei de adaos în reteaua de termoficare, instalatii termomecanice
auxiliare, statie de tratare chimică a apei, alimentare cu combustibil, compresor de gaze, gospodărie
de apă tehnologică, evacuare ape uzate, pompe apă de răcire, pompe termoficare, instalatii electrice
şi de automatizare).
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 29 din 41
În sursa existentă se mentin în functiune un cazan de abur (C1) şi o turbină cu abur (TA1), fără
lucrări de reabilitare. Cazanul C1 se va reabilita conform cerintelor de mediu.
Scenariul mai prevede conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent, dezvoltarea de
surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) precum şi reabilitarea sistemului de transport şi distributie.
Investitiile sunt conforme cu obiectivele POS Mediu. Se respectă obiectivul global al acestui
program, de protectie şi îmbunătătire a calitătii mediului şi a standardelor de viată în România,
urmărindu-se conformarea cu prevederile acquis-ului de mediu, prin servicii publice eficiente, cu
luarea în considerare a principiului dezvoltării durabile şi a principiului “poluatorul plăteşte”.
Investitiile propuse vor asigura respectarea tuturor cerintelor legislatiei UE şi nationale în
domeniul protectiei mediului, sectorului energetic şi în special al sectorului alimentării centralizate cu
energie termică si vor mari in mod evident parametrii energetici si financiari precum si aportul la
protectia mediului prin reducerea consumului de energie primara.
0.2.6.5Prioritizarea investiției propuse
Într-o primă etapă (2010-2013) se vor realiza investițiile cu cel mai mare impact pozitiv asupra
mediului şi eficienței energetice.
Programul de investiții prioritare are în vedere:
- Termenele de conformare la cerințele Directivelor relevante de mediu;
- Suportabilitatea măsurilor propuse;
- Capacitatea locală de implementare.
Investițiile prioritare propuse pentru cofinanțare din fonduri UE, prin POS Mediu-Axa Prioritară
3, în perioada 2010-2013, sunt următoarele:
Tabel nr.0.2.6.5 – 1 Investițiile prioritare propuse pentru cofinanțare din fonduri UE,
prin POS Mediu-Axa Prioritară 3
Nr. crt Măsura
1 Instalație cogenerare cu ITG+CR (cca 40 MWe+43 MWt)
2
2 cazane de apă fierbinte de 116,3 MWt fiecare, pe gaze/CLU+ acumulator de caldura atmosferic Volum net de
8500 mc , (300 MWh).
3
Sisteme auxiliare necesare pentru funcționare (2 cazane de abur de 14 t/h fiecare, pentru apa adaos
termoficare, alte sisteme auxiliare)
4 Reabilitare parțială retele primare (magistrala 1 şi magistrala 3)
Aceste investiții se vor detalia în prezentul Studiul de fezabilitate.
0.3 Descrierea investiției
Investiția prioritară, care face obiectul prezentului Studiu de fezabilitate, cuprinde: Pentru sursă:
montarea de echipamente noi în sursă;
Pentru sistemul de transport şi distribuție: reabilitarea unei părți din rețelele de transport.
Pentru sistemul de transport şi distributie: reabilitarea unei portiuni de 17km din retelele de
transport.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 30 din 41
Lucrări în sursă
Tabel nr.0.3 – 1 Lucrări în sursă
Investiții Scop Beneficii
ITG+CR cu ardere suplimentară,
capacitate cca 40 MWe + 43 MWt Înlocuirea celor două IMA existente, cu
funcționare actuală pe cărbune şi gaze
naturale, cu nivel ridicat de poluare, în scopul
conformării la mediu.
- Atingerea țintelor de mediu
(conformarea IMA1 şi IMA2).
- Reducerea emisiilor de
SO2, NOx, pulberi şi CO2 .
- Creşterea eficienței
energetice.
2 x 116,3 MWt (100 Gcal/h) fiecare, cu
funcționare pe gaze naturale şi CLU
Acumulator atmosferic de caldura 8500 mc
(300 MWh)Sisteme auxiliare
- doua cazane de abur saturat de 14 t/h,
cu parametri 16 bar 201°C
Cazanele vor asigura consumurile de abur
necesare pentru degazarea şi preîncălzirea
apei de adaos din sistemul de termoficare
Sunt necesare pentru
funcționarea capacităților de
producere şi a sistemului de
termoficare.
- alimentare cu gaze naturaleAsigură funcționarea capacităților de
producere a energiei termice şi electrice.
Prin înlocuirea cărbunelui, se
reduc emisiile de SO2, NOx,
pulberi şi CO2 .
- alimentare cu combustibil lichid usor tip
3
Asigură combustibilul de rezervă pentru
funcționarea capacităților de producere a
energiei termice pentru max.10 zile/an.
Asigură funcționarea în
siguranță a capacităților de
producere a energiei termice.
- compresor de gazeAsigură parametri necesari ai gazului natural
la intrarea în turbina cu gaze.
Asigură funcționarea
capacităților de producere a
energiei termice şi electrice.
- instalații pentru evacuarea apelor uzate
Începând cu anul 2013 nu mai este permisă
evacuarea actuală la depozitul de zgură şi
cenuşă. Evacuarea apelor uzate trebuie
realizată la canalizarea oraşului, după tratarea
lor preliminară.
Centrala nu poate funcționa
fără această instalație.
- instalații auxiliare termomecanice, stație
de tratare chimică a apei, gospodărie de
apă tehnologică, pompe apă de răcire,
pompe termoficare, instalații electrice şi
de automatizare
Asigură funcționalitatea capacităților de
producere a energiei termice şi electrice. Asigură funcționarea centralei.
Pentru amplasarea noilor echipamente s-au ales două zone de amplasament în incinta SC
Electrocentrale Oradea SA, care necesită lucrări minime de demolare/dezafectare.
Prin realizarea investiției prioritare se creează patru IMA noi care vor respecta VLE stabilite prin
Directiva IED (IPPC Recast). Pentru cazanele de 14 t/h, care nu intră sub incidența acestei Directive,
se vor respecta prevederile legislației actuale în vigoare.
VLE care vor fi respectate de toate instalațiile noi sunt prezentate în tabelul următor.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 31 din 41
Tabelul 0.3 - 2 Valori limită de emisii, în mg/Nm3
Instalația de
ardere /
Putere
termică
Este
IMACombustibil
utilizat Legislație
Substanța poluantă
[mg/Nm3] O2
(%)
SO2 NOx PM CO
(ITG+CR) /
40Mwe + 43
MWtDa Gaz natural
Directiva IED
(IPPC Recast)
35 (3%
O2) 505 (3% O2)
100 15
CAF 1
100Gcal/h /
126,4 MWtDa Gaz natural
Directiva IED
(IPPC Recast)35 100 5 100 3
CAF2
100 Gcal/h /
126,4 MWtDa Gaz natural
Directiva IED
(IPPC Recast)35 100 5 100 3
CA 14 t/h /
9,2 MWt Nu Gaz natural
Ordin nr.
462/1993 35 350 5 100 3
CA 14 t/h /
9,2 MWt Nu Gaz natural
Ordin nr.
462/1993 35 350 5 100 3
CAF 2 x 100 Gcal/h vor funcționa în mod uzual pe gaze naturale; în mod excepțional, este
prevăzută şi posibilitatea de funcționare pe combustibil lichid usor tip 3, pentru o perioadă de maxim
10 zile pe an, în conformitate cu art. 12, alin. 5 din HG 541/2003 modificată de HG 322/2005.
Cantitățile anuale estimative de substanțe poluante (SO2, NOx, pulberi) generate după
realizarea investiției, cu respectarea VLE stabilite de Directiva IED (pentru IMA) / Ordin nr. 462/1993
(pentru non IMA), sunt următoarele:
Tabelul 0.3 - 3 Cantități anuale estimative medii de substanțe poluante, în tone/an
Conform ACB Anexa A2
Instalația de ardere Este IMA Legislație SO2 (t/an) NOx (t/an) PM (t/an)
ITG+CR (cca 40 MWe
+ 43 MWt)Da
Directiva IED (IPPC Recast) 0 63,07 0
CAF 1 /116,3 MWt Da Directiva IED (IPPC Recast) 0 20,01 9,82
CAF 2 /116,3 MWt Da Directiva IED (IPPC Recast) 68,37 2,18 1,09
2*CA 14 t/h Nu Ordin nr. 462/1993 0 2,55 0
C1 + T1 Da Directiva IED (IPPC Recast) 0 43,16 0
TotalDirectivă IED (IPPC Recast) şi
Ordin nr. 462/1993 68,37 130,97 10,91
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 32 din 41
Lucrări în rețelele de termoficare
Tabelul 0.3 – 4 Lucrări în rețele termoficare
Investiții Scop Beneficii
Modernizarea parțială a rețelei
primare de alimentare cu
energie termică (magistralele 1
şi 3)
Înlocuirea conductelor
existente cu conducte noi
preizolate (cca 17,5 km
lungime traseu)
Pierderile de căldură în sistemul de transport se vor
reduce de la 26% la 13,5%. Aceasta conduce la
reducerea consumului de combustibil şi implicit la
reducerea emisiilor de SO2, NOx, pulberi şi CO2
Modernizarea partială a retelei primare de alimentare cu energie termică (magistralele 1 şi 3)
prin inlocuirea conductelor existente cu conducte noi preizolate (cca 17,5 km lungime traseu)
Investiția include şi cheltuieli pentru activitățile de consultanță, asistență tehnică, informare şi
publicitate, audit.
0.4 Costurile estimative ale investiției
Costurile estimative ale investitiei sant incluse in Cpitolul 4
Costuri estimative investiție
Tabel nr. 0.4 – 1 Valoarea totală a investiției în prețuri valabile la 31.08.2009 (1
EURO = 4,2231 RON
Valoarea totală a investiției, inclusiv TVA 372.344,4 mii lei (85.523,6 mii Euro)
din care C+M 150.845,0 mii lei (34.647,5 mii Euro)
Valoarea totală a investiției, fără TVA 300.840,8 mii lei (69.100,0 mii Euro)
din care C+M 121.649,2 mii lei (27.941,6 mii Euro)
Tabel nr. 0.4 – 2 Structura investiției pe componente majore
Componenta Valoare (mii Euro)
Implementare proiect - sursa 52395,8
Consultanță 1064,00
Audit 27,90
Asistență tehnică (supervizare) 450,00
Demolări 401,30
Licitație, contractare 3,50
Proiectare 1393,30
Achizitii,Constructii, Montaji pentru : 45.020,7
ITG+CR+acumulator caldura
2 x CAF
Sisteme auxiliare, inclusiv 2 x CA 14 t/h
Sistem alimentare cu gaze naturale
Organizare santier, administrare contract 1240,10
Taxe, comisioane, neprevăzute - sursă 2794,10
Implementare proiect – rețele din care 16704,2
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 33 din 41
Consultanta 782,8
Audit 20,10
Asistență tehnică (supervizare) 450
Licitație, contractare 1,50
Proiectare 407,8
Procurare, execuție 13259,7
Organizare şantier, administrare contract 641,8
Taxe, comisioane, neprevăzute - rețele 1140,5
Total 69100,0
0.4.1 Graficul de implementare
2011 2012 2013 2014 2015
TR 4 TR 1 TR 2 TR 3 TR 4 TR 1 TR 2 TR 3 TR 4 TR 1 TR 2 TR 3 TR 4 TR 1 TR 2 TR 3 TR 4
Consultanță licitație, 1.0execuție 277.2 253.5 171.2 171.2 198.9 171.2 171.2 171.3 65.3 65.3 65.3 65.2Asistență licitație, 1.0execuție 112.5 112.5 67.5 67.5 90.0 90.0 90.0 90.0 45.0 45.0 45.0 45.0Auditlicitație, 0.5execuție 6.2 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 10.8Demolări,
licitație, 0.5
execuție 401.3
IMPLEMENTARE
licitație, 1.0
execuție 5670.2 7962.3 8527.8 8982.2 6247.5 6247.4 2192.8 1824.8 perioada de notificare a
deficientelorIMPLEMENTARE
PROIECTlicitație, 1.0execuție 1263.0 1033.1 1033.1 1033.0 1221.2 1033.1 1033.1 1033.1 1359.6 1547.8 1359.6 1359.6 perioada de notificare a
deficientelor
Taxe, avize, 282.5 1307.2 90.0 1750.9 90.0 414.0sursă 150.0 1307.2 1336.9rețea 132.5 90.0 414.0 90.0 414.0TOTAL 8017.9 9364.5 9802.7 11564.2 7850.7 7544.8 3490.2 4873.2 1563.0 1661.2 1473.0 1894.6
Total investitie 38749.3 23758.9 6591.8
0.4.2 Planul de achiziții
Descrierea lucrărilor, achizițiilor
şi serviciilor Tip contract
Data estimată a publicării a
anunțului de participare
Contract 1 Consultanță Servicii 12.2010
Contract 2 Asistență tehnică (supervizare) Servicii 03.2012
Contract 3 Audit Servicii 04.2012
Contract 4 Demolări, demontări Lucrări (FIDIC Galben) 04.2012
Contract 5 IMPLEMENTARE PROIECT LA SURSÃ Lucrări (FIDIC Galben) 05.2012
Contract 6IMPLEMENTARE PROIECT RETELE DE
TERMOFICARELucrări (FIDIC Galben) 03.2012
0.5 Analiza cost-beneficiu
Analiza cost-beneficiu este inclusă în documentul Proarcor 1.1.001.2012
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 34 din 41
0.6 Sursele de finanțare a investiției
Sursele de finanțare aferente obiectivului de investiții propuse sunt următoarele:
Tabelul 0.6 - 1 Surse de finantare – prețuri constante
Surse 2011 2012 2013 TOTAL
Contributia de la bugetul local (5%) – mii Euro 1937,47 1187,95 329,59 3455,00
Contributia de la bugetul de stat (45%) - mii Euro 17437,19 10691,51 2966,31 31095,00
Grant UE (50%) - mii Euro 19374,65 11879,45 3295,90 34550,00
TOTAL- mii Euro 38749,30 23758,90 6591,80 69100,00
TVA- mii Euro 9207,80 5655,4 1560,4 16423,6
TOTAL inclusiv TVA- mii Euro 47957,10 29414,3 8152,2 85523,6
Tabelul 0.6 - 2 Surse de finantare – prețuri curente
Surse 2011 2012 2013 TOTAL
Contributia bugetul local (5%) – mii € 2180,61 1337,03 370,96 3888,60
Contributia bugetul de stat (45%) - mii € 19625,49 12033,27 3338,64 34997,40
Grant UE (50%) - mii € 21806,10 13370,30 3709,60 38886, 00
TOTAL- mii € 43612, 20 26740,60 7419,20 77772,00
TVA - mii € 10363,40 6365,20 1756,20 18484,80
TOTAL inclusiv TVA - mii € 53975,60 33105,80 9175,40 96256,80
0.7 Principalii indicatori tehnico-economici ai investiției
Esalonarea investitiei este inclusa in Anexa H pag. 8/9
0.7.1 Valoarea totală a investiției
Tabel nr. 0.7.1 – 1 Valoarea totală a investiției în prețuri valabile la 01.07.2010 (1
EURO = 4,3537 RON)
Valoarea totală a investiției, inclusiv TVA 372.344,4 mii lei (85.523,6 mii euro)
din care C+M 150.845,0 mii lei (34.647,5 mii euro)
Valoarea totală a investiției, fără TVA 300.840,8 mii lei (69.100,0 mii euro)
din care C+M 121.649,2 mii lei (27.941,6 mii euro)
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 35 din 41
0.7.2 Esalonarea investiției
Tabelul nr.0.7.2 - 1 Eşalonarea investiției – prețuri constante
Anul
Investitie –
cu TVA (mii Euro)TVA (mii Euro)
Investitie –
fara TVA (mii Euro)
Anul 2012 47957,1 9207,8 38749,3
Anul 2013 29414,3 5655,4 23758,9
Anul 2014 8152,2 1560,4 6591,8
Total 85523,6 16423,6 69100,0
Tabelul nr.0.7.2 - 2 Eşalonarea investiției – prețuri curente
Investitie –TVA (mii
Euro)
Investitie –
Anulcu TVA (mii
Euro)fara TVA
(mii Euro)
Anul 2012 55.545,01 10750,6464 44.794,36
Anul 2013 34.057,13 6591,7032 27.465,43
Anul 2014 9449,172 1.828,87 7620,3
Total 99.051,31 19171,2216 79.880,09
0.7.3 Durata de realizare
Durata de realizare este de 42 de luni.
0.7.4 Capacități fizice
Sursă:
- 1 instalație cu turbină cu gaze de cca 40 MWe cu cazan recuperator de căldură de 43 MWt
- 2 cazane de apă fierbinte 2 x 100 Gcal/h (2 x 116,3 MWt)
- Sisteme auxiliare necesare pentru funcționarea capacităților de producere a energiei termice şi
electrice, inclusiv 2 cazane de abur x 14 t/h pentru prepararea apei de adaos în rețeaua de
termoficare
Rețele:
- Rețele termice de transport 17 500 m traseu
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 36 din 41
Tabel nr. 0.7.4 – 1 Sinteza capacităților fizice
DenumireCapacitate fizică
Investiția
(exclusiv TVA)
Investiția specifică
UM Valoare UM Valoare UM Valoare
Capacitatea echivalentă de
producere a energiei termice şi
energiei electrice în echipamentele
noi din sursă
MWechiv 370,4 mii Euro 52395,8 Euro/MWechiv 141,46
Lungimea de traseu a rețelelor de
transport reabilitatem 17500 mii Euro 16704,2 mii Euro/km 954,52
0.7.5 Alți indicatori specifici domeniului de activitate în care este realizată
investiția
0.7.5.1Performanțe tehnice
Tabel nr. 0.7.5.1 – 1 Performanțe tehnice – ITG+CR
Indicator fizic UM Cantitate
ITG+CR buc 1
Turboagregatul cu gaze de 40 MW
Puterea nominală la temperatura exterioară 15°C
(conform condiții ISO) pe amplasament Oradea MW41,1
Puterea brută pe amplasament Oradea
iarna la temperatura exterioară -15°C MW 49,44
vara la temperatura exterioară 20°C MW 37,955
Consum gaze naturale
la temperatura exterioară 15°C (conform condiții
ISO) pe amplasament Oradea MW96,01
iarna la temperatura exterioară -15°C MW 111,81
vara la temperatura exterioară 20°C MW 92,41
Putere calorifică inferioară gaze naturale kcal/m3 8050
Presiune gaze la intrare bar 41
Temperatura gazelor arse la ieşirea din turboagregat °C 453
Cazanul recuperator de apă fierbinte
Capacitate termică totală MWt 52,8
prin recuperare căldură MWt 52,8
Consum gaze naturale pentru ardere suplimentară
la temperatura exterioară 150C (conform condiții
ISO) pe amplasament Oradea mc/h0
iarna la temperatura exterioară -15°C mc/h 0
vara la temperatura exterioară 20°C mc/h 0
Debit de apă prin cazan
minim mc/h 605
maxim mc/h 692
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 37 din 41
Temperatura gazelor la intrare în cazan °C
Temperatura gazelor la coş 75
maxim iarna °C 75
vara °C 75
Eficiența globală
la temperatura exterioară 15°C (conform condiții
ISO) pe amplasament Oradea %92
iarna la temperatura exterioară -15°C % 88
vara la temperatura exterioară 20°C % 93
Putere termică IMA, condiții ISO MWt 50,53
VLE pentru NOx mg/Nm3 35
Tabel nr. 0.7.5.1 – 2 Performanțe tehnice - CAF 100 Gcal/h
Indicator fizic UM CAF 100 Gcal/h
Cazan de apă fierbinte buc 2
Capacitatea termică
MWt 116,3Gcal/h 100
Putere termică MWt 126,4
Tip combustibil -
Gaze naturale /
păcură cu max 1%S
Randament
funcționare pe gaze naturale % min 92%
funcționare pe păcură % min 91%
Consum combustibil
funcționare pe gaze naturale mc/h 13500
Putere calorifică inferioară
gaze naturale kcal/m3 8050
VLE pentru SO2 3
mg/Nm
35
VLE pentru NOx mg/Nm3 100
VLE pentru PM mg/Nm3 5
Tabel nr. 0.7.5.1 – 3 Performanțe tehnice - CA 14 t/h (pentru servicii interne)
Indicator fizic UM Cantitate
Cazan de abur buc 2
Putere termică MWt 9,2
Parametri abur saturatDebit t/h 14Presiune bar 16Temperatura °C 201Temperatura apei de alimentare °C 103
Tip combustibil -Gaze naturale / păcură cu max 1%S
Randament
funcționare pe gaze naturale % 96%
Consum combustibilfuncționare pe gaze naturale mc/h 980Putere calorifică inferioară
gaze naturale kcal/m3 8050
VLE pentru SO2 3 35
VLE pentru NOx mg/Nm3 350VLE pentru PM mg/Nm3 5VLE pentru CO mg/Nm3 100
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 38 din 41
Tabel nr. 0.7.5.1 – 5 Rețele termice primare
Indicator fizic UM Cantitate
Lungime traseu km 17,500Diametre nominale mm 800 ÷ 65
0.7.5.2Principalii indicatori de performanță
Tabel nr. 0.7.5.2 – 1 Principalii indicatori de performanță
Indicator de performanță UM Inainte de
proiect
După
implementarea
proiectului
Modificare
(fizică)
Modificare
(%)
Localități în care s-a îmbunătățit calitatea
aerului datorită reabilitării sistemului de
termoficarenr. 0 1 +1 -
Număr IMA conformate la Directiva IMA Nr. 0 2 +2 -
Emisii de SO2 provenite de la sistemele de
termoficare t/an 28112 68,36 -28043,64 -99,75%
Emisii de NOx provenite de la sistemele de
termoficare t/an 2585130,97
-2454,03 -94,93%
Emisii de pulberi provenite de la sistemele
de termoficare t/an 2510 10,9 -2499,1 -99,56%
Emisii de CO2 provenite de la sistemele de
termoficare t/an 879405 296492 -582913 -66,28%
Consum specific de combustibil raportat la
energia echivalentă produsă
MWht /
MWhech 1,76 1,119 -0,641 -36,42%
Consum energie electrică raportat la
energia echivalentă produsă
MWh/M
Wh 0,079 0,019 -0,06 -75,95%
Pierderi de energie termică în rețele
transport % 26%13,5%
-12,5% -48,07%
0.7.5.3Efecte energetice şi economice
Deoarece capacitățile noi prevăzute în sursă sunt necesare, în primul rând, pentru reducerea
emisiilor (concentrații) de SO2, NOx şi pulberi şi au ca rezultat principal respectarea termenelor de
conformare angajate de România, investiția în sursă este considerată investiție de mediu.
Investiția în rețele, care conduce, prin reducerea pierderilor în rețele, la reducerea consumului
de combustibil, este considerată investiție în eficiență energetică.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 39 din 41
Tabel nr. 0.7.5.3 – 1 Efecte energetice şi economice
Tip investiție
Valoare investiție
(mil.Euro)
Economie de energie (+) sau
consum suplimentar de
energie (MWh/an) sau
(Gcal/an)
Econ. cheltuieli
Efect economic
(+ sau -)
1000Euro/an)
Inclusiv
TVA
Exclusiv
TVA
A. Sursa de căldură
A1. Investiții de mediu 62,3 52,4 - -
A.2. Investiții în eficiență
energetică - -
B. Rețele de termoficare
B1. Investiții de mediu - - - -
B.2. Investiții în eficiență
energetică 19,8 16,7 -174.997 Gcal/an -5.049,68
TOTAL 82,1 69,1
NOTA: Efectul economic este calculat fără escaladare prețuri.
Cod document: 1.1.002.2012. Pag. 40 din 41
Cod document:
1.1.002.2012.Pag. 41 din 41
Evoluția subventilor de la bugetul de stat si de la bugetul local; tariful energiei
termice destinate consumatorilor (populație) conectati in reteaua de distributie
AniPLR (Euro/Gcal)
Subvenție
suportată de la
bugetul de stat
(Euro/Gcal)
Subvenție
suportată de la
bugetul local
(Euro/Gcal)
Tariful energiei termice
(Euro/Gcal
2010 33,55 19,65 10,33 63,52
2011 33,55 19,65 10,33 63,52
2012 44,17 0,00 4,91 49,08
2013 44,17 0,00 4,91 49,08
2014 44,17 0,00 4,91 49,08
2015 44,17 0,00 4,91 49,08
2016 44,17 0,00 4,91 49,08
2017 44,17 0,00 4,91 49,08
2018 52,62 0,00 2,46 55,08
2019 60,94 0,00 0,00 60,94
2020 64,82 0,00 0,00 64,82
2021 64,75 0,00 0,00 64,75
2022 64,89 0,00 0,00 64,89
2023 66,82 0,00 0,00 66,82
2024 78,91 0,00 0,00 78,91
2025 79,98 0,00 0,00 79,98
2026 81,07 0,00 0,00 81,07
2027 82,17 0,00 0,00 82,17
2028 82,68 0,00 0,00 82,68
2029 83,19 0,00 0,00 83,19
2030 83,19 0,00 0,00 83,19
2031 83,19 0,00 0,00 83,19
2032 83,19 0,00 0,00 83,19
Evolutia tarifului la energia termica destinata consumatorilor – populatie in
Scenariul „cu proiect”