STRATEGIA DE ALIMENTARE CU ENERGIE TERMIC A … · 2010-10-03 · Necesarul actual de energie...

STRATEGIA DE ALIMENTARE CU ENERGIE TERMICĂ A MUNICIPIULUI ORADEA

I

CUPRINS

Lista anexe ................................................................................................................................................................................................... V

Abrevieri ......................................................................................................................................................................................................VI

1. Introducere ...........................................................................................................................................................................................1

1.1. Scopul, obiectivele și structura lucrării .............................................................................................................................1

1.2. Localizarea sistemului studiat ...............................................................................................................................................2

1.3. Obiective naționale și ale municipiului Oradea în direcția termoficării.............................................................3

1.3.1. Obiective naționale pentru sistemele de încălzire centralizate şi reflectarea acestora în obiectivele strategiei locale de termoficare............................................................................................................3

1.3.2. Complementaritatea cu strategiile şi planurile naționale, regionale şi alte documente relevante ...........................................................................................................................................7

2. Cadrul social, economic și juridic ............................................................................................................................................9

2.1. Informații generale privind regiunea vizată în studiu ................................................................................................9

2.1.2. Date geografice, administrative şi economice .......................................................................................................9

2.1.3. Zone naturale protejate.................................................................................................................................................10

2.1.4. Clima.......................................................................................................................................................................................11

2.1.5. Date geo‐fizice....................................................................................................................................................................12

2.1.6. Calitatea mediului ............................................................................................................................................................12

2.1.7. Zone sensibile ....................................................................................................................................................................17

2.2. Contextul socio‐economic regional ..................................................................................................................................19

2.2.1. Regiunea de Dezvoltare Nord‐Vest..........................................................................................................................19

2.2.2. Județul Bihor.......................................................................................................................................................................23

2.2.3. Municipiul Oradea............................................................................................................................................................23

2.3. Contextul juridic ........................................................................................................................................................................24

2.4. Cadrul instituțional și administrativ ................................................................................................................................26

2.4.1. Cadrul administrativ general ......................................................................................................................................26

2.4.2. Instituții în domeniul protecției mediului ............................................................................................................29

2.4.3. Instituții în domeniul energiei ...................................................................................................................................32

2.5. Resursele energetice ...............................................................................................................................................................34

2.5.1. Resurse de energie primară în România ...............................................................................................................34

2.5.2. Potențialul resurselor regenerabile în municipiul Oradea ...........................................................................36

3. Situaţia actuală a sistemului de alimentare cu energie termică în municipiul Oradea ......................40

3.1. Date generale privind alimentarea cu energie termică în municipiul Oradea .............................................40


II

3.2. Sistemul centralizat de alimentare cu energie termică...........................................................................................40

3.2.1. Prezentare generală ........................................................................................................................................................40

3.2.2. Necesarul actual de energie termică aferent sistemului centralizat de alimentare cu energie termică .............................................................................................................................41

3.2.3. Sursa sistemului centralizat de alimentare cu energie termică .................................................................46

3.2.4. Depozitul de zgură şi cenuşă.......................................................................................................................................57

3.2.5. Rețele de transport al energiei termice .................................................................................................................58

3.2.6. Rețele de distribuție a energiei termice.................................................................................................................61

3.2.7. Puncte termice...................................................................................................................................................................62

3.2.8. Sistemul de monitorizare .............................................................................................................................................64

3.2.9. Instalații la consumatori ...............................................................................................................................................65

3.2.10. Eficiența energetică în clădiri ..................................................................................................................................66

3.2.11. Bilanțul energiei termice în sistemul de termoficare ...................................................................................68

3.3. Impactul de mediu generat de sistemul de alimentare cu energie termică...................................................68

3.3.1. Prezentare generală ........................................................................................................................................................68

3.3.2. Emisii în aer, apă, sol ......................................................................................................................................................69

3.3.3. Zgomot...................................................................................................................................................................................73

3.3.4. Deşeuri şi gestionarea deşeurilor.............................................................................................................................74

3.3.5. Gestionarea substanțelor toxice şi periculoase..................................................................................................75

3.4. Prezentarea operatorului local de termoficare...........................................................................................................75

3.4.1. Caracteristicile principale ale companiei de termoficare..............................................................................75

3.4.2. Istoricul companiei..........................................................................................................................................................75

3.4.3. Date privind proprietatea.............................................................................................................................................77

3.4.4. Structura organizațională şi de administrare .....................................................................................................78

3.4.5. Performanțe curente din operare şi financiare..................................................................................................80

3.5. Aspecte financiare vizând sistemul de alimentare cu energie termică din municipiul Oradea ...........81

3.5.1. Investiții în curs de derulare sau planificate .......................................................................................................81

3.5.2. Mecanismul de plată al serviciului de alimentare cu energie termică ....................................................82

3.5.3. Gradul de colectare a contravalorii energiei termice vândute....................................................................83

3.5.4. Tarife actuale practicate pentru energia electrică............................................................................................83

3.5.5. Prețuri de achiziție ..........................................................................................................................................................84

3.6. Concluzii privind situația actuală a sistemului de termoficare din Oradea ...................................................85

3.6.1. Probleme generate de sistemul de termoficare .................................................................................................85

3.6.2. Probleme de mediu .........................................................................................................................................................86

3.6.3. Probleme de eficiență.....................................................................................................................................................87

3.6.4. Problema impactului asupra schimbărilor climatice ......................................................................................88


III

4. Studiu comparativ al solutiilor posibile de alimentare cu energie termică a municipiului Oradea................................................................................................................................................................89

4.1. Predicția evoluției indicatorilor relevanți în perioada de analiză ......................................................................89

4.1.1. Predicția evoluției socio‐economice ........................................................................................................................91

4.1.2. Predicția evoluției necesarului de energie termică ..........................................................................................97

4.2. Scenariile de alimentare cu energie termică a municipiului Oradea .............................................................107

4.2.1. Stabilirea scenariilor....................................................................................................................................................107

4.2.2. Avantajele și dezavantajele specifice scenariilor analizate .......................................................................108

4.2.3. Analiza multicriterială comparativă.....................................................................................................................109

4.3. Analiza comparativă a opțiunilor în cadrul scenariilor propuse.....................................................................112

4.3.1. Metodologie şi ipoteze de lucru..............................................................................................................................112

4.3.2. Analiza opțiunilor în cadrul Scenariului I ..........................................................................................................122

4.3.3. Analiza opțiunilor în cadrul Scenariului II.........................................................................................................163

4.3.4. Analiza opțiunilor în cadrul Scenariului III.......................................................................................................168

4.4. Identificarea scenariului optim și a opțiunii optime..............................................................................................169

4.4.1. Analiza comparativă a opțiunilor în cadrul scenariilor analizate...........................................................169

4.4.2. Scenariul şi opțiunea optimă propusă.................................................................................................................171

4.5. Concluzii .....................................................................................................................................................................................172

5. Analiza tehnicoeconomică a solutiei optime propuse pentru alimentarea cu energie termică a municipiului Oradea .................................................................................................................174

5.1. Aspecte introductive.............................................................................................................................................................174

5.2. Investițiile pe termen lung.................................................................................................................................................175

5.3. Estimarea costurilor .............................................................................................................................................................177

5.3.1. Parametri de bază şi predimensionarea.............................................................................................................177

5.3.2. Costuri unitare................................................................................................................................................................180

5.3.3. Costuri de investiții ......................................................................................................................................................181

5.3.4. Costuri de operare, întreținere şi administrative ..........................................................................................181

5.4. Planul de implementare și eșalonarea investițiilor................................................................................................181

5.4.1. Criterii pentru eşalonare ...........................................................................................................................................181

5.4.2. Planul de implementare şi planul de eşalonare ..............................................................................................181

5.5. Evaluarea impactului măsurilor propuse...................................................................................................................181

5.5.1. Impactul asupra mediului .........................................................................................................................................181

5.5.2. Impactul asupra sănătății publice .........................................................................................................................186

5.5.3. Impactul socio‐economic...........................................................................................................................................186

5.5.4. Securitatea alimentării ...............................................................................................................................................186

5.6. Atingerea țintelor ...................................................................................................................................................................186

5.7. Cerințe instituționale ...........................................................................................................................................................187


IV

5.8. Concluzii .....................................................................................................................................................................................188

6. Analiza suportabilitătii costurilor ....................................................................................................................................189

6.1. Premisele analizei..................................................................................................................................................................189

6.1.1. Consumul mediu de căldură pe gospodărie......................................................................................................189

6.1.2. Costuri de exploatare ..................................................................................................................................................190

6.1.3. Venitul mediu disponibil al gospodăriilor din municipiul Oradea.........................................................190

6.1.4. Premise ..............................................................................................................................................................................193

6.2. Analiza de suportabilitate ..................................................................................................................................................193

6.3. Analiza de sensibilitate........................................................................................................................................................195

6.4. Analiza de risc..........................................................................................................................................................................195

7. Programul de investitii prioritare ....................................................................................................................................197

7.1. Prioritizarea investițiilor propuse .................................................................................................................................197

7.1.1. Criterii.................................................................................................................................................................................197

7.1.2. Descrierea măsurilor propuse ................................................................................................................................198

7.2. Indicatori cheie de performanță .....................................................................................................................................199

7.3. Lista investițiilor prioritare ..............................................................................................................................................199

7.4. Concluzii .....................................................................................................................................................................................201

ANEXE.......................................................................................................................................................................................................203


V

LISTA ANEXE

Anexa 1 – Termenele pentru conformarea Instalaţiilor Mari de Ardere şi Valorile Limită de Emisii

Anexa 2 - Plafoanele anuale de emisie propuse pentru perioada 2007 – 2016

Anexa 3 – Perioade de tranziţie pentru depozitul de zgură şi cenuşă

Anexa 4 – Variaţiile medii orare ale concentraţiilor principalilor poluanţi şi evoluţia emisiilor anuale in judeţul Bihor

Anexa 5 – Transpunerea Directivelor UE relevante pentru Instalaţii Mari de Ardere

Anexa 6 – Documentele legislative naţionale şi internaţionale relevante din domeniul energiei şi protecţiei mediului

Anexa 7 – Diagrama Sankey pentru bilanţul fluxurilor de energie termică în centrala SC Electrocentrale Oradea SA în perioada 2004 -2008

Anexa 8 – Diagrama Sankey pentru bilanţul fluxurilor de energie termică sub formă de apă fierbinte aferent sistemului de termoficare în perioada 2004 – 2008

Anexa 9 – Valori admise ale indicatorilor de calitate a apelor uzate evacuate şi ale substanţelor în sol

Anexa 10 – Structura organizaţională a SC Electrocentrale Oradea SA

Anexa 11 – Eşalonarea investiţiilor în scenariile analizate

Anexa 12 - Performanţele anuale pe durata de analiză în scenariile analizate

Anexa 13 – Concepţia în scenariile analizate

Anexa 14 – Scheme termice de principiu în scenariile analizate

Anexa 15 – Modul de acoperire a sarcinii termice în scenariile analizate

Anexa 16 – Cheltuieli anuale în scenariile analizate

Anexa 17 – Costuri unitare în scenariile analizate


VI

ABREVIERI

Acc – apa caldă de consum AJOFM - Agenţia Judeţeană de Ocupare a Forţei de Muncă AM - Administraţia Fondului pentru Mediu ARPM - Agenţia Regională de Protecţia Mediului APM - Agenţia pentru Protecţia Mediului ANRE - Agenţia Naţională de Reglementare în domeniul Energiei ANRSC - Agenţia Naţională de Reglementare pentru Serviciile Comunale de Utilitãţi Publice AG – Adunarea Generala AGA – Adunarea generala a asociaţilor AFM - Administraţia Fondului pentru Mediu ANPM – Agenţia Naţională pentru Protecţia Mediului ANAR – Administraţia Naţională Apele Române ADL – Advanced Distributed Learning AIM – Autorizaţia integrata de mediu BAU – scenariul BAU (Business As Usual) presupune menţinerea situaţiei actuale BREF- BAT – Documentul de Referinţă asupra Celor mai Bune Tehnici Disponibile BNR – Banca Nationala Romana CES – Coeziune Economico-Socială CSNR – Cadrul Strategic Naţional de Referinţă CA - Consiliul de administraţie CO – Monoxid de carbon CET – Centrala electrică de termoficare CE - Comisia Europeana CIA - Costul Incremental Actualizat al energiei termice C1,C2,C3 – Cazane CCO – Consum chimic de Oxigen CNSR – Cadrul Naţional Strategic de Referinţă CCE – Creşterea Competitivităţii Economice CO2 – dioxid de carbon CR – cazan recuperator CUA - Costul Unitar Actualizat pentru energia termică. COICOP - Classification of Individual Consumption by Purpose (Clasificarea consumului individual după destinaţie - clasificare standard pe destinaţii a cheltuielilor de consum) DGMIS – Direcţia Generală pentru Managementul Instrumentelor Structurale ECO - economizor FC – Fondul de Coeziune FEDR – Fondul European de Dezvoltare Regională FSE – Fondul Social European GES – gaze cu efect de seră GNM – Garda Naţională de Mediu HAP – hidrocarburi aromatice policiclice IDG – instalaţie desulfurare gaze de ardere


VII

INCD ECOIND – Institutul Naţional de Cercetare-dezvoltare pentru Ecologie Industriala IMA – Instalaţie Mare de Ardere IPPC – Prevenirea si Controlul Integrat al Poluării mediului ICIM – Institutul Naţional de Cercetare – Dezvoltare pentru Protecţia Mediului INCDDD – Institutul Naţional de Cercetare şi Dezvoltare “Delta Dunării” INCDM – Institutul Naţional de Cercetare – Dezvoltare Marină “Grigore Antipa” ICMV – Instalaţie de cântărire din mers a vagoanelor INS - Institutul Naţional de Statistica ISD – Investiţiile străine directe ISPE – Institutul de Studii si Proiectări Energetice ITG – instalaţie cu turbină cu gaze MM – Ministerul Mediului MMDD – Ministerul Mediului si Dezvoltării Durabile (actualul MM) MMGA - Ministerul Mediului si Gospodăririi Apelor (actualul MM) MAPM - Ministerul Apelor si Protectiei Mediului MM – Ministerul Mediului MDLPL - Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice si Locuinţelor NO2 – Bioxidul de azot OPCP – Oficiul de Plaţi si Contractare PHARE OI POS - Organismul Intermediar pentru Programul Operaţional Sectorial OUG - Ordonanţă de Urgenţă UE – Uniunea Europeana UNFCCC – Cadru a Naţiunilor Unite asupra Schimbărilor Climatice PIB – Produsul intern Brut POS – Programe Operaţionale Sectoriale PM – Pulberi in suspensie PNA - Planul Naţional de Alocare POS – CCE – Programul Operaţional Creşterea Competitivităţii Economice POR - Programul Operaţional Regional PDR - Planul de Dezvoltare Regională PZU – Piaţa pentru Ziua Următoare PE – Piaţa pentru Echilibrare PND - Planul Naţional de Dezvoltare PNASC - Planul Naţional de Acţiune în domeniul Schimbărilor Climatice PNRPE - Programul naţional de reducere progresivă a emisiilor de dioxid de sulf, oxizi de azot, compuşi organici volatili şi amoniac RIRE - Rata de Rentabilitate Economică SRE - Surse regenerabile de energie SNEGICA - Sistemul Naţional pentru Evaluarea şi Gestionare Integrată a Calităţii Aerului SNSC - Strategia naţională a României privind schimbările climatice SNCFR - Societatea Naţională a Căilor Ferate Române SACET- Sistem de Alimentare Centralizată cu Energie Termică SIC – Sistem de Încălzire Centralizat SI - Supraîncălzitor SEN - Sistemul Electroenergetic Naţional SRM - Staţie de Reglare şi Măsurare SO2 – bioxid de sulf TA – turbină cu abur tep – tonă echivalent petrol (puterea calorifică inferioară este 10000 kcal/kg) VLE – Valoare Limită de Emisie


VIII

VNAF/C - Valoarea Financiară Netă Actualizată a Investiţiei VNAE/C - Valoarea Netă Actualizată Economică


1

1. INTRODUCERE

1.1. Scopul, obiectivele și structura lucrării

Obiectivul prezentului studiu este de a elabora o strategie energetică pentru instalaţiile mari de ardere (IMA) şi pentru sistemul de încǎlzire centralizatǎ în municipiul Oradea, acoperind întregul sistem inclusiv producţia, transportul şi distribuţia de energie termică către consumatori pe o perioadă de 20 ani, etapizat pe termen scurt (2010-2013), mediu (2014-2020) şi termen lung (2021-2029).

Scopul elaborării studiului este de a identifica şi prioritiza necesităţile investiţionale, astfel încât să respecte – la cel mai mic cost – conformarea cu Directivele CE din sectorul de mediu, luând în considerare suportabilitatea investiţiilor de către populaţie şi capacitatea locală de implementare a proiectului.

Prezentul studiu reprezintă documentul suport pentru justificarea necesităţii finanţării investiţiilor pentru reabilitarea / modernizarea sistemului de alimentare cu energie termică din municipiul Oradea, prezentând situaţia existentă, proiecţiile privind dezvoltarea viitoare a întregului sistem de încǎlzire centralizatǎ. Pe baza acestor informaţii, prezentul document expune opţiunile strategice pentru sistemul de încǎlzire centralizatǎ şi opţiunile specifice aferente fiecărei componente a sistemului.

Planul de investiţii pe termen lung identifică atât necesarul de investiţii în baza conformǎrii cu directivele UE relevante, îmbunătăţirea eficienţei energetice, cât şi asigurarea unui sistem de încălzire eficient din punct de vedere al costului şi al sustenabilităţii, sistem care va conduce la îmbunǎtǎţirea calităţii mediului, a condiţiilor de sănătate a populaţiei şi la servicii mai bune oferite consumatorilor.

În final, studiul propune un program de investiţii prioritare în infrastructurǎ precum şi un plan de implementare, utilizând o metodologie clară pentru clasificarea opţiunilor propuse pe baza unor criterii detaliate în cadrul prezentului studiu.

Elaborarea studiului porneşte de la analiza contextului strategic naţional relevant pentru sistemele de încălzire centralizată cu privire la protecţia mediului, reflectat în obiectivele strategiei locale de termoficare (Cap. 2). Se au în vedere obligaţiile de mediu asumate de România în cadrul Tratatului de Aderare la UE, angajamentele asumate şi obiectivele privind reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, obiectivele privind creşterea eficienţei energetice, creşterea ponderii surselor regenerabile şi alimentarea cu energie termică a localităţilor prin sisteme de producere şi distribuţie centralizate. De asemenea, se au în vedere obiectivele unor strategii şi programe naţionale relevante.

Următorul pas în elaborarea strategiei îl constituie analiza situaţiei actuale a sistemului de termoficare din municipiul Oradea (Cap. 3), evaluată în contextul unor date generale privind caracteristicile naturale ale zonei, calitatea mediului, aspecte socio-economice la nivelul regiunii, judeţului şi municipiului, cadrul legislativ, instituţional şi operaţional aferent domeniilor alimentării centralizate cu energie termică şi protecţiei mediului.

Situaţia actuală a sistemului de termoficare este analizată, pe o perioadă istorică de 5 ani (2004 – 2008) din următoarele puncte de vedere:

necesarul de energie termică anual şi orar; situaţia componentelor sistemului: sursă, sistemul de transport şi distribuţie, depozitul de

zgură şi cenuşă, instalaţii ale consumatorilor, eficienţa energetică în clădiri, performanţe ale sistemului de termoficare;

impactul asupra mediului; aspecte legale, instituţionale, operaţionale; aspecte financiare relevante: investiţii în curs/planificate, tarife, subvenţii.


2

Sunt prezentate şi elemente vizând resursele de energie primară în România şi potenţialul resurselor regenerabile în municipiul Oradea.

Sunt evidenţiate problemele sistemului de termoficare care conduc la necesitatea efectuării unor lucrări de reabilitare/modernizare la nivelul acestui sistem.

În continuare, se elaborează analiza evoluţiei cererii de energie termică în următorii 20 de ani. Estimarea evoluţiei necesarului de energie termică se realizează pornind de la situaţia existentă şi are la bază economia de energie, evoluţia numărului de consumatori şi efectele schimbărilor climatice.

Având astfel evoluţia necesarului de energie termică la consumator, se analizează apoi evoluţia pierderilor în reţelele de transport şi distribuţie şi evoluţia surselor de energie geotermală, rezultând evoluţia necesarului de energie la nivelul sursei sistemului de termoficare.

În acest context (obiective naţionale şi municipale, analiza situaţiei actuale, proiecţii), se identifică opţiunile pentru municipiul Oradea. Opţiunile sunt definite în cadrul unor scenarii strategice de alimentare cu energie termică. Determinarea scenariului optim privind alimentarea cu energie termică a consumatorilor se va realiza în baza unei analize a avantajelor şi dezavantajelor fiecărui scenariu corelat cu o analiză comparativă multicriterială, care va lua în considerare criterii de mediu, sociale şi economice (Cap. 4).

Pentru scenariile menţionate se vor identifica opţiuni viabile de echipare a sistemului de alimentare cu energie termică pentru care se estimează nivelul investiţiilor necesare şi se elaborează analiza tehnico-economică a opţiunilor (Cap. 4). Din această analiză rezultă opţiunea cea mai bună de dezvoltare a sistemului de termoficare în cadrul fiecărui scenariu. Scenariile detaliate astfel printr-o opţiune se compară financiar şi economic, rezultând scenariul şi opţiunea cea mai bună de alimentare cu energie termică a consumatorilor.

Pentru scenariul şi opţiunea cea mai bună se determină planul de investiţii pe termen lung (Cap. 5), se analizează impactul măsurilor propuse asupra mediului, sănătăţii publice, socio-economice şi asupra securităţii alimentării, se analizează nivelul de atingere a ţintelor cerinţelor instituţionale.

Se elaborează analiza de suportabilitate (Cap. 6), în scopul stabilirii tarifului maxim ce poate fi suportat de populaţia beneficiară a serviciului de termoficare, tarif care să acopere atât costul de producere, cât şi valoarea investiţiilor propuse a se realiza în modernizarea CET şi a sistemului de termoficare aferent.

Deoarece investiţiile cuprinse în planul pe termen lung au efecte diferite, se realizează prioritizarea (Cap. 7) acestora, astfel încât într-o primă etapă să fie realizate investiţiile cu cel mai mare impact pozitiv asupra mediului şi eficienţei energetice, în scopul eficientizării utilizării fondurilor necesare.

1.2. Localizarea sistemului studiat

Studiul se elaborează pentru reabilitarea sistemului de termoficare urbană din municipiul Oradea.

Municipiul Oradea (Fig. 1.1) este reşedinţa judeţului Bihor şi este localizat în partea de nord-vest a României, în Regiunea de Dezvoltare Nord-Vest. Structura administrativă a regiunii cuprinde şase judeţe: Bihor, Cluj, Sălaj, Bistriţa-Năsăud, Maramureş şi Satu-Mare. Suprafaţa ocupată de judeţul Bihor reprezintă cca 22% din totalul suprafeţei ocupate de Regiunea Nord-Vest.

Municipiul Oradea are o suprafaţă de 70.606 ha (conform PUG – 2000) şi o populaţie de aproximativ 205.077 locuitori.


3

Fig. 1.1 – Localizarea sistemului studiat

1.3. Obiective naţionale și ale municipiului Oradea în direcția termoficării

Sectorul energetic trebuie să facă faţă principalelor provocări care se manifestă la nivel intern şi global: securitatea alimentării cu energie, creşterea competitivităţii economice şi reducerea impactului asupra mediului înconjurător. Pentru a face faţă acestor provocări, au fost elaborate strategii, planuri şi programe naţionale.

1.3.1. Obiective naţionale pentru sistemele de încălzire centralizate şi reflectarea acestora în obiectivele strategiei locale de termoficare

Obligaţiile de mediu asumate de România în cadrul Tratatului de Aderare la UE O mare parte din Instalaţiile Mari de Ardere (IMA) din România generează emisii poluante în

atmosferă (SO2, NOx, pulberi etc.) mai mari decât limitele admise. 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 poluanţi în aer proveniţi din IMA, care este anexă a Documentului de Poziţie Complementar pentru Capitolul 22 – Mediu.

România a obţinut perioade de tranziţie eşalonate până în 2013, pe categorii de poluanţi emişi în atmosferă - dioxid de sulf (SO2), oxizi de azot (NOx) şi pulberi, respectiv 2017 pentru reducerea suplimentară a emisiilor de oxizi de azot, pentru anumite instalaţii care intră sub incidenţa Directivei 2001/80/CE privind reducerea anumitor poluanţi provenind de la IMA.

Municipiul Oradea


4

Perioadele de tranziţie pentru fiecare categorie de poluant şi pentru fiecare IMA sunt cuprinse în HG 322/2005 care modifică şi completează HG 541/2003 (privind stabilirea unor măsuri privind limitarea emisiilor în aer ale anumitor poluanţi proveniţi din instalaţii mari de ardere, cu modificările şi completările ulterioare).

Perioadele de tranziţie obţinute evidenţiază, pe de o parte, faptul că IMA cu perioade de tranziţie au un efect semnificativ asupra calităţii aerului, fiind necesară implementarea de măsuri de reducere a emisiilor poluante, iar pe de altă parte, că nivelul investiţiilor necesare este dificil a fi suportat de beneficiar.

Pentru municipiul Oradea, obiectivele municipale au în vedere protecţia mediului prin: • respectarea termenelor de conformare pentru IMA din cadrul sistemului de alimentare centralizată

din municipiul Oradea, atât în ceea ce priveşte valorile limită de emisie pentru emisiile de SO2, NOx şi pulberi, cât şi în ceea ce priveşte plafoanele anuale aferente acestor poluanţi;

• respectarea termenelor de conformare pentru depozitul de zgură şi cenuşă.

Termenele pentru conformarea instalaţiilor mari de ardere şi valorile limită de emisie pentru dioxid de sulf, oxizi de azot şi pulberi, în conformitate cu legislaţia în vigoare şi cu condiţiile prevăzute în AIM nr. 31 NV 6-23.11.2006, revizuită în 04.08.2008, sunt prezentate în Anexa 1.

Plafoanele de emisie permise, aferente perioadei 2007 ÷ 2016, stabilite prin Programul Naţional de Reducere Progresivă a emisiilor anuale de bioxid de sulf, oxizi de azot şi pulberi provenite de la IMA, în conformitate cu angajamentele privind implementarea Directivei 2001/80/EC privind limitarea emisiilor de poluanţi emişi în aer, aprobat prin Ordinul MMGA nr. 833/2005, sunt prezentate pentru SC Electrocentrale Oradea SA în Anexa 2.

Nerespectarea termenelor de conformare pentru emisiile poluante de SO2, NOx şi pulberi va avea drept consecinţă închiderea instalaţiilor, ceea va conduce la situaţia ca o mare parte din populaţia municipiului Oradea să nu poată beneficia de acest serviciu public de încălzire, cu efecte negative asupra stării de bine şi sănătăţii populaţiei.

O altă obligaţie de mediu asumată de România în cadrul Tratatului de Aderare se referă la închiderea depozitelor de zgură şi cenuşă neconforme.

Sursa sistemului de termoficare din municipiul Oradea, funcţionând pe lignit, necesită evacuarea zgurii şi cenuşii rezultate din procesul de ardere, în depozitul de zgură şi cenuşă. Evacuarea zgurii şi cenuşii se realizează în hidroamestec (o parte zgură şi cenuşă şi 9 părţi apă), soluţie care nu este acceptată de UE.

Termenele de conformare pentru municipiul Oradea, în baza HG 349/2005, care transpune Directiva 1999/31/EC privind depozitarea deşeurilor, şi a Autorizaţiei Integrate de Mediu în vigoare, sunt prezentate în Anexa 3.

Nerespectarea termenelor de conformare pentru depozit, va avea drept consecinţă imposibilitatea funcţionării capacităţilor existente în sursa pe cărbune. Deoarece celelalte capacităţi existente în sursă, cu funcţionare pe hidrocarburi, nu pot asigura necesarul de energie termică, acest fapt va conduce la situaţia ca o mare parte din populaţia municipiului Oradea, racordată la sistemul de termoficare, să nu poată beneficia de acest serviciu public de încălzire.

Obiectivele privind reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră (GES)

România a ratificat Protocolul de la Kyoto prin Legea nr.3/2001, angajându-se să-şi reducă

emisiile de gaze cu efect de seră cu 8% faţă de nivelul anului 1989, în timpul primei perioade de angajament, 2008-2012.

De asemenea, odată cu intrarea României în UE, a devenit obligatorie participarea la schema europeană de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră (EU-ETS). Cadrul legal al implementării EU-ETS în România este stipulat în cadrul H.G. nr. 780/2006 privind înfiinţarea schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră care transpune atât Directiva 2003/87/CE, cât şi Directiva 2004/101/CE.

Fiind Stat Membru UE, România trebuie să contribuie la obiectivul obligatoriu al UE de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră cu 20% până în anul 2020 faţă de anul 1990. Pentru


5

instalaţiile sub incidenţa Directivei 2003/87/CE privind schema europeană de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră (EU-ETS), extinsă şi modificată prin Directiva 2009/29/CE, emisiile trebuie să fie în anul 2020 cu 21% sub nivelul celor din anul 2005.

IMA din cadrul sistemului de alimentare centralizată din municipiul Oradea sunt sub incidenţa prevederilor Directivei 2003/87/CE. Sistemul de alimentare centralizată din municipiul Oradea fiind un sistem mare, IMA generează o cantitate importantă de emisii de gaze cu efect de seră (cca 1.000.000 t CO2/an), cu efect negativ asupra încălzirii globale. Implementarea unor măsuri de creştere a eficienţei producerii energiei termice va avea ca urmare o contribuţie semnificativă la reducerea efectelor negative ale schimbărilor climatice.

Obiectivele privind alimentarea cu energie termică a localităţilor prin sisteme de producere şi distribuţie centralizate

Strategia naţională privind alimentarea cu energie termică a localităţilor prin sisteme de

producere şi distribuţie centralizate, aprobată de H.G. 882/2004, stipulează necesitatea respectării prevederilor Directivelor Uniunii Europene privind calitatea serviciilor de încălzire urbană şi protecţia mediului, precum şi producerea şi distribuţia competitivă a energiei termice, la preţuri accesibile utilizatorilor.

Conform acestei strategii, serviciile publice de încălzire urbană în sistem centralizat trebuie menţinute şi dezvoltate întrucât, în condiţiile specifice României şi ale tehnologiilor actuale, acestea pot asigura alimentarea cu energie termică pentru sectorul rezidenţial în condiţii de siguranţă, eficienţă energetică şi performanţă economică ridicată, având totodată un impact pozitiv asupra protecţiei şi conservării mediului ambiant prin controlul strict al emisiilor poluante.

Pentru zonele urbane aglomerate, cu densitate mare de locuire, toate studiile realizate la nivel naţional şi internaţional au condus la concluzia că, din punct de vedere al eficienţei energetice şi al protecţiei mediului, sistemele centralizate de alimentare cu energie termică sunt mai avantajoase.

Dintre obiectivele strategice relevante amintim: siguranţa alimentării cu energie termică a localităţilor; generalizarea producerii energiei termice în cogenerare cu energia electrică în toate situaţiile

raţional posibile, în conformitate cu Directiva 2004/8/CE a Parlamentului european şi a Consiliului privind promovarea cogenerării pe baza cererii de căldură utilă pe piaţa internă;

implementarea Directivei UE 93/76/EEC privind reducerea emisiilor de dioxid de carbon prin îmbunătăţirea eficienţei energetice şi a Directivei 2001/80/EC privind reducerea emisiilor la coş;

producerea şi distribuţia competitivă a energiei termice, la preţuri accesibile utilizatorilor; creşterea eficienţei energetice a sistemelor şi promovarea măsurilor de dezvoltare durabilă; respectarea prevederilor directivelor Uniunii Europene privind calitatea serviciile de încălzire

urbană şi protecţia mediului.

Direcţiile de acţiune relevante prevăzute în strategie sunt următoarele: o scăderea costurilor de producţie prin modernizarea sistemelor de producere şi distribuţie a energiei

termice şi reducerea pierderilor; o orientarea investiţiilor pentru producerea energiei termice prin soluţii de cogenerare, în

conformitate cu Directiva 2004/8/EC privind promovarea cogenerării pe baza cererii interne de căldură;

o modernizarea capacităţilor existente sau înlocuirea lor şi corelarea acestora cu necesarul de energie termică al localităţilor;

o înlocuirea combustibililor solizi şi lichizi, acolo unde este posibil, cu gaze naturale; o diversificarea resurselor energetice primare utilizate pentru producerea energiei termice şi

promovarea soluţiilor optime sub raport cost/calitate; o stimularea reabilitării termice a clădirilor prin facilităţi fiscale şi simplificarea procedurilor de

acces a proprietarilor la fondurile destinate reabilitării termice a imobilelor în vederea reducerii pierderilor de căldură şi a necesarului termic printr-un pachet de reglementări tehnice şi economice coerent.


6

Ţinta pentru municipiul Oradea este constituită astfel de creşterea calităţii serviciului public de alimentare cu energie termică la tarife suportabile pentru populaţie, corelată cu creşterea eficienţei energetice şi dezvoltarea durabilă a acestui sistem.

Toate cele trei obiective prezentate (respectarea obligaţiilor de mediu, reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, creşterea calităţii serviciului public de alimentare cu energie termică la tarife suportabile pentru populaţie) implică, pentru realizarea acestora, alte două obiective importante, şi anume: • creşterea eficienţei energetice; • creşterea ponderii surselor regenerabile.

Obiectivele privind creşterea eficienţei energetice

Creşterea eficienţei energetice are o contribuţie majoră la realizarea siguranţei alimentării,

dezvoltării durabile şi competitivităţii, la economisirea resurselor energetice primare şi la reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.

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

În Strategia naţională pentru eficienţă energetică se arată că sectorul alimentării cu energie termică în regim centralizat are un potenţial important de economisire a energiei, şi prevede, între obiectivele politicii în domeniul eficienţei energetice pentru acest sector, două acţiuni majore:

modernizarea sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică; promovarea cogenerării de mică şi medie putere.

Ţinta de reducere până în anul 2015 este de 612 mii tep anual. Primul Plan Naţional de Acţiune în domeniul Eficienţei Energetice (PNAEE) 2007-2010

prevede o ţintă de economisire a energiei de 13,5% până în anul 2016, comparativ cu media 2001-2015. Pentru sectorul rezidenţial se prevede continuarea programului de reabilitare termică a clădirilor multi-etajate.

În municipiul Oradea, în prezent, producerea energiei termice se realizează cu o eficienţă globală scăzută comparativ cu prevederile BREF-BAT, iar pierderile în sistemul de transport şi distribuţie sunt ridicate. Ca urmare, obiectivele municipale cuprind:

creşterea eficienţei producerii energiei termice până la un nivel corespunzător prevederilor BREF-BAT;

creşterea eficienţei transportului şi distribuţiei energiei termice, prin reducerea la 15% a pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie.

Pentru sectorul rezidenţial se are în vederea reabilitarea termică a unui număr de 38 blocuri pe an.

Obiectivele privind creşterea ponderii surselor regenerabile în consumul total final de energie Strategia naţională pentru utilizarea resurselor energetice regenerabile, aprobată de H.G.

1535/2003 oferă cadrul corespunzător pentru adoptarea unor decizii privind alternativele energetice şi conformarea cu acquis-ul comunitar în domeniu.

Strategia de valorificare a surselor regenerabile de energie prevede diminuarea barierelor tehnico-funcţionale şi psiho-sociale în procesul de valorificare a surselor regenerabile de energie, simultan cu identificarea elementelor de cost şi de eficienţă economică.

Obiectivul naţional privind creşterea ponderii surselor regenerabile, care derivă din obiectivul UE, este creşterea la 24% a ponderii surselor regenerabile în consumul total final de energie, până în 2020. Acest obiectiv trebuie aplicat şi la nivel regional şi local.

Având în vedere potenţialul geotermal în zonă, obiectivul pentru municipiul Oradea este constituit de creşterea ponderii surselor geotermale.


7

1.3.2. Complementaritatea cu strategiile şi planurile naţionale, regionale şi alte documente relevante

Obiectivele prezentului studiu sunt complementare cu obiectivele principalelor strategii şi planuri naţionale şi regionale, şi anume: • Strategia Energetică pentru România în perioada 2007-2020, aprobată de H.G. 1069/2007; • Strategia Naţională pentru Dezvoltare Durabilă a României Orizonturi 2013-2020-2030, aprobată

de Guvern în data de 12 noiembrie 2008; • Programul naţional de termoficare 2006-2009, calitate şi eficienţă, actualizat prin Programul

naţional de termoficare 2006-2015, căldură şi confort, aprobat prin HG nr. 381/2008; • Strategia Naţională pentru Protecţia Atmosferei, elaborată în octombrie 2004 cu sprijin PHARE; • Planul naţional de dezvoltare 2007-2013, aprobat de H.G. nr. 1115/2004; • Planul de Dezvoltare Regională (PDR) 2007-2013 pentru Regiunea de Dezvoltare Nord-Vest; • Planul Regional de Gestionare a Deşeurilor pentru Regiunea 6 Nord-Vest .

Proiectele de investiţii implementate sub Axa Prioritară 3 POS Mediu vor conduce, pe lângă reducerea poluării aerului, şi la alte îmbunătăţiri ale mediului atât în sectorul deşeurilor cât şi al apei, având astfel un impact pozitiv asupra realizării altor obiective prezentate în următoarele axe prioritare: o POS Mediu Axa Prioritară 1 – „Extinderea şi modernizarea sistemelor de apă şi apă uzată”.

Reabilitarea/închiderea depozitelor de zgură şi cenuşă vor conduce la îmbunătăţirea calităţii apei subterane prin reducerea infiltrării apelor poluate.

o POS Mediu Axa Prioritară 2 – „Dezvoltarea sistemelor de management integrat al deşeurilor şi reabilitarea siturilor contaminate istoric”. Închiderea depozitelor de zgură şi cenuşă va contribui la realizarea obiectivelor globale ale Axei Prioritare 2 - reducerea numărului de depozite neconforme.

Tabelul 1.1 – Sinteza obiectivelor sectorului de alimentare centralizată cu energie termică

Obiectiv general Obiective specifice Măsuri Rezultate

Protecţia mediului şi îmbunătăţirea sănătăţii populaţiei

Reducerea poluării şi reducerea efectelor schimbărilor climatice Managementul deşeurilor

Reducerea emisiilor de SO2, NOx , pulberi. Reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră. Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă

Competitivitate Creşterea eficienţei energetice şi a ponderii surselor regenerabile

Reducerea consumului de energie primară Creşterea ponderii surselor regenerabile Reducerea pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie

Convergenţa (reducerea diferenţelor socio-economice între România şi statele membre)

Dezvoltare durabilă Îmbunătăţirea alimentării cu energie termică

Reabilitarea sursei de producere Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie Reabilitarea termică a clădirilor Creşterea ponderii surselor regenerabile

Investiţiile prevăzute vor contribui şi la realizarea altor obiective fixate în programe operaţionale precum:


8

Programul Operaţional Creşterea Competitivităţii Economice (POS - CCE) - Axa Prioritară 4 „Creşterea eficienţei energetice şi a siguranţei în aprovizionare, în contextul combaterii schimbărilor climatice”. Investiţiile în măsuri de eficientizare energetică vor conduce la reducerea consumului de combustibil şi la reducerea emisiilor poluante, contribuind astfel la reducerea impactului asupra schimbărilor climatice. Valorificarea resurselor regenerabile de energie pentru producerea de energie "verde" este unul din obiectivele specifice ale Axei Prioritare 4.

Programul Operaţional Regional (POR) Axa Prioritară 1 – „Sprijinirea dezvoltării durabile a oraşelor - potenţiali poli de creştere”, are ca obiectiv creşterea calităţii vieţii şi crearea de noi locuri de muncă, prin reabilitarea infrastructurii urbane şi îmbunătăţirea serviciilor urbane, inclusiv a serviciilor sociale, precum şi prin dezvoltarea structurilor de sprijinire a afacerilor şi a antreprenoriatului.

În concluzie, putem afirma că asigurarea confortului termic în locuinţele cetăţenilor prin furnizarea energiei termice de calitate corespunzătoare, cu respectarea strictă a tuturor restricţiilor de mediu impuse de legislaţia internă şi internaţională în vigoare şi la preţuri suportabile constituie obiective de bază atât naţionale cât şi la nivelul autorităţilor locale. Principalele obiective ale sectorului de alimentare centralizată cu energie termică sunt sintetizate în tabelul următor.


9

2. CADRUL SOCIAL, ECONOMIC șI JURIDIC

2.1. Informații generale privind regiunea vizată în studiu

2.1.2. Date geografice, administrative şi economice

Municipiul Oradea este reşedinţa judeţului Bihor, judeţ localizat în partea de nord-vest a României, în Regiunea de Dezvoltare Nord-Vest.

Regiunea Nord-Vest, cu o suprafaţă de 34.159,4 km² reprezentând 14,33 % din suprafaţa totală a României, este a patra ca mărime din cele 8 regiuni ale României.

Structura administrativă a regiunii cuprinde şase judeţe: Bihor, Cluj, Sălaj, Bistriţa-Năsăud, Maramureş şi Satu-Mare.

Organizarea administrativ teritorială a Regiunii Nord-Vest la 1 iulie 2007 este prezentată în tabelul 2.1.

Tabelul 2.1 – Organizarea administrativ teritorială a Regiunii Nord-Vest

Judeţul Suprafaţa totală (km2)

Numărul oraşelor şi municipiilor

Numărul comunelor

Numărul locuitorilor

Locuitori pe km2

Bihor 7 544 10 90 600 246 79,6

Bistrița‐Năsăud 5 355 4 58 311 657 58,2

Cluj 6 674 6 75 702 755 105,3

Maramureş 6 304 13 63 510 110 80,9

Satu‐Mare 4 418 6 58 367 281 83,1

Sălaj 3 864 4 57 248 015 64,2 Sursa: Agenţia pentru Dezvoltare Regională Nord-Vest şi Anuarul Statistic al României, INS, Bucureşti – ediţia 2008

Densitatea populaţiei din Regiunea Nord-Vest este sub media naţională. În totalul populaţiei stabile în judeţul Bihor, 50,3% locuiesc în mediul urban, iar 49,7% în

mediul rural. Judeţul Bihor (fig. 2.1) se învecinează la nord-est cu judeţul Satu-Mare, la est cu judeţul Sălaj

şi Cluj, la sud cu judeţul Arad, la vest cu Ungaria. Municipiul Oradea are o suprafaţă de 70.606 ha (conform PUG – 2000) şi o populaţie de

205.077 locuitori. 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.


10

Fig. 2.1 – Harta judeţului Bihor

Reţeaua de comunicaţii este dispusă radial, accesul în oraş făcându-se prin următoarele porţi de intrare: • dinspre sud, pe E671 din direcţie Arad, Moraviţa; • dinspre sud-est, pe E79 din direcţia Deva, Târgu Jiu, Craiova; • dinspre est, pe E60 din direcţia Cluj-Napoca, Braşov, Bucureşti.

Din punct de vedere economic, activităţile economice în judeţul Bihor sunt caracterizate prin diversitate: industria alimentară, extracţia petrolului şi gazelor naturale, prelucrarea ţiţeiului, pielărie şi încălţăminte, industria mobilei, confecţii, maşini şi echipamente, industria materialelor de construcţii, produse chimice, industria textilă, metalurgie neferoasă, exploatări miniere, producerea energiei termice şi electrice, comerţ, transporturi, prelucrarea maselor plastic etc.

2.1.3. Zone naturale protejate

În prezent suprafaţa totală a ariilor protejate din judeţul Bihor totalizează cca 30.853,02 ha, din care 30.545 ha aparţin Parcului Natural Apuseni, iar 308,02 ha sunt arii protejate din afara parcului. Judeţul Bihor dispune astfel, prin Legea 5/2000 privind amenajarea teritoriului naţional, de o suprafaţă protejată care reprezintă 4,09% din suprafaţa totală a judeţului.


11

În judeţul Bihor sunt 30 de situri Natura 2000, din care 24 sunt arii speciale de conservare (SCI) ocupând 68.867,342 ha, iar 6 sunt arii de protecţie specială avifaunistică (SPA) ocupând 15.992 ha. Se menţionează că există SCI-uri suprapuse cu SPA-uri, dar nu există o evidenţă a suprafeţelor care se suprapun. Aceste zone sunt stabilite în baza Ordinului nr. 1964/2007 care stabileşte regimul zonelor naturale protejate şi zonele de importanţă comunitară ca parte integrată a Reţelei Europene Natura 2000 în România.

2.1.4. Clima

Clima este determinată de vânturile din Vest, fiind aşadar o climă temperat-continentală, cu o temperatura medie anuală de 10,4ºC, pentru luna iulie media nedepăşind 21ºC, în timp ce în ianuarie se înregistrează o medie de -1,4ºC. Precipitaţiile înregistrează o medie anuală de 585,4 mm, destul de ridicată pentru o zonă de câmpie similară.

Precipitaţiile sunt strâns legate de regimul umezelii aerului şi al nebulozităţii şi prezintă o creştere cantitativă pe măsura creşterii altitudinale. Astfel, în sectorul de câmpie, precipitaţiile medii multianuale sunt cuprinse între 500 - 700 mm, în arealul de dealuri între 700-1000 mm, în munţii joşi între 1000-1200 mm, pentru ca în regiunea înaltă a Bihorului să depăşească 1400 mm.

Intervalul cel mai ploios este august - octombrie (82,4 mm), iar cel mai uscat martie - aprilie (13 mm).

Regimul vântului este determinat de caracterul, succesiunea şi frecvenţa sistemelor barice. La nivelul judeţului, frecvenţa cea mai ridicată o prezintă vânturile ce bat din sector sudic (cca. 28% în decembrie şi 17% în august).

Pentru amplasamentul oraşului Oradea, condiţiile climatice sunt urmatoarele: • conform “Cod de proiectare. Bazele proiectării şi acţiuni asupra construcţiilor. Acţiunea vântului”

indicativ NP-082-04, valoarea caracteristică a presiunii de referinţă a vântului la 10m, mediată pe 10 min, cu 50 ani interval mediu de recurenţă este qr = 0,5 kPa (2% probabilitate anuală de depăşire);

• conform “Cod de proiectare. Evaluarea acțiunii zăpezii asupra construcţiilor” indicativ CR-1-1-3-2005, valoarea caracteristică a încărcării din zăpadă pe sol pentru un interval mediu de recurenţă de 50 de ani este s (0, k) = 1,5 kN/m2.

Extremele climatice şi manifestările schimbărilor climatice pe teritoriul judeţului Bihor pot fi evidențiate prin prezentarea sintetică (tabelul 2.2) a datelor meteorologice mai importante din anul 2007, comparativ cu normalele climatologice din ultimii 40 de ani.

Tabelul 2.2 - Extreme climatice în judeţul Bihor

Nr.crt. Clima Indicatori Ultimii 40 de ani Indicatori 2007

Normală climatologică 10,3 Medie anuală 12,0

Minima istorică -29,2 Minima anuală -9,5 1. Temperatura [°C]

Maxima istorică 40,0 Maxima anuală 40,4

Minima istorică 32,1 Minima lunară 3,2 mm (aprilie) 2. Precipitaţii

[l/m2] Maxima istorică 83,3 Maxima lunară 91,2 (septembrie)

Sursa: Anuarul Statistic al României, INS, Bucureşti – ediţia 2008


12

2.1.5. Date geo-fizice

Oraşul Oradea este situat în nord – vestul României, fiind aşezat pe cele două maluri ale Crişului Repede, râu care împarte judeţul în aproximativ două jumătăţi egale.

Zona de amplasare este o zonă deluroasă aflată în prelungirea Munţilor Apuseni, la altitudinea de 126 m deasupra mării.

Oraşul este situat la intersecţia unor drumuri comerciale, punct obligatoriu de trecere pe drumurile ce leagă Europa Centrală şi de Nord de partea sud-estică a continentului nostru, la extremitatea vestică a României, partea centrală a continentului european, la intersecţia paralelei de 47º03' latitudine nordică cu meridianul de 21º55' longitudine estică, la 10 km de Borş, cel mai mare punct de frontieră la graniţa de Vest.

Oraşul Oradea se găseşte la deschiderea văii Crişului Repede spre câmpie, într-o zonă de contact între prelungirile Munţilor Apuseni şi Câmpia Banato-Crişana, arie de trecere de la relieful deluros (Dealurile Vestice, Dealurile Oradiei şi Dealurile Geisului), către cel de câmpie.

Conform “Cod de proiectare seismică – Prevederi de proiectare pentru clădiri” indicativ P100-1/2006, oraşul Oradea este caracterizat din punct de vedere seismic de următoarele valori: • valoarea de vârf a acceleraţiei terenului pentru proiectare ag = 0,12 g pentru cutremure, având

intervalul mediu de recurenţă IMR=100 ani; • perioada de control (colţ) a spectrului de răspuns Tc=0,7 s.

2.1.6. Calitatea mediului

2.1.6.1. Calitatea aerului ambiental Surse de poluare La nivelul judeţului Bihor s-a realizat inventarul instalaţiilor pentru prevenirea și controlul

integrat al poluării mediului (IPPC), care se supun prevederilor directivei privind prevenirea şi controlul poluării industriale. Sunt in total 25 de instalaţii IPPC, din care 2 cu tranziţie şi 23 fără tranziţie.

Principalele activităţi care sunt surse de emisii poluante la nivelul judeţului Bihor sunt următoarele • emisii de oxizi de sulf - provin din arderile combustibililor fosili pentru industrie şi populaţie şi

din traficul rutier; • emisii de oxizi de azot – cantitatea cea mai însemnată rezultă din traficul rutier, urmată de emisiile

din instalaţii de arderi neindustriale, din arderi în industria de prelucrare şi de emisiile rezultate din incinerarea deşeurilor;

• emisii de compuşi organici nemetanici (CON nemetanici) - traficul rutier, industria de producere a anvelopelor, industria de prelucrare a lemnului, utilizarea solvenţilor, distribuţia carburanţilor, din arderile neindustriale, precum şi activitatea de extracţie a gazelor naturale şi distribuţia combustibililor.

Analiza concentraţiilor de poluanţi măsuraţi la staţiile automate Supravegherea calităţii aerului in municipiul Oradea şi în judeţul Bihor se realizează prin

intermediul unei reţele de monitorizare a calităţii aerului compuse din trei puncte fixe in municipiul Oradea şi anume: Sediul Agenţiei pentru Protecţia Mediului (BH 1-FU- staţie fond urban); Spitalul de Copii (BH 2 – SI - staţie industrială) şi Facultatea de Protecţia Mediului (BH3 – staţie trafic).

La nivelul anului 2008, au prezentat depăşiri valorile concentraţiei medii zilnice la indicatorul pulberi în suspensie (fracţiunea PM10) şi indicatorul ozon.

Variaţiile medii orare ale concentraţiilor principalilor poluanţi sunt prezentate în Anexa 4.


13

Evoluţia emisiilor anuale de poluanţi Emisiile anuale de poluanţi prezintă o evoluţie crescătoare în perioada 2006 – 2008. Evoluţia

emisiilor de SO2, NOx şi CON nemetanici este prezentată în Anexa 4. Emisii de gaze cu efect de seră În judeţul Bihor agenţii economici care se află sub incidenţa Directivei 2003/87/CE privind

comercializarea emisiilor de gaze cu efect de seră sunt: SC Electrocentrale Oradea SA; SC Euro Cărămida SA Oradea; SC Helios SA Aştileu; SC Holcim România SA; SC European Food SA.

Valorile emisiilor anuale de gaze cu efect de seră sunt prezentate în tabelul 2.3 pentru poluanţii

CO2, CH4 şi protoxid de azot.

Tabelul 2.3 – Emisii anuale de gaze cu efect de seră (mii tone CO2 echivalent)

Emisii totale 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

CO2 - - - - - - - - - 3508,004CH4 - - 34460,03 0,117 4575 6252 432 718 14,69 26,48

Protoxid de azot - - 154 - 3620 19 5642 111 130 3021

Sursa: Agenţia de Protecţia Mediului Bihor - Starea mediului 2008 Dintre cei 5 agenţi economici, cantităţile cele mai mari de CO2 sunt generate de SC Holcim

România SA şi SC Electrocentrale Oradea SA, după cum se observă din tabelul 2.4.

Tabelul 2.4 – Emisii de CO2 în anul 2008 (tone)

Agent economic Emisii generate în anul 2008 SC Electrocentrale Oradea SA 995.313 SC Euro Cărămida SA Oradea 7.586 SC Helios SA Aştileu 13.427 SC Holcim România SA 1.065.263 SC European Food SA 37.346

Sursa: www.eu-ets.ro 2.1.6.2. Calitatea apei Ape de suprafaţă Alimentarea cu apă a activităţilor economice şi a populaţiei din judeţul Bihor este asigurată din

surse de suprafaţă sau subterane, în funcţie de condiţiile locale, de potenţialul zonei. Situat în partea de vest a României, bazinul hidrografic al Crişurilor este mărginit la nord şi

nord-est de bazinul Someşului, la est şi sud de bazinul Mureşului. Suprafaţa totală a bazinului este de 25.537 km2 din care 14.860 km2 pe teritoriul României

(6,3% din suprafaţa ţării), repartizaţi astfel pe bazine hidrografice: Ier 1.392 km2, Barcău 2.025 km2, Crişul Repede 2.973 km2, Crişul Negru 4.230 km2, Crişul Alb 3.911 km2.

Bazinul hidrografic Crişuri cuprinde suprafeţe din judeţele Satu-Mare, Sălaj, Cluj, Hunedoara, Arad şi Bihor. Bazinul hidrografic Crişuri cuprinde un număr de 365 cursuri de apă codificate,


14

lungimea reţelei hidrografice fiind de 5.785 km (7,3% din lungimea totală a reţelei hidrografice a ţării şi o densitate de 0,39 km/km²).

Ape subterane În cursul anului 2008 s-au prelevat un număr total de 103 probe de apă, din 23 foraje, recoltate

cu ocazia acţiunii de desnisipare. Frecvenţa de recoltare a probelor a fost de (1 - 2) recoltări/an. Indicatorii determinaţi la probele de ape subterane freatice sunt: pH, reziduu fix, CCO-Mn,

SO4, NO2, NO3, Ca, Mg, Fe, Mn, NH4, fosfaţi, alcalinitate totală, oxigen dizolvat, Cu, Cr, As, Zn şi fenoli.

Analizele efectuate pe probele de apă recoltate din cele 64 de foraje scot în evidenţă depăşirea limitei de potabilitate faţă de limita STAS 1342/91 şi a Legii apei potabile 458/2002, de către factorii de risc pe termen scurt pentru următorii indicatori: Mn, substanţe organice exprimate prin CCO-Mn, OD, fenoli, amoniu, Ca, reziduu fix, Fe şi depăşiri cu caracter izolat la: pH, alcalinitate, magneziu, cloruri, sulfaţi, PO4, NO3 şi Ca.

Apa potabilă În judeţul Bihor reţeaua de apă potabilă are o lungime de 1231,598 km, deserveşte 206

localităţi, iar populaţia racordată este în număr de 179.949 locuitori. În cadrul Programului de Dezvoltare a Utilităţilor Municipale s-au reabilitat 142 km de reţea secundar şi 43 km de reţea principal.

În municipiul Oradea aprovizionarea cu apă potabilă se face de la cele 4 staţii de tratare a apei, asigurând un debit total de 19.718,7 m3/zi la sursa de suprafaţă şi 50.792,2 m3/zi la sursa de profunzime, însumând 71.979 m3/zi. Capacitatea totală de înmagazinare este de 22.000 m3, iar lungimea reţelei de distribuţie este de 560 km. Din totalul populaţiei oraşului, 180.100 locuitori sunt deserviţi prin racord al imobilului, 2.800 locuitori prin cişmea în curte şi 1.100 locuitori prin cişmea stradală. Consumul total de apă în Oradea, exprimat prin indicatorul litru/om/zi, este de 141,5 l, ceea ce se încadrează în recomandările de specialitate (50 - 360 l/om/zi).

2.1.6.3. Ape uzate Cantităţile de apă uzată menajeră şi pluvială evacuate în canalizare în judeţul Bihor sunt

prezentate în tabelul 2.5.

Tabelul 2.5 – Cantităţi de ape uzate menajere şi pluviale evacuate la canalizare

Volum de apă evacuată (mii m3/an)

Judeţ Ape care nu necesită epurarea

Ape neepurate

Ape epurate insuficient

Ape epurate corespunzător

Volum total de apă

(mii m3/an)

Bihor 16.158 - 33.034 5.858 55.050 Sursa: Agenţia de Protecţia Mediului Bihor - Starea mediului 2008 Staţii de epurare Compania de Ape Oradea S.A. exploatează următoarele capacităţi: 2.100 l/s captare-tratare-

pompare apă potabilă, 605 km reţele de transport şi distribuţie apă, 79 de staţii de hidrofor, 360 km reţele canal menajer, 320 km reţele canal pluvial, 2.200 l/s capacitate de epurare mecano-biologică a apelor uzate, deservind cca 206.000 locuitori.

Poluanţi în apele uzate Apele uzate care intră în staţiile de epurare conţin: CCO-Cr, CBO5, sulfaţi, suspensii, reziduu

fix, azot amoniacal, substanţe extractibile, fosfor total, detergenţi sintetici, fenoli antrenaţi cu vapori de apă, sulfuri şi hidrogen sulfurat, cianuri totale, crom total, crom hexavalent, cupru, tetraclorura de carbon, cloroform (tabelele 2.6 și 2.7).


15

Tabelul 2.6 – Cantităţile anuale ale indicatorilor de calitate a apei

Bazinul Someş Bazinul Crişuri Nr. crt. Substanţe nocive tone/an tone/an

1 Materii în suspensie 1267,175 1271,156 2 CBO5 1093,97 646,53 3 CCOCr 2433,675 1854,555 4 Azot total 179,533 656,013 5 Fosfor total (P) 31,229 116,672 6 Azotiţi (NO2) 0,096 28,32 7 Azotaţi (NO3) 145,776 1251,87 8 Amoniu (NH4) 321,118 100,735 9 Reziduu filtrabil 6847,207 18801,319 10 Cloruri (Cl) 79,991 2101,158 11 Sulfaţi (SO4) 103,376 2725,605 12 Fenoli 36,626 2,113 13 Detergenţi 0,298 0,128 14 Substanţe extractibile 3,996 539,7 15 Produse petroliere 0 16 H2S + sulfuri S2 0,056 17 Clor rezidual liber Cl2 0,002

Sursa: Agenţia de Protecţia Mediului Bihor - Starea mediului 2008

Tabelul 2.7 – Cantităţi de poluanţi în apele uzate din activităţile aferente

Încărcarea apelor uzate (t/an) Activitatea în economie CBO5 CCO-Cr Reziduu fix NH4 Industria extractivă 120,253 402,661 1936,688 12,734 Industria alimentară 64,117 166,727 1287,356 0,324 Prelucrări chimice 6,599 33,419 252,651 - Producerea de mobilă şi alte activităţi industriale 0,163 0,767 6,981 -

Industria de prelucrare a lemnului 0,019 0,100 0,553 -

Inustria uşoară 0,035 0,115 9,780 - Energie electrică şi termică - 97,616 1812,872 -

Captări apă alimentare 425,037 1078,256 11142,745 86,622 Construcţii 2,224 7,389 207,068 - Comerţ şi servicii 19,021 35,425 1627,561 0,222 Transporturi 0,026 0,198 40,635 - Invăţământ şi sănătate 0,013 0,175 15.208 - Meanică fină şi electronică 0,112 0,480 6,699 -

Administraţie publică 0,044 0,320 4,352 - Total 637,663 1823,648 18351,149 99,90

Sursa: Agenţia de Protecţia Mediului Bihor - Starea mediului 2008


16

Normele legislative în domeniu stabilesc principalii indicatori de calitate destinaţi monitorizării apelor uzate provenite de la diferite tipuri de folosinţe. Pentru monitorizarea calităţii apelor uzate evacuate în sistemul public de canalizare a fost stabilit un Program de monitorizare care în anul 2006 a cuprins un număr de aproximativ 100 de agenţi economici cu o gamă diversă de activitate, acoperind întregul spectru economic al municipiului Oradea: industia chimică, industria textilă, industria alimentară, prelucrarea lemnului, mase plastice, tăbăcărie şi prelucrarea blănurilor, galvanizări şi acoperiri metalice, depozite de carburant, benzinării, industria de construcţii (tabelul 2.8).

Tabelul 2.8 – Cantităţile de ape evacuate corespunzătoare activităţilor desfăşurate

Staţii de epurare cu funcţionare

Volum de apă- epurat evacuat (mil. m3/an)

Activitatea în economie Corespun-

zătoare Necorespun-

zătoare Suficient epurate

Insufic. epurate

Nu neces.

epurare

Nu se epurează

Industria extractivă 3 2 0,401 1,330 0,981 - Industria alimentară 4 5 1,316 0,226 - - Prelucrări chimice 2 3 0,908 0,129 - - Producerea de mobilă 1 1 0,004 0,026 - - Industria lemnului 1 - 0,001 - - - Industria uşoară - - - - 0,012 - Captări apă alimentare 4 12 2,296 30,835 0,024 - Construcţii 6 9 0,656 0,384 - - Comerţ şi servicii 4 4 0,260 0,018 3,133 - Transporturi - 2 - 0,041 - - Invăţământ şi sănătate - - - - 0,035 -

Administraţie publică - 2 - 0,032 - -

Mecanică fină şi electronică 1 - 0,016 - - - Energie electrică şi termică - - - - 11,953 - Alte activităţi - 1 - 0,013 0,020 -

Total 5,858 33,034 16,158 - Sursa: Agenţia de Protecţia Mediului Bihor - Starea mediului 2008

În municipiul Oradea sunt 360 km de reţea de canalizare menajeră şi 320 de km reţele de

canalizare pluvială. Staţia de epurare este amplasată pe malul drept al râului Crişul Repede, la sud de drumul naţional E60 şi este delimitată de ferma 8 SCCP, canal de evacuare CET I, râul Crişul Repede şi halda de şlam a SC Sinteza SA. Staţia are rolul de a prelua şi epura apa uzată menajeră şi industrială din Municipiul Oradea şi din zonele limitrofe. Este de tip mecano-biologică, efluentul staţiei fiind deversat în râul Crişul Repede.

Staţia de epurare cuprinde următoarele: bazin compensare debite, treaptă mecanică, treaptă biologică, iazuri biologice.

Apele uzate din zonele joase ale municipiului sunt canalizate în 6 staţii de pompare, de unde sunt pompate în colectoare gravitaţionale.

2.1.6.4. Calitatea solului Activităţile din sectorul industrial exercită asupra solului o presiune continuă fie prin emisiile

de poluanţi în aer şi apariţia ploilor acide, care se pot manifesta la distanţă mare de locul emisiei, care


17

are efecte nocive asupra solului prin acidifierea şi suprafertilizarea acestuia, fie prin depozitarea deşeurilor, care duce la scoaterea din circuit a unor suprafeţe de teren şi implicit deteriorarea calităţii solurilor respective.

Date privind poluarea solului în anul 2008 sunt prezentate în tabelul 2.9.

Tabelul 2.9 – Poluarea solului în anul 2008

Ramura economică

Total judeţ

Energie electrică şi

termică

Industria extractivă

Industria metalurgică

feroasă

Industria chimică

Industria alimentară Agricultura Gospodăria

comunală

Dejecţii menajere - - - - - - - 57,02

Dejecţii 15,86 - - - - - 15,86 -

Şlamuri - - 33,330 - 83,38 - - -

Steril - - 66,7383 - - - -

Zgură 141,1 141 - - 0,1328 - - - Sursa: Agenţia de Protecţia Mediului Bihor - Starea mediului 2008

În judeţul Bihor, depozitul de zgură şi cenuşă, aparţinând la SC Electrocentrale SA, este

amplasat la distanţă de 2 km de localitatea Santăul Mic şi la 12 km de platforma industrială Vest Oradea. În cele 2 compartimente cu o suprafaţă totală de 141 ha este admisă depozitarea următoarelor subclase de deşeuri: zgură şi cenuşă, colectate sub focarele cazanelor, praful recuperate de la electrofiltre şi nămolurile provenite de la limpezirea apei brute. Depozitul de zgură şi cenuşă este de tip “iazuri pe teren plat“, se întinde pe o suprafaţă de 141 ha, cu o capacitate proiectată de depozitare de 19.416.000 m3 şi o capacitate ocupată de 14.771.000 m3. Zgura şi cenuşa au următoarea compoziţie chimică: 51,76% SiO2; 27,17% Al2O3; 7,46% Fe2O3; 0,5% FeO; 7,04% CaO; 2,1% MgO; 0,47% K2O; rămânând un procent de 0,01% pentru alte elemente.

Conţinutul de hidrocarburi aromatice policiclice (HAP), de cadmiu şi compuşi de crom, nichel, plumb, cupru, zinc, în zgură şi cenuşă este sub pragurile de alertă prevăzute pentru tipuri de sol sensibil, rezultând că deşeurile de la Santăul Mic nu se încadrează în categoria deşeurilor periculoase.

Următoarele tipuri de deşeuri sunt generate de centrala electrică: • deşeuri nepericuloase: domestic, cenuşă, construcţii; • deşeuri periculoase: acumulatori şi acumulatori auto uzaţi, uleiuri uzate, echipamente electrice cu

compuşi desemnaţi (PCB), deşeuri cu mercur, deşeuri medicale periculoase, deşeuri cu conţinut de azbest depozitate definitiv.

O altă categorie de deşeuri de producţie periculoase o constituie deşeurile rezultate din activităţile de extracţie, transport şi depozitare ţiţei din Zona de extracţie Suplacu de Barcău. Aici funcţionează un depozit ecologic pentru depozitare temporară a reziduurilor petroliere, parţial stabilizate. Din depozit s-a generat o cantitate de levigat de circa 3438 tone datorată în principal apelor meteorice, care a fost transferat la Staţia de epurare ape industriale Suplacu de Barcău.

În tabelul 2.10 sunt prezentate cantitățile de deșeuri periculoase gestionate în județul Bihor în anul 2008.

2.1.7. Zone sensibile

Principalele activităţi generatoare de poluare din judeţul Bihor şi zonarea acestora este următoarea: • Industria extractivă şi prelucrarea ţiţeiului – în zona Marghita, Suplacu de Barcău; • Industria pielăriei şi încălţămintei –mai dezvoltată în localităţile Oradea, Beiuş, Salonta, Marghita;


18

• Industria chimică –dezvoltată în Oradea, unde se produc pigmenţi organici şi anorganici, lacuri şi vopsele;

• Industria materialelor de construcţii – ponderea acesteia se află în zonele Oradea, Vaşcău, Ştei şi Aleşd;

• Industria alimentară – cu societăţi reprezentative în Oradea, Rieni, Ştei, Salonta; • Producerea energiei termice şi electrice: S.C. Electrocentrale S.A. Oradea, S.C. Transgex S.A.

Oradea, Sucursala de Distribuţie a Energiei Electrice Transilvania Nord S.A.

Tabelul 2.10 – Cantităţile de deşeuri periculoase gestionate în anul 2008 (tone)

Deşeuri periculoase Stoc 01.01.2008 Generat Valorificat Eliminat Stoc

31.12.2008 Total deşeuri periculoase diverse 283,5 9303,42 4730 3272 1585

Acumulatori uzaţi - 2300 2265 - 35 Uleiuri uzate 5,8 172 177 - 0,8

Nămoluri petroliere - 456,5 - 456,5 7 batale cu şlamuri

petroliere cu activitate sistată

Şlamuri petroliere depozitate ecologic 1322,5 5040,1 - 5040,1 6362,6

Sursa: Agenţia de Protecţia Mediului Bihor - Starea mediului 2008 Aer În conformitate cu Ordinul MMGA nr. 351/ 2007 privind aprobarea încadrării localităţilor din

cadrul Regiunii 6 Nord-Vest Cluj în liste, conform Ordinului MAPM 745/2007 privind stabilirea aglomerărilor şi clasificarea aglomerărilor şi zonelor pentru evaluarea calităţii aerului în România, încadrarea localităţii Oradea din punct de vedere a calităţii aerului este următoarea:

SO2: Lista 1 – zone unde nivelurile concentraţiilor unuia sau mai multor poluanţi sunt mai mari decât valoarea limită plus marja de toleranţă sau mai mari decât valoarea limită, în caz că nu a fost fixată şi o marjă de toleranţă;

NO2/NOx: Lista 3 - Sublista 3.1, zonă unde nivelurile concentraţiilor unuia sau mai multor poluanţi sunt mai mici decât valoarea limită, dar se situează între aceasta şi pragul superior de evaluare;

Pulberi în suspensie (PM10): Lista 1, zone unde nivelurile concentraţiilor unuia sau mai multor poluanţi sunt mai mari decât valoarea limită plus marja de toleranţă sau mai mari decât valoarea limtă, în caz că nu a fost fixată şi o marjă de toleranţă.

Ape de suprafaţă şi subterane În urma evaluării stadiului calităţii resurselor de apă la nivelul judeţului Bihor în anul 2008, ca

urmare a impactului surselor de poluare asupra calităţii apelor, s-au evidenţiat: Analizele fizico-chimice efectuate de laboratorul S.G.A. Maramureş la forajele de observaţie

din B.H. Someş şi B.H. Tisa, au prezentat unele depăşirii ale concentraţiilor maxim admise la indicatorii amoniu, fier şi mangan, datorate în principal fondului natural, practicilor agricole, precum şi specificului economic al judeţului (industrie extractivă şi metalurgică).

Sol Solul este o resursă esenţială neregenerabilă şi un sistem foarte dinamic ce îndeplineşte multe

funcţii şi furnizează servicii vitale pentru activităţile umane şi pentru supravieţuirea ecosistemelor. Informaţiile disponibile sugerează că, în cursul ultimelor decade, procesele de degradare a solului s-au înteţit semnificativ şi, dacă nu se va acţiona în sensul reducerii, aceste procese se vor accentua.

În judeţul Bihor, terenurile poluate se datorează anumitor procese:


19

o exploatare minieră 5 ha; o balastieră 21 ha; o carieră 4 ha; o halde şi depozite 355 ha; o rezidii petroliere 105 ha; o halde steril 119,52 ha.

Din studiile efectuate rezultă că 74,51% din terenurile cartate o reprezintă acidifierea şi 10,90% o reprezintă terenurile sărăturate. Solurile puternic acide, acide şi slab acide ocupă o suprafaţă de 270.882 ha, adică 81% din suprafaţa cartată agrochimic de 334.605 ha. Restul suprafeţelor fiind neutre (24.082 ha, reprezentând 7,7%), slab alcaline, alcaline şi puternic alcaline.

Pentru combaterea acestui fenomen se impun măsuri ferme de corectare a stării de reacţie a solurilor, prin aplicarea de amendamente, în special carbonat de calciu. Dintre localităţile judeţului Bihor pe teritoriul cărora s-au identificat soluri acidifiate amintim: Sâmbăta, Ceica, Căbeşti, Hidişelul de Sus, Oradea, Cociuba Mare, Marghita, Sânmartin, Drăgeşti, Tinca, iar cele cu soluri sărăturate: Cefa, Mădăras, Salonta, Avram Iancu.

2.2. Contextul socio-economic regional

2.2.1. Regiunea de Dezvoltare Nord-Vest

Regiunea de Dezvoltare Nord-Vest are o poziţie geografică strategică, la intersecţia axelor nord-sud şi est-vest ale Europei de Est, fiind poarta de intrare în România dinspre Ungaria şi Ucraina.

Regiunea de Dezvoltare 6 Nord-Vest cuprinde 421 unităţi administrativ-teritoriale: 6 judeţe (Bihor, Bistriţa Năsăud, Cluj, Maramureş, Satu Mare, Sălaj), 43 de oraşe (din care 15 municipii) şi 401 comune.

Resursele subsolului se găsesc în cantităţi limitate, ceea ce impune existenţa unor fluxuri comerciale bine dezvoltate cu alte regiuni, în vederea susţinerii activităţii economice. Cele mai deficitare resurse sunt cele energetice (cărbune, petrol, gaze naturale), intens solicitate de economie şi care sunt departe de a satisface necesarul actual sau prognozat al regiunii. O resursă specifică regiunii, care a făcut posibilă apariţia staţiunilor balneare, o reprezintă apele geotermale.

Aspecte demografice Regiunea Nord-Vest avea în 18 martie 2002 o populaţie de 2.740.064 locuitori, ceea ce

reprezintă cca.12% din populaţia României. Caracteristicile populaţiei se prezintă în tabelul 2.11.

Tabelul 2.11 – Caracteristicile polulaţiei din Regiunea Nord-Vest

Caracteristica Regiunea Nord-Vest din care, judeţul Bihor Populaţie 2.740.064 600.246 Densitatea populaţiei/km2 80,2 79,6 Populaţie rurală 1.270.434 295.306 Populaţie urbană 1.469.630 204.940

Sursa: Anuarul Român de Statistică, www.insse.ro Aspecte privind piaţa muncii În Regiunea Nord-Vest (Transilvania de Nord), din totalul de 2.740.064 locuitori, 42%,

respectiv 1.154.000 reprezintă populaţia ocupată, care la randul ei reprezintă 94% din populaţia activă a regiunii, de 1.228.000 persoane. Din populaţia ocupată din regiune, doar 50,4% reprezintă salariaţii.


20

Din totalul populaţiei, persoanele inactive depăşesc ca număr populaţia activă în regiune, procentul fiind de 55,3%.

Regiunea Nord – Vest este o regiune cu un potenţial de muncă ridicat, populaţia ocupată care deţine 13,6% din totalul ocupării a înregistrat o uşoară scădere în anul 2005 (cu 0,2%), iar pentru 2006 se estimează o staţionare a acesteia. Judeţele în care s-au înregistrat creşteri ale ocupării au fost Bistriţa Năsăud şi Sălaj (cu 2,5%), iar reducerea cea mai semnificativă în Maramureş (-2%).

Câştigul salarial mediu net, din regiunea Nord - Vest (estimat la circa 776 lei pentru 2006) se situează sub media la nivel naţional (848 lei).

Din punctul de vedere al gradului de ocupare pe activităţi ale economiei naţionale, populaţia Regiunii Nord-Vest este structurată conform valorilor din tabelul 2.12.

Tabelul 2.12 – Gradul de ocupare pe activităţi ale ecomomiei din care, pe grupe de vârstă (ani), în % Regiunea de Dezvoltare

Nord-Vest Activitatea

Total populaţie ocupată

(mii pers.)

Total 15-64

ani 15-24 25-34 35-44 45-54 55-64

65 şi peste

Total 1147 95,0 8,5 27,2 26,9 22,5 9,9 5,0 Agricultură, vânătoare şi silvicultură 311 82,7 8,3 15,6 19,0 19,4 20,4 17,3

Pescuit şi piscicultură - 100,0 - - - 100,0 - - Industrie 320 99,8 9,0 29,1 31,7 25,0 5,0 0,2 Industrie extractivă - 95,9 8,7 23,3 36,0 24,3 3,6 4,1 Industrie prelucrătoare 298 99,9 9,4 29,5 31,9 24,8 4,3 0,1 Energie electrică şi termică, gaze şi apă 15 100,0 1,8 22,6 27,5 28,9 19,2 -

Construcţii 73 100,0 11,5 23,8 27,8 28,6 8,3 - Comerţ 152 99,1 10,3 39,8 26,4 17,9 4,7 0,9 Hoteluri şi restaurante 20 99,3 22,3 22,4 28,8 19,3 6,5 0,7 Transport, depozitare şi comunicaţii 58 99,6 4,1 30,8 34,0 25,5 5,2 0,4

Intermedieri financiare 11 100,0 5,3 29,6 36,0 26,4 2,7 - Tranzacţii imobiliare şi alte servicii 21 99,8 8,2 37,7 25,6 21,2 7,1 0,2

Administraţie publică şi apărare 48 99,5 6,8 36,5 33,5 16,2 6,5 0,5 Învăţământ 57 99,6 5,3 33,1 23,7 27,6 9,9 0,4 Sănătate şi asistenţă socială 48 99,7 3,1 30,7 30,4 27,9 7,6 0,3 Celelalte activităţi ale economiei naţionale 28 99,5 8,6 30,4 29,5 22,9 8,1 0,5

Sursa: Anuarul Român de Statistică, www.insse.ro Cu o rată scăzută a şomajului (6,0%), dar în creştere pentru grupa de vârstă 15-24 ani, cu o rată

mare de acces a femeilor pe piaţa muncii, Regiunea are o rată de ocupare a forței de muncă (50,9% în 2003) departe de ţintele Strategiei de la Lisabona. Există un important deficit de calificări, doar 9,6% din populaţia de 25-64 de ani având educaţie superioară.

Situaţia este înrăutăţită şi de abandonul şcolar şi de nivelul scăzut al învăţământului continuu. Aspecte economico-sociale Regiunea de Dezvoltare Nord-Vest este considerată o regiune în curs de dezvoltare, care poate

atinge rezultate economice însemnate, totuşi încă are probleme în legătură cu discrepanţele dintre


21

mediul urban şi rural precum şi probleme de coeziune socio-economică. În tabelul 2.13 se indică evoluția produsului intern brut în intervalul 2002 – 2006.

Tabelul 2.13 – Produsul intern brut

Regiunea de Dezvoltare Nord-Vest

Produsul intern brut (mil. RON)

2002 18.439,1 2003 23.715,3 2004 29.852,5 2005 34.323,1 2006 40.806,2

Sursa: Anuarul Român de Statistică, www.insse.ro Pentru perioada de prognoză, creşterile produsului intern brut (6,4%, respectiv 6,1%) vor fi, ca

şi în ultimii doi ani, uşor sub media naţională. Construcţiile vor reprezenta sectorul cel mai dinamic cu creşteri de 14,8% în 2007 şi 11,2% în anul 2008. Pentru celelalte sectoare creşterile anuale pentru următorii doi ani vor fi apropiate. Astfel serviciile vor creşte cu un ritm anual de 6,5%, industria 4,7%, respectiv 4,8%, iar valoarea adăugată brută din agricultură cu 3%, respectiv 3,1%.

Din punct de vedere al produsului intern brut pe locuitor, acesta prezintă un indice de disparitate faţă de total ţară de peste 90%, cu o uşoară tendinţă de scădere în următorii doi ani şi se va situa, în anul 2008, la 91,7% din nivelul naţional. In această regiune, cu excepţia judeţului Cluj care are un indice de disparitate care devansează media naţională, toate celelalte judeţe se situează sub nivelul pe total ţară.

Comerţul exterior, va continua să înregistreze creşteri atât la importul cât şi la exportul de mărfuri în ambii ani, iar soldul balanţei comerciale va rămâne negativ, cu un deficit ce va fi de 1,4 miliarde euro în 2008.

Pentru perioada 2007 – 2008, au fost prognozate creşteri ale populaţiei ocupate cu 0,3%, creşteri ale numărului mediu de salariaţi cu 0,3% şi reduceri ale ratei şomajului cu aproximativ 0,6 puncte procentuale.

Creşterile salariale (cu un ritm mediu anual de 12,1%) uşor peste cele de la nivel naţional, conduc la decalaje între judeţe din ce în ce mai mici. Conform analizelor economice şi sociale efectuate, polii sărăciei se găsesc în judeţele Maramureş şi Bistriţa-Năsăud.

Regiunea Nord-Vest participa, în anul 2004, cu o pondere de 12,3 % la formarea PIB-ului naţional, situându-se, din acest punct de vedere, pe locul trei între cele opt regiuni de dezvoltare ale României (după Regiunile Bucureşti-Ilfov cu 19,5 % şi Sud cu 12,8 %).

Participarea celor trei sectoare ale economiei la formarea PIB-ului regional, indică o pondere de 16,3% a sectorului primar, 35% secundar şi 46,7% terţiar, înregistrându-se o creştere a ponderii serviciilor concomitent cu scăderea ponderii agriculturii. Stagnarea relativă a ponderii cu care participă sectorul secundar se datorează faptului că disponibilizările din industrie au fost compensate, parţial, de evoluţia construcţiilor – domeniu care a cunoscut o dinamică extraordinară în ultima perioadă.

In interiorul regiunii, se manifestă disparităţi evidente de dezvoltare măsurate prin gradul de participare al judeţelor la formarea PIB regional: judeţului Cluj – 32,3 %, judeţul Bihor –24,3 %, judeţul Maramureş - 14,9 %, judeţul Satu Mare – 12,1 %, judeţul Bistriţa – Năsăud -9,1% şi judeţul Sălaj - 7,2%.

În Regiunea Nord-Vest există mari discrepanţe în dezvoltarea economică a celor şase judeţe: judeţele din sudul şi vestul Regiunii, respectiv Cluj, Bihor şi Satu Mare sunt industrializate (industria alimentară, uşoară, lemn, construcţii de maşini) şi mai stabil dezvoltate economic decât regiunile din centru şi est (Bistriţa-Năsăud, Maramureş şi Sălaj - lemn-mobilă, metale neferoase şi auro-argentifere, uşoară), unde evoluţia din ultimii ani a dus la pierderea capacităţii concurenţiale a multor ramuri.


22

Conform analizelor economice şi sociale efectuate, polii sărăciei se găsesc în judeţele Maramureş şi Bistriţa-Năsăud.

Zonele în declin industrial sunt: zona Munţilor Apuseni şi zona montană din nordul regiunii, cuprinzând arii însemnate de pe teritoriul judeţelor Maramureş, Satu Mare şi Bistriţa-Năsăud.

Acestea deţin totuşi resurse importante, dintre care menţionăm: minereuri complexe şi auroargentifere (Satu Mare, Maramureş), bauxită (Bihor), sare (Maramureş, Bihor), materiale de construcţii (Bihor, Cluj), lemn (Maramureş). Restructurările din domeniul minier au afectat acest sector extractiv şi au dus la disponibilizări masive şi la declararea zonelor defavorizate Baia-Mare-Borşa-Vişeu. Sectorul industriei neferoase este ameninţat în Baia-Mare de rezultatul unui referendum local pentru interzicerea acelor tipuri de activităţi care poluează oraşul. Pentru relansarea zonelor sunt necesare investiţii atât în infrastructură cât şi în echipamentele de exploatare a resurselor.

Analizând ponderea pe care sectoarele de activitate o deţin în valoarea adăugată brută (VABR) a Regiunii Nord-Vest (fig. 2.2) se constată că cea mai ridicată contribuţie o are sectorul serviciilor.

Fig. 2.2 – Ponderea sectoarelor de activitate în valoarea adăugată brută

Tabelul 2.14 – Distribuţia netă cheltuielilor lunare de consum pe gospodărie, în anul 2007

Gospodării de: Total gospodării Salariaţi Agricultori Şomeri PensionariRegiunea

Nord-Vest RON, lunar pe persoană Cheltuieli totale 516,40 629,53 340,55 304,58 482,73 procente Cheltuieli băneşti, din care: 82,1 89,7 54,6 81,3 76,2 Cumpărarea de alimente şi băuturi consumate 21,5 21 18,1 29,4 21,9

Cumpărarea de mărfuri nealimentare 22,1 21,7 15,3 21,3 23,3

Plata serviciilor 17,3 18,8 10,5 17,2 16,2 Cheltuieli pentru investiţii 1,9 2,0 2,1 - 1,4 Cheltuieli de producţie 0,8 0,2 2,6 1,4 1,4 Impozite, contribuţii, cotizaţii, taxe 14,7 22,8 3,0 8,6 7,2

Contravaloarea consumului de produse agricole din resurse proprii

17,9 10,3 45,4 18,7 23,8

Sursa: Anuarul Român de Statistică, www.insse.ro


23

2.2.2. Judeţul Bihor

Structura populaţiei judeţului Bihor în 2007 este prezentată în tabelul 2.15.

Tabelul 2.15 – Structura populaţiei judeţului Bihor, persoane, în 2007

Pe grupe de vârstă An Total 0 - 14ani 15 - 59ani 60 ani şi peste 2007 594.982 96.268 385.041 113.673

Sursa: Anuarul Român de Statistică, www.insse.ro Date referitoare la județul Bihor, privind structura angajaţilor, sunt prezentate în tabelul 2.16.

Tabelul 2.16 – Structura angajaților în sectoarele importante, în 2007 (mii persoane)

An Total economie

Agricultură, vânătoare și silvicultură

Industrie Industrie extractivă

Industrie prelucrătoare

Energie termică și electrică, gaze

și apă Construcții

2007 244,6 86,9 71,6 2,6 65,6 3,4 14,5 Sursa: Anuarul Român de Statistică, www.insse.ro

2.2.3. Municipiul Oradea

Evoluţia populaţiei municipiului Oradea este prezentată în tabelul 2.17.

Tabelul 2.17 – Populaţia municipiului Oradea

An Total populaţie 2003 208.805 2004 206.235 2005 206.223 2006 205.956 2007 205.077

Sursa: Anuarul Statistic al României 2008

Tabelul 2.18 – Numărul mediu al salariaţilor pe activităţi ale economiei naţionale

Ramuri de activitate ecomonică 2003 2004 2005 2006 2007 Agricultură, vânătoare și silvicultură 1388 830 698 626 160 Industrie 33075 31287 29252 31133 32480 Industrie exctractivă 141 29 4 53 41 Industrie prelucrătoare 30655 28925 26854 28683 30005 Energie electrică și termică, gaze naturale și apă 2279 2333 2394 2397 2434 Construcții 6062 7464 4985 4986 7144 Comerț 19812 19297 18283 17794 22753 Transport, depozitare și comunicații 7546 7239 6500 7284 6301 Intermedieri financiare 1072 1072 1398 1403 1617 Administrație publică și apărare 1964 2039 2435 2397 2789 Învățământ 7013 6418 6484 6570 6770 Sănătate și asistență socială 4711 4742 4587 5161 6447

Total ecomonie 88927 86134 82010 85288 95288 Sursa: Primaria Oradea


24

Se remarcă o descreştere continuă a populaţiei în ultimii ani, din cauza îmbătrânirii populaţiei, scăderii ratei de natalitate şi a factorului migraţie, fenomen care, de altfel, este caracteristic majorităţii oraşelor din România.

După cum se observă în tabelul 2.18, agricultura joacă un rol minor în economia municipiului Oradea.

Industria prezintă o uşoară creştere a contribuţiei, urmată de o creştere minoră a numărului de angajaţi.

Sectorul construcţiilor a cunoscut o creştere important, atât în termeni de venit, cât şi de angajări. O creştere importantă a cunoscut şi comerţul.

2.3. Contextul juridic

În cele ce urmează prezentăm o vedere de ansamblu asupra cadrului legal şi a documentelor legislative naționale şi internaționale relevante din domeniul energiei şi protecției mediului.

Principalele strategii, legi, planuri şi programe naţionale sectoriale în domeniile energiei şi protecţiei mediului sunt următoarele:

Strategia energetică a României pentru perioada 2007÷2020 Principalele obiective ale strategiei energetice sunt:

• asigurarea dezvoltării durabile a economiei; • diversificarea resurselor energetice primare; • crearea şi asigurarea funcţionării pieţelor concurenţiale de energie electrică; • asigurarea accesului nediscriminatoriu şi reglementat al tuturor participanţilor la piaţa de energie; • transparenţa tarifelor, preţurilor şi taxelor la energie electrică; • promovarea surselor regenerabile; • asigurarea siguranţei în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor; • promovarea producţiei de energie electrică realizată în sisteme de cogenerare de înaltă eficienţă,

asociată energiei termice livrate pentru acoperirea unui consum economic justificat. Strategia naţională în domeniul eficienţei energetice Politica naţională de utilizare eficientă a energiei este considerată parte integrantă a politicii

energetice a statului. În scopul realizării politicii naţionale, s-au întocmit programe proprii de eficienţă energetică, care să includă atât măsuri pe termen scurt, cât şi măsuri pe termen lung, care au în vedere întreg lanţul producere - transport - distribuţie - utilizare şi vor include acţiuni pentru:

realizarea scenariilor pe termen lung privind cererea şi oferta de energie; promovarea utilizării tehnologiilor eficiente şi nepoluante; încurajarea finanţării investiţiilor în domeniul eficienţei energetice, prin participarea statului şi a

sectorului privat; promovarea cogenerării de mică şi medie putere şi a măsurilor pentru creşterea eficienţei

sistemelor de producere, transport, distribuţie a căldurii la consumator; evaluarea impactului negativ asupra mediului; promovarea utilizării la consumatorii finali a surselor regenerabile de energie.

Strategia naţională privind alimentarea cu energie termică a localităţilor prin sisteme de

producere şi distribuţie centralizată Strategia plasează alimentarea cu energie termică a localităţilor în sfera serviciilor publice de

interes general şi aliniază aceste servicii la conceptul european asupra serviciilor, având la bază următoarele principii fundamentale: o descentralizarea serviciilor publice şi creşterea responsabilităţii autorităţilor locale cu privire la

calitatea serviciilor asigurate populaţiei;


25

o extinderea sistemelor centralizate de încălzire urbană şi creşterea gradului de acces al populaţiei la aceste servicii;

o utilizarea resurselor energetice neconvenţionale şi regenerabile pentru producerea energiei termice;

o restructurarea mecanismelor de protecţie socială a segmentelor defavorizate ale populaţiei şi reconsiderarea raportului preţ/calitate;

o promovarea principiilor economiei de piaţă şi reducerea gradului de monopol; o atragerea capitalului privat în finanţarea investiţiilor necesare modernizării şi dezvoltării

infrastructurii aferente sectorului; o instituţionalizarea creditului local şi extinderea contribuţiei acestuia la finanţarea serviciilor; o promovarea măsurilor de dezvoltare durabilă; o promovarea parteneriatului social şi pregătirea continuă a resurselor umane.

Legea energiei termice (în stadiu de proiect) reglementează desfăşurarea activităţilor specifice

serviciilor publice de alimentare cu energie termică din sisteme centralizate (producerea, transportul, distribuţia şi furnizarea energiei termice).

Principiile care stau la baza legii sunt: evidenţierea transparentă a costurilor în stabilirea preţului energiei termice; garantarea accesului nediscriminatoriu al utilizatorilor la reţelele termice; dezvoltarea durabilă a unităţilor administrativ-teritoriale; promovarea cogenerării de înaltă eficienţă şi a surselor regenerabile de energie; utilizarea eficientă a resurselor energetice.

Obiectivele principale ale acestei legi sunt: • asigurarea continuităţii, calităţii şi siguranţei în funcţionare a serviciului public de alimentare cu

energie termică; • accesibilitatea preţurilor la consumatori; • asigurarea resurselor necesare funcţionãrii serviciului public pe termen lung.

Strategia naţională privind protecţia atmosferei, care constă în crearea cadrului necesar pentru dezvoltarea şi implementarea unui sistem integrat de gestionare a calității aerului, eficient din punct de vedere economic;

Planul naţional de acţiune în domeniul protecţiei atmosferei, care stabileşte măsuri care trebuie întreprinse în vederea atingerii obiectivelor-cheie ale Strategiei naţionale pentru protecţia atmosferei;

Strategia naţională a României privind schimbările climatice (SNSC), defineşte politicile României privind respectarea obligaţiilor internaţionale prevăzute de Convenţia-cadru a Naţiunilor Unite asupra Schimbărilor Climatice (UNFCCC) şi de Protocolul de la Kyoto precum şi priorităţile naţionale ale României în domeniul schimbărilor climatice;

Planul naţional de acţiune în domeniul Schimbărilor Climatice (PNASC), este principalul instrument de implementare a SNSC care desemnează sarcini şi responsabilităţi pentru fiecare instituţie implicată şi identifică potenţialele surse de finanţare a acţiunilor specifice;

Programul naţional de reducere progresivă a emisiilor de dioxid de sulf, oxizi de azot, compuşi organici volatili şi amoniac (PNRPE), reprezintă un instrument pentru implementarea prevederilor H.G. nr. 1.856/2005 privind plafoanele naţionale de emisie pentru anumiţi poluanţi atmosferici, care transpune în legislaţia naţională Directiva 2001/81/CE.

Programul naţional de reducere a emisiilor de dioxid de sulf (SO2), oxizi de azot (NOx) şi pulberi provenite din instalaţiile mari de ardere (IMA) stabileşte etapele de reducere a emisiilor precum şi procedurile de implementare;


26

Programul Operaţional Sectorial pentru Infrastructura de Mediu (POS Mediu), care are ca obiectiv global protecţia şi îmbunătăţirea calităţii mediului şi a standardelor de viaţă în România, urmărindu-se conformarea cu prevederile acquis-ului de mediu.

Legislaţia naţională din domeniul energiei şi protecţiei mediului se regăseşte pe două nivele: legislaţia primară: legi, hotărâri de guvern şi ordonanţe. legislaţia secundară (la nivel instituţional): ordine şi reglementări ale autorităţilor de reglementare

competente.

În Anexa 5 este prezentată sintetic transpunerea Directivelor UE relevante în domeniul IMA în legislaţia din România.

Documentele legislative naţionale şi internaţionale cele mai importante din domeniul energiei şi protecţiei mediului sunt prezentate în Anexa 6.

2.4. Cadrul instituțional și administrativ

2.4.1. Cadrul administrativ general

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 centrele); • administraţia publică locală (consiliul judeţean, consiliul local, primăria, serviciile publice locale).

Administraţia publică centrală Guvernul prin natura activităţii pe care o desfăşoară, exercită conducerea generală a

administraţiei publice. Sarcina sa este de a duce la îndeplinire programul de guvernare aprobat de Parlament şi de a asigura realizarea politicii interne şi externe a ţării.

Ministerele sunt organe de specialitate ale administraţiei publice centrale care realizează politica guvernamentală în domeniile de activitate ale acestora. Acestea se organizează şi funcţionează numai în subordinea Guvernului.

Prefectura este reprezentanţa judeţeană a Guvernului, alcătuită din: prefect, subprefect şi aparatul tehnic care îi secondează. Prefectul coordonează activitatea tuturor reprezentanţelor judeţene ale ministerelor şi altor autorităţi centrale şi emite "Ordine", dintre care unele au caracter normativ. Pe linie de mediu are atribuţii indirecte.

Autorităţile administrative autonome se înfiinţează numai prin lege organică şi sunt independente faţă de Guvern. Aceste autorităţi exercită o activitate executivă pentru asigurarea funcţionării unor servicii publice şi exercitã unele competenţe administrativ-jurisdicţionale.

Serviciile publice sunt structuri teritoriale prin care ministerele şi celelalte organe centrale îşi realizează competenţa la nivel naţional şi îşi îndeplinesc în mod concret atribuţiile conferite de lege. Atribuţiile şi structura organizatorică a acestora se aprobă prin ordin al ministrului sau al conducătorului organului de specialitate în subordinea căruia îşi desfăşoară activitatea, după caz.

Administraţia publică locală Consiliul judeţean Consiliul judeţean este autoritatea administraţiei publice locale, constituită la nivel judeţean,

pentru coordonarea activităţilor consiliilor comunale şi orăşeneşti, în vederea realizării serviciilor publice de interes judeţean. Acesta este compus din consilieri aleşi prin vot în condiţiile stabilite de Legea privind alegerile locale.

Potrivit Legii nr. 215/2001, consiliul judeţean, ca autoritate deliberativă a administraţiei publice locale constituită la nivel judeţean, îndeplineşte următoarele atribuţii principale:


27

• adoptă strategii, prognoze şi programe de dezvoltare economico-socială a judeţului sau a unor zone din cuprinsul acestuia pe baza propunerilor primite de la consiliile locale, dispune, aprobă şi urmăreşte, în cooperare cu autorităţile administraţiei publice locale comunale şi orăşeneşti interesate, măsurile necesare, inclusiv cele de ordin financiar, pentru realizarea acestora;

• aprobă bugetul propriu al judeţului, împrumuturile, virările de credite şi modul de organizare a rezervei bugetare;

• administrează domeniul public şi domeniul privat al judeţului; • hotărăşte asupra privatizării societăţilor comerciale; • aprobă documentaţiile tehnico-economice pentru lucrările de investiţii de interes judeţean, în

limitele şi condiţiile legii; • analizează propunerile făcute de autorităţile administraţiei publice locale comunale şi orăşeneşti,

în vederea elaborării de prognoze şi programe de dezvoltare economico-socială sau pentru refacerea şi protecţia mediului înconjurător;

Consiliul local Consiliile locale sunt compuse din consilieri aleşi prin vot în condiţiile stabilite de Legea

privind alegerile locale. Consiliul local are iniţiativă şi hotărăşte, în toate problemele de interes local, cu excepţia celor care sunt date prin lege în competenţa altor autorităţi publice, locale sau centrale.

Conform Legii nr. 215/2001 privind administraţia publică locală, consiliul local are următoarele atribuţii principale:

avizează sau aprobă, după caz, studii, prognoze şi programe de dezvoltare economico-socială, de organizare şi amenajare a teritoriului, documentaţii de amenajare a teritoriului şi urbanism, inclusiv participarea la programe de dezvoltare judeţeană, regională, zonală şi de cooperare transfrontalieră, în condiţiile legii;

aprobă bugetul local, împrumuturile, virările de credite şi modul de utilizare a rezervei bugetare; administrează domeniul public şi domeniul privat al comunei sau oraşului; aprobă, în limitele competenţelor sale, documentaţiile tehnico-economice pentru lucrările de

investiţii; acţionează pentru protecţia şi refacerea mediului înconjurător, în scopul creşterii calităţii vieţii.

Primăria Responsabilităţile primarului sunt următoarele:

o primarul este şeful administraţiei publice locale şi răspunde în faţa Consiliului Local de buna funcţionare a acesteia;

o reprezintă oraşul în relaţiile cu persoanele fizice sau juridice din ţară şi din străinătate, precum şi în justiţie;

o îndeplineşte funcţia de ordonator principal de credite; o conduce serviciile publice locale, fiind sprijinit în activitatea sa de către cei 2 viceprimari şi de

către secretar; o emite avize, acorduri şi autorizaţii, exercitându-şi atribuţiunile prin intermediul dispoziţiilor; o asigură elaborarea regulamentului local de urbanism şi a documentaţiilor de urbanism şi

amenajare a teritoriului şi le supune aprobării Consiliului local, cu respectarea prevederilor legii; o supraveghează inventarierea şi administrarea bunurilor care aparţin oraşului.

Funcţionarea eficientă a acestei instituţii este asigurată de către direcţii. Administrarea şi implementarea fondurilor UE În cadrul negocierilor de aderare, România s-a angajat să aplice, în întregime, de la data

aderării, acquis-ul comunitar în domeniul politicii regionale şi coordonării instrumentelor structurale prin respectarea cerinţelor legislative, instituţionale şi procedurale.

Instrumentele structurale denumesc în ansamblu:


28

Fondurile structurale – FS, sunt instrumente financiare prin care Uniunea Europeană acţionează pentru eliminarea disparităţilor economice şi sociale între regiuni, în scopul intensificării coeziunii economice şi sociale. Din această categorie fac parte următoarele fonduri:

Fondul European de Dezvoltare Regională – FEDR, care contribuie la finanţarea: investiţiilor productive în vederea creării şi menţinerii locurilor de muncă, investiţiilor în infrastructuri, dezvoltării potenţialului endogen prin măsuri de susţinere a dezvoltării regionale şi locale;

Fondul Social European – FSE, care vizează îmbunătăţirea ocupării forţei de muncă şi a posibilităţilor de angajare;

Fondul de Coeziune – FC, care finanţează acţiuni din următoarele domenii: reţele transeuropene de transport şi mediu. În acest context, FC poate intervene, de asemenea, în domenii legate de dezvoltarea durabilă care prezintă avantaje clare pentru mediu.

Aceste fonduri sunt cunoscute şi sub forma generică de Fonduri Structurale şi de Coeziune (FSC) pentru perioada 2007-2013.

Documentele de programare care stau la baza implementării FSC la nivel naţional sunt: • Planul Naţional de Dezvoltare 2007-2013 (PND); • Cadrul Strategic Naţional de Referinţă 2007-2013 (CSNR); • Programele Operaţionale (PO).

PND reprezintă documentul de planificare strategică şi programare financiară multianuală care orientează şi stimulează dezvoltarea socio-economică a României în conformitate cu principiile Politicii de Coeziune în vederea reducerii decalajelor de dezvoltare faţă de Uniunea Europeană.

Astfel, în cadrul PND au fost definite şase priorităţi naţionale de dezvoltare care au fost preluate la nivelul CSNR în definirea programelor operaţionale:

Creşterea competitivităţii economice şi dezvoltarea economiei bazate pe cunoaştere; Dezvoltarea şi modernizarea infrastructurii de transport; Protejarea şi îmbunătăţirea calităţii mediului; Dezvoltarea resurselor umane, promovarea ocupării depline şi a incluziunii sociale şi întărirea

capacităţii administrative; Dezvoltarea economiei rurale şi creşterea productivităţii în sectorul agricol; Diminuarea disparităţilor de dezvoltare între regiunile ţării.

Structura de finanţare cuprinde fonduri comunitare - 43%, surse publice naţionale - 48% şi surse private (cofinanţări private aferente fondurilor comunitare) - 9%.

CSNR reprezintă documentul de referinţă pentru programarea FSC, stabilind priorităţile de intervenţie la nivel naţional ale acestora pe perioada 2007-2013. Astfel, CSNR este un document strategic care face legătura între priorităţile naţionale de dezvoltare, stabilite în Planul Naţional de Dezvoltare 2007-2013, Planul Naţional de Reforme şi priorităţile la nivel european - Orientările Strategice Comunitare privind Coeziunea 2007-2013 şi Strategia Lisabona revizuită.

CSNR şi PO constituie pachetul de negociere cu Comisia Europeană, în care CSNR reprezintă strategia globală de utilizare a FSC, iar diversele PO reprezintă instrumentele prin care se realizează diversele prevederi ale CSNR.

PO sunt documentele prin care se realizează implementarea acţiunilor strategice prevăzute în CSNR şi implicit accesarea efectivă a Instrumentelor Structurale. Au fost elaborate şapte Programe Operaţionale (PO), în cadrul Obiectivului „Convergenţă”.

Cadrul instituţional România beneficiază de Cadrul de Sprijin Comunitar (CSC) bazat pe Planul Naţional de

Dezvoltare. Cadrul de sprijin comunitar conţine contribuţia din fondurile structurale şi celelalte resurse financiare pentru realizarea priorităţilor şi măsurilor conţinute în Planul Naţional de Dezvoltare. Prevederile acestui document se implementează prin intermediul Programelor Operaţionale.

Ministerul Finanţelor Publice, prin Autoritatea pentru Coordonarea Instrumentelor Structurale, îndeplineşte rolul de coordonator naţional al instrumentelor structurale, asigurând dezvoltarea cadrului


29

instituţional, legislativ şi procedural necesar implementării acestor fonduri, precum şi funcţionarea coerenta şi eficientă a întregului sistem administrativ.

Conform angajamentelor asumate în Documentul Complementar de Poziţie la Capitolul 21, a fost creat cadrul instituţional pentru coordonarea, implementarea şi gestionarea instrumentelor structurale prin adoptarea Hotărârii Guvernului nr.497/2004, cu modificările şi completările ulterioare, prin care au fost desemnate structuri instituţionale armonizate cu structurile comunitare specifice.

Programe Operaţionale POS ,,Creşterea Competitivităţii Economice” este un document negociat cu Uniunea

Europeană prin care se urmăreşte încurajarea creşterii productivităţii întreprinderilor româneşti pentru reducerea decalajelor faţă de nivelul UE. Instituţia care gestionează acest program este Ministerul Economiei prin Autoritatea de Management pentru POS „Creşterea Competitivităţii Economice”.

POS „Transport” este un instrument strategic elaborat pe baza obiectivelor Cadrului Naţional Strategic de Referinţă care stabileşte priorităţile, obiectivele şi alocarea financiară pentru dezvoltarea sectorului de transporturi din România cu ajutor comunitar, în perioada 2007 – 2013.

POS „Mediu” are ca obiectiv global protecţia şi îmbunătăţirea calităţii mediului şi a standardelor de viaţă în România, urmărindu-se conformarea cu prevederile acquis-ului de mediu. Obiectivul constă în reducerea decalajului existent între Uniunea Europeană şi România cu privire la infrastructura de mediu, atât din punct de vedere cantitativ, cât şi calitativ. Aceasta ar trebui să se concretizeze în servicii publice eficiente, cu luarea în considerare a principiului dezvoltării durabile şi a principiului “poluatorul plăteşte”. Programul acoperă perioada 2007-2013, dar obiectivele sale urmăresc nevoile de dezvoltare ale României după anul 2013, prin punerea bazelor dezvoltării economice durabile. POS va contribui la îndeplinirea obligaţiilor pe care România le are în sectorul de mediu, oferind oportunităţi de investiţii în toate regiunile ţării.

PO Regional, are ca obiectiv general sprijinirea unei dezvoltări economico-sociale echilibrate teritorial şi durabile a regiunilor României, corespunzător nevoilor lor şi resurselor specifice, prin concentrarea asupra polilor urbani de creştere, prin îmbunătăţirea condiţiilor infrastructurale şi ale mediului de afaceri pentru a face din regiunile României, în special cele rămase în urmă, locuri mai atractive pentru a locui, a le vizita, a investi şi a munci.

PO Dezvoltarea capacităţii administrative, contribuie la implementarea celei de-a patra priorităţi de dezvoltare naţională din PND "Dezvoltarea resurselor umane, promovarea ocupării şi incluziunii sociale şi întărirea capacităţii administrative" pentru a avea un impact pozitiv asupra administraţie publice, pentru a stimula dezvoltarea economică. Obiectivul general este de a contribui la realizarea obiectivelor naţionale şi ale UE de a obţine progresul în dezvoltarea socio-economică potrivit obiectivelor de coeziune şi convergenţă.

POS Dezvoltare resurse umane, are ca obiectiv general dezvoltarea capitalului uman şi creşterea competitivităţii acestuia, prin conectarea educaţiei şi învăţării pe tot parcursul vieţii cu piaţa muncii şi asigurarea participării crescute pe o piaţă a muncii modernă, flexibilă şi inclusivă, pentru 1.650.000 de persoane.

PO Asistenţă tehnică, are ca obiectiv general asigurarea sprijinului necesar procesului de coordonare şi implementare sănătoasă, eficientă, eficace şi transparentă a instrumentelor structurale în România.

2.4.2. Instituţii în domeniul protecţiei mediului

Operarea sistemelor de termoficare are un impact semnificativ asupra mediului şi implicit, asupra sănătăţii umane.


30

În cele ce urmează este prezentată organizarea şi funcţionarea principalelor instituţii care au responsabilitatea de a aplica politicile şi strategiile Guvernului român privind protecţia mediului înconjurător în concordanţă cu cerinţele europene şi standardele internaţionale.

De asemenea sunt prezentate şi instituţiile care au rolul de a integra cerinţele de protecţia mediului în celelalte politici sectoriale.

a) La nivel central Conform H.G. nr. 57/2009 Ministerul Mediului (MM) realizează politica în domeniile

mediului şi gospodăririi apelor la nivel naţional, elaborează strategia şi reglementările specifice de dezvoltare şi armonizare a acestor activităţi în cadrul politicii generale a Guvernului, asigură şi coordonează aplicarea strategiei Guvernului în domeniile sale de competenţă, îndeplinind rolul de autoritate de stat, de sinteză, coordonare şi control în aceste domenii.

MM asigură coordonarea interministerială a procesului de elaborare a Strategiei naţionale de dezvoltare durabilă, propune adoptarea şi urmăreşte implementarea acesteia. De asemenea, MM coordonează activitatea de integrare a cerinţelor privind protecţia mediului în celelalte politici sectoriale, în concordanţă cu cerinţele şi standardele europene şi internaţionale.

În cadrul Ministerului Mediului funcţionează Direcţia Generală pentru Managementul Instrumentelor Structurale (DGMIS), care îndeplineşte funcţia de Autoritate de Management pentru Programul Operaţional Sectorial pentru Infrastructura de Mediu (AM POS Mediu).

AM POS Mediu coordonează metodologic structurile desemnate ca Organisme Intermediare pentru POS Mediu, organizate la nivelul celor 8 regiuni de dezvoltare stabilite prin Legea nr. 315/2004, privind dezvoltarea regională în România, cu modificările şi completările ulterioare.

Ministerul Mediului coordonează şi monitorizează procesul de implementare a Schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră şi este autoritate responsabilă pentru transpunere şi implementarea Directivei privind prevenirea şi controlul integrat al poluării (IPPC).

Agenţia Naţională pentru Protecţia Mediului (ANPM) Agenţia Naţională pentru Protecţia Mediului (ANPM) este instituţia de specialitate a

administraţiei publice centrale, aflată în subordinea Ministerului Mediului cu competenţe în implementarea politicilor şi legislaţiei din domeniul protecţiei mediului.

În realizarea funcţiilor sale, ANPM are următoarele responsabilităţi de bază: • asigurarea suportului tehnic pentru fundamentarea actelor cu caracter normativ, a strategiilor şi

politicilor sectoriale de mediu armonizate cu acquis-ul comunitar şi bazate pe conceptul de dezvoltare durabilă;

• implementarea legislaţiei din domeniul protecţiei mediului; • coordonarea activităţilor de implementare a strategiilor şi politicilor de mediu la nivel naţional,

regional şi local; • reprezentarea în domeniul protecţiei mediului în relaţiile interne şi externe, conform mandatului

acordat de către Ministerul Mediului; • autorizarea activităţilor cu impact potenţial asupra mediului şi asigurarea conformării cu

prevederile legale; • coordonarea realizării planurilor de acţiune sectoriale şi a planului naţional de acţiune pentru

protecţia mediului; • coordonează activităţile rezultate din angajamentele internaţionale ale României în domeniul

protecţiei mediului. Garda Naţională de Mediu Garda Naţională de Mediu este un corp specializat de inspecţie şi control (conform H.G. nr 112

/2009), care are responsabilitatea de a asigura controlului implementării profesioniste, uniforme şi integrate a politicii Guvernului şi de a aplica legislaţia naţională armonizată cu cea comunitară în domeniul protecţiei mediului. Atribuţii principale ale GNM sunt:


31

controlează activităţile cu impact asupra mediului înconjurator, şi aplică sancţiuni contravenţionale prevăzute de legislaţia în domeniul protecţiei mediului;

controlează modul în care sunt respectate prevederile actelor de reglementare privind protecția mediului, inclusiv măsurile stabilite prin programele de conformare pentru activitățile economico‐sociale şi respectarea procedurilor legale în emiterea actelor de reglementare;

exercită controlul activităților care prezintă pericole de accidente majore şi/sau impact semnificativ transfrontalier asupra mediului, în vederea prevenirii şi limitării riscurilor de poluare;

participă la intervențiile pentru eliminarea sau diminuarea efectelor majore ale poluărilor asupra factorilor de mediu, şi la stabilirea cauzelor acestora şi aplică sancțiunile prevăzute de lege;

controlează investițiile în domeniul mediului în toate fazele de execuție şi are acces la întreaga documentație;

verifică sesizările cu privire la încălcarea legislației în vigoare în domeniul protecției mediului. Aparatul central al GNM este Comisariatul General care îndrumă şi controlează activitatea

tuturor comisariatelor teritoriale şi desfăşoară acţiuni operative pe întreg teritoriul ţării, în baza sarcinilor şi atribuţiilor stabilite de comisarul general.

Administraţia Naţională Apele Române (ANAR) Administraţia Naţională Apele Române (ANAR) - funcţionează în coordonarea Ministerului

Mediului (conform H.G. nr. 57/2009) - administrează apele din domeniul public al statului şi infrastructura Sistemului Naţional de Gospodărire a Apelor în scopul cunoaşterii şi a gestionării unitare pe ansamblul ţării, a resurselor de apă de suprafaţă şi subterane. ANAR are sediul central în Bucureşti şi filiale teritoriale localizate în cele 11 bazine de râuri.

b) La nivel regional Agenţiile Regionale de Protecţia Mediului (ARPM) Conform H.G. nr. 459/2005, Agenţiile Regionale pentru Protecţia Mediului îndeplinesc

atribuţiile Agenţiei Naţionale pentru Protecţia Mediului la nivel regional, în domeniile implementării strategiilor şi politicilor de mediu, legislaţiei şi reglementărilor în vigoare, şi coordonează elaborarea planurilor de acţiune la nivel regional.

Agenţiile Regionale pentru Protecţia Mediului organizează colective pentru implementarea instrumentelor structurale la nivel regional, care sunt coordonate direct de autoritatea publică centrală pentru protecţia mediului.

Cele 8 Agenţii Regionale pentru Protecţia Mediului, constituite în fiecare regiune de dezvoltare, au următoarele atribuţii principale: o exercită, la nivel regional, atribuţiile Agenţiei Nationale pentru Protecţia Mediului; o participă la elaborarea şi monitorizarea planului de dezvoltare regională; o colaborează cu agenţiile judeţene pentru protecţia mediului din cadrul regiunii de dezvoltare

pentru elaborarea rapoartelor de sinteză şi constituirea bazelor de date de mediu la nivel regional; o evaluează şi actualizează anual, în cooperare cu Garda Naţionala de Mediu şi alte autorităţi

publice, planurile regionale proprii sau capitolele de mediu integrate în alte planuri regionale; o asigură asistenţa de specialitate agenţiilor judeţene pentru protecţia mediului; o colaborează cu Garda Naţională de Mediu în emiterea actelor de autorizare şi în realizarea

controlului conformării şi aplicării legislaţiei de mediu; o gestionează şi disponibilizează, în limita prevederilor legale, informaţia de mediu la nivel

regional. Organisme Intermediare Conform H.G. nr. 457/2008 privind cadrul instituţional de coordonare şi de gestionare a

instrumentelor structurale, la nivel regional funcţionează opt Organisme Intermediare, care îndeplinesc atribuţii delegate de către AM POS Mediu în relaţia cu beneficiarii proiectelor, jucând rolul principal în implementarea POS Mediu la nivelul fiecărei regiuni.


32

Principalele responsabilităţi ale OI POS Mediu sunt: • coordonează priorităţile POS Mediu cu alte programe de investiţii la nivel regional; • promovează parteneriatul la nivel regional; • informează potenţialii beneficiari privind modalitatea de pregătire a aplicaţiilor ce vor fi finanţate

din POS Mediu; • monitorizează implementarea proiectelor la nivel regional; • colectează datele necesare evaluării POS Mediu; • diseminează informaţiile privind oportunităţile de finanţare prin POS Mediu, la nivelul regiunii.

c) La nivel local Agenţiile Publice Locale de Protecţia Mediului (ALPM) Agențiile Publice Locale de Protecția Mediului (ALPM) sunt situate în fiecare județ şi îndeplinesc

la nivel local responsabilitățile Autorităților Regionale de Protecția Mediului. Obligativitatea autorităților publice locale cu competențe în domeniul protecției mediului şi protecției civile sunt:

să coordoneze activităţile Autorităţilor Publice Locale responsabile pentru implementarea prevederilor legislaţiei în vigoare;

să elaboreze procedurile specifice în domeniul managementului riscului şi controlului activităţilor, care prezintă pericole de accidente majore în care sunt implicate substanţe periculoase.

să urmărească modul de respectare a termenelor de transmitere de către agenţii economici a notificărilor, politicilor de prevenire a accidentelor majore, rapoartelor de securitate, planurilor de urgenţă internă, informaţiilor necesare elaborării planurilor de urgenţă externă, informaţiilor privind identificarea pericolelor de accidente majore şi informărilor pentru public.

2.4.3. Instituţii în domeniul energiei

La nivel instituţional, energia electrică şi termică se află sub jurisdicţia a două autorităţi de reglementare la nivel naţional: • Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei – ANRE - pentru energia electrică şi

pentru energia termică produsă în cogenerare. • Autoritatea Naţională de Reglementare pentru Serviciile Comunitare de Utilităţi Publice –

ANRSC - pentru energia termică produsă în noncogenerare.

Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei – ANRE este o instituţie publică autonomă de interes naţional cu personalitate juridică şi finanţare integrală din venituri proprii, cu misiunea de a crea şi a aplica sistemul de reglementări necesar funcţionării sectorului şi pieţei energiei electrice precum şi a gazelor naturale în condiţii de eficienţă, concurenţă, transparenţă şI protecţie a consumatorilor. În desfăşurarea misiunii sale, ANRE urmăreşte integrarea actului de reglementare cu acţiunile altor autorităţi de reglementare şi armonizarea cu obiectivele şi priorităţile Guvernului.

ANRE funcţionează în baza Legii nr. 13/2007 privind energia electrică cu modificările şi completările ulterioare, a Legii gazelor nr. 351/2004, cu modificările şi completările ulterioare, a Regulamentului de organizare şi funcţionare a instituţiei, aprobat prin Hotărârea de Guvern nr. 410/2007. Odată cu apariţia OUG nr. 221/2008, pentru stabilirea unor măsuri de reorganizare în cadrul administraţiei publice centrale, se înfiinţează instituţia viceprim-ministrulu; aceasta dispune de un aparat propriu de lucru care face parte din aparatul de lucru al Guvernului şi care are în coordonare printre alte instituţii şi autorităţi publice şi Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei. Atribuțiile de baza ale ANRE sunt:

asigurarea unui sistem complex de reglementare a relaţiilor de piaţă în sectoarele electroenergetic, termoenergetic şi de gaze;

stimularea şi eficientizarea sectoarelor electroenergetic, termoenergetic şi de gaze naturale;


33

reglementarea activităţilor unităţilor electroenergetice, termoenergetice şi de gaze naturale prin eliberarea de licente şi monitorizarea respectării condiţiilor prevăzute în licenţe;

promovarea unei politici tarifare adecvate pentru a asigura viabilitatea financiară a intreprinderilor energetice şi alimentarea neîntreruptă şi la costuri minime a consumatorilor cu energie electrică, energie termică şi gaze naturale;

protecţia drepturilor consumatorilor de energie electrică, termică şi de gaze naturale; asigurarea şi promovarea concurenţei pe piaţa energiei electrice, energiei termice şi gazelor

naturale, asigurarea drepturilor egale pentru toţi participanţii la această piaţă; elaborarea metodologiei de calculare şi aplicare a tarifelor la serviciile de alimentare cu apă şi

canalizare.

În îndeplinirea atribuţiilor sale, ANRE colaborează cu Consiliul Concurenţei, cu Autoritatea Naţională pentru Protecţia Consumatorilor, cu ministerele şi cu alte organe de specialitate ale administraţiei publice centrale sau locale interesate.

În sectorul energiei termice, ANRE aprobă preţurile pentru activitatea de producere în cogenerare a energiei termice, determinate în conformitate cu Metodologia de stabilire a preţurilor şi cantităţilor de energie electrică vândute de producători pe bază de contracte reglementate şi a preţurilor pentru energia termică livrată din centralele cu grupuri de cogenerare, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 57/03.06.2008.

Autoritatea Naţională de Reglementare pentru Serviciile Comunitare de Utilităţi Publice –

ANRSC este, în temeiul Legii serviciilor comunitare de utilităţi publice nr. 51/2006, cu modificările şi completările ulterioare, instituţie publică de interes naţional, cu personalitate juridică. ANRSC s-a organizat şi funcţionează sub coordonarea Ministerului Administraţiei şi Internelor şi are ca scop reglementarea, monitorizarea şi controlul activităţilor din sfera serviciilor publice de gospodărie comunală, care funcţionează în condiţii de monopol natural.

Principalele competenţe ale ANRSC sunt: • elaborează proiecte de acte normative în sfera sa de competenţă; • licenţiază/autorizează operatorii de servicii publice de alimentare cu energie termică produsă în

sistem centralizat; • avizează şi/sau aprobă preţurile şi tarifele serviciilor publice de alimentare cu energie termică pro-

dusă în sistem centralizat, cu excepţia activităţilor de producere a energiei termice în cogenerare; • stabileşte criterii şi indicatori minimali de performanţă privind calitatea serviciilor publice de

gospodărie comunală, în corelare cu cerinţele Uniunii Europene, şi monitorizează îndeplinirea acestora de către operatori.

ANRSC îşi exercită competenţele şi atribuţiile faţă de toţi furnizorii/prestatorii de servicii comunitare de utilităţi publice, operatorii economici şi instituţiile publice care desfăşoară în condiţii de monopol activităţi specifice serviciilor de utilităţi publice din sfera sa de reglementare, precum şi faţă de operatorii economici care montează şi/sau exploatează sisteme de repartizare a costurilor.

ANRSC avizează preţurile şi tarifele pentru serviciile publice de alimentare cu apă şi de canalizare, precum şi pentru serviciile de alimentare cu energie termică produsă centralizat, exclusiv energia termică produsă în cogenerare, urmând ca acestea să fie aprobate de către autorităţile administraţiei publice locale implicate.

Prin Protocolul semnat între ANRE (nr. 5771/2007) şi ANRSC (nr. 1600/2007) s-au stabilit listele cu operatorii economici care desfăşoară activităţi în domeniul energiei termice şi pentru care are loc transferul licenţelor acordate de ANRE către ANRSC, având în vedere competenţele şi atribuţiile celor două autorităţi de reglementare, stabilite în legislaţia în vigoare şi anume: Legea energiei electrice nr. 13/2007, Legea serviciilor comunitare de utilităţi publice nr. 51/2006, Legea serviciului public de alimentare cu energie termică nr. 325/2006.

În subordinea ANRSC funcţionează opt agenţii teritoriale, ca servicii publice descentralizate, fără personalitate juridică.


34

2.5. Resursele energetice

2.5.1. Resurse de energie primară în România

Date generale România dispune de o gamă diversificată de resurse de energie primară: ţiţei, gaze naturale,

cărbune (lignit, huilă, cărbune brun). Zăcămintele de hidrocarburi sunt însă limitate. Există un declin al producţiei interne. Nu au mai fost identificate noi zăcăminte cu potenţial important.

Rezervele actuale de ţiţei sunt estimate la 73,7 mil. tone. Producţia anuală de ţiţei a scăzut de la 14,7 mil. tone în 1976 (anul cu producţia de vârf) la 5 mil. tone în 2006.

Rezervele actuale de gaze naturale sunt estimate la 184,9 mld.m3. Producţia anuală de gaze naturale a fost de 12,3 mld.m3 în anul 2006, ceea ce a reprezentat 69% din consumul naţional anual total de gaze naturale.

În condiţiile descreşterii producţiei interne de ţiţei şi gaze naturale, creşte rolul cărbunilor indigeni şi, în particular, al lignitului în balanţa energetică naţională.

Resursele cunoscute de huilă din România sunt de 755 mil. tone din care exploatabile în perimetre concesionate 105 mil. tone. Resursele de huilă energetică sunt exploatate prin 7 mine subterane.

Resursele de lignit din România sunt estimate la 1490 mil. tone, din care exploatabile în perimetre concesionate 445 mil. tone. Resursele amplasate în perimetre noi, neconcesionate sunt de 1045 mil. tone. Din rezervele de 1045 mil. tone lignit din bazinul minier al Olteniei, 820 mil. tone aferente perimetrelor noi, sunt amplasate în continuitatea perimetrelor concesionate prezentând cele mai favorabile condiţii de valorificare prin extinderea concesiunilor.

Resursele de lignit sunt concentrate pe o suprafaţă relativ redusă de cca. 250 km2 în care operează 19 cariere de mare capacitate.

România dispune de infrastructură complexă şi diversificată: reţele naţionale de transport gaze naturale, ţiţei, produse petroliere, capacităţi de rafinare.

Producţii şi consumuri de gaze naturale Evoluţia asigurării consumului intern de gaze naturale din producţia internă şi din import,

precum şi structura producţiei interne este prezentată în fig. 2.3.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

mili

oane

m.c

.

Romgaz 7,135 6,139 6,178 6,180

Petrom 5,443 6,223 6,176 5,713

Amromco 58 142 221 169

Import 4,940 5,041 5,169 5,778

2003 2004 2005 2006

Fig. 2.3 – Consumul intern de gaze naturale din producţia internă şi din import

(Sursa: Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020)


35

În anul 2006 importul de gaze naturale a crescut cu cca 17% faţă de anul 2004. Raportat la consumul total de gaze naturale, procentul gazelor naturale din import a crescu de la 28,1% în anul 2003, la 32,4% în anul 2006.

În anul 2006, consumul casnic de gaze naturale a reprezentat cca 15,8% din consumul total. În luna martie 2007, numărul total de consumatori de gaze naturale a fost de 2.589.308, din care 2.462.566 consumatori casnici.

Piaţa gazelor naturale din România a fost deschisă gradual începând cu anul 2001, când gradul iniţial de deschidere a pieţei interne a fost de 10% din consumul total aferent anului 2000. La 1 ianuarie 2007 s-a realizat gradul de deschidere al pieţei de 100% pentru consumatorii industriali. Pentru consumatorii rezidenţiali, piaţa de gaze naturale a fost liberalizată complet la 1 iulie 2007, aşa cum este stipulat în Directiva 2003/55/EC.

Producţii şi consumuri de cărbune Evoluţia producţiei naţionale de cărbune este prezentată în fig. 2.4.

PRODUCTIA DE CARBUNE IN PERIOADA 2000-2006

26.6

30.4

27.8

30,9

29.7

28.5

32.5

4.0

4.0

4,0

3,3

3.0

3.1

2.6

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

PER

IOA

DA

MILIOANE TONE

Lignit Huila energetica

Fig. 2.4 – Producţia de cărbune

(Sursa: Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020)

Date fiind caracteristicile cărbunelui extras în România (huilă energetică cu putere calorifică de 3650 kcal/kg şi lignit cu putere calorifică între 1650-1950 kcal/kg) utilizarea acestuia din urmă se poate realiza numai în termocentrale echipate pentru acest tip de combustibil şi situate cât mai aproape de furnizorii de lignit.

În comparaţie cu alţi combustibili fosili, cărbunele prezintă următoarele avantaje: • este răspândit pe o arie geografică mult mai largă decât petrolul sau gazul natural; • preţul este relativ stabil; • transportul de la sursă la consumator nu ridică probleme majore; • există tehnologii mature din punct de vedere comercial care permit utilizarea curată a cărbunelui,

având impact redus asupra mediului.

Dezavantajul major al cărbunelui este reprezentat de nivelul ridicat al emisiilor de CO2 rezultate prin ardere, care, urmare a cerinţelor impuse de schema de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră (din 2013: achiziţia prin licitaţie a întregii cantităţi de certificate aferente energiei electrice şi reducerea graduală a numărului de certificate alocate gratuit pentru energia termică pentru populaţie), va conduce la creşterea costurilor de producere a energie pe bază de cărbune comparativ cu utilizarea gazelor naturale.

În ceea ce priveşte consumul de gaze naturale, este de aşteptat ca acesta să crească uşor până în anul 2015. După anul 2015, raportul între importuri şi producţia internă se va inversa, pe fondul


36

epuizării treptate a rezervelor interne de gaze naturale. Conform estimării autorităţii de reglementare în domeniu, evoluţia consumului de gaze naturale şi structura de acoperire a acestuia este prezentată în fig. 2.5.

Fig. 2.5 – Estimarea evoluţiei producţiei interne şi a importului de gaze naturale 2007-2015

(Sursa: Estimare ANRE)

2.5.2. Potenţialul resurselor regenerabile în municipiul Oradea

Energia solară Municipiul Oradea prezintă un potenţial relativ ridicat, situându-se în zona II de radiaţie solară

(fig. 2.6), caracterizată printr-o intensitate a radiaţiei solare cuprinsă între 1250-1150 kWh/m2 şi o durată medie anuală de insolaţie de 1650 -1800 ore.

Fig. 2.6 – Potenţial solar al municipiul Oradea

(Sursa: Agenţia Română pentru Conservarea Energiei – 2006)

Energia eoliană Fig. 2.7 prezintă un potenţial eolian minim pentru municipiul Oradea, aceasta aflându-se într-o

zonă caracterizată prin viteza vântului de 3,5-7 m/s.


37

Fig. 2.7 – Potenţial eolian al municipiul Oradea


Biomasa Harta privind repartizarea potenţialului de biomasă pentru judeţul Bihor (fig. 2.8) ilustrează un

potenţial mediu de cca. 400-500 TJ, din care neutilizat cca 23%, situaţie relativ bună comparativ cu alte judeţe învecinate (Sălaj, Cluj). Însă un potenţial mai ridicat există, după cum se poate observa, în judeţele învecinate Arad şi Alba.

Fig. 2.8 – Potenţialul de biomasă în judeţul Bihor


Resurse geotermale Municipiul Oradea şi zona înconjurătoare dispune de surse semnificative geotermale de energie

(fig. 2.9). Zăcământul geotermal Oradea a fost identificat in anii 1963-64 si apoi cercetat geologic și hidrodinamic in perioada 1965-1988 prin 12 sonde. Zăcământul acoperă o suprafață de aproximativ 110 km², dispusa aproape in intregime in subsolul municipiului Oradea. Acviferul hipertermal este cantonat in reteaua complexa de fisuri din calcarele si dolomitele de varsta triasica dispuse la adancimea medie de 2500 m si face parte dintr-un amplu sistem hidro-geotermal cu alimentare naturala ( Bazinul Alesd-Borod) si cu descarcare in zona izvoarelor termale de la Baile 1 Mai. Avand o sursa comuna de alimentare, acviferele de la Oradea si Felix-1 Mai sunt interconectate hidrodinamic, fapt ce a condus la reducerea debitelor izvoarelor si sondelor din zona Bailor ca urmare a intensificarii ritmului extractiei in perimetrul Oradea.


38

Fig. 2.9 – Potenţialul geotermal în municipiul Oradea

(Sursa:Agenţia Română pentru Conservarea Energiei – 2006)

Limitele perimetrului Oradea au fost stabilite pe criterii tectonice, hidrogeologice, chimice si hidrodinamice, după cum urmează: • spre est, limita este considerata proiecţia la suprafaţa solului a faliei Velenta, cu orientarea

aproximativ sud – nord, pe o lungime de aproximativ 15 km; • spre nord, de sistemul de falii Vadul Crisului-Subpiatra, pana la intersecţia cu falia Santandrei pe

o lungime de aproximativ 9 km; • spre vest, de falia Santandrei, orientata nord-nord-est – sud-sud-vest, până la intersecţia cu falia

Nojorid, pe o lungime de 10 km; • spre sud, de falia Nojorid, orientată aproximativ vest-est, pe o lungime de 11 km, până in zona

localităţii Sanmartin, unde se intersectează cu falia Velenta.

Exploatarea experimentală a acviferului geotermal Oradea din ultimii 17 ani a permis stabilirea principalelor caracteristici ale acestuia:

este un sistem cu alimentare, apa făcând parte din circuitul hidrologic activ (vârsta apei fiind de 18 – 20.000 ani), extragerea a peste 57 mil. m³ de apă în ultimii 25 de ani neafectând semnificativ presiunea de zăcământ;

apa geotermală poate avea caracter incrustant si coroziv după diverşi specialişti. Din punct de vedere al compoziţiei chimice nu prezintă pericol de poluare (mineralizație 0,8 - 1,4 g/l);

temperatura apei la suprafata variază între 70ºC în zona Velenta si 105ºC în zona Iosia Nord, temperatura medie ponderată a celor 12 sonde din perimetru fiind de 87ºC în eruptie liberă şi 90ºC în pompaj;

debitele arteziene ale sondelor variază între (5 – 30) l/s functie de conditiile geologice locale, iar debitele posibil de obtinut în pompaj submersibil pot fi de (20 – 50) l/s;

colectorul permite reinjectarea apei geotermale uzate termic la presiuni sub 10 bar, chiar la debite de (25 – 40) l/s; se impune generalizarea exploatării cu injecţie.

Pentru conservarea resurselor geotermale arteziene din zona Felix - 1 Mai (debit maxim de exploatare avizat 220 l/s), Departamentul Geologiei a dispus în anul 1986 restrictionarea debitului total extras în perimetrul Oradea la 90 l/s (până la realizarea reinjecției), faţă de un potential total de debitare arteziana de 180 l/s. Dezvoltarea exploatării şi valorificării zăcământului geotermal Oradea se poate realiza doar reinjectând apa uzată termic.

În Oradea exista în prezent un fond de 12 foraje, din care 11 foraje de productie şi 1 foraj de injecție. Forajele produc artezian cu un debit potential de 150 l/s. Începând cu anul 1996 unele foraje au fost echipate cu pompe submersibile la adâncimi cuprinse între 120 şi 150 m, asigurând creşterea debitelor exploatate. Temperaturile apei geotermale sunt cuprinse între 70ºC şi 106ºC.


39

Estimarea resurselor disponibile se ridică la circa 210.000 Gcal/an, conform deţinătorilor licenţelor de exploatare a resurselor de apa geotermală. Această valoare trebuie corectată cu limitările date de tehnologiile de forare si de capacitatea de regenerare a perimetrului exploatabil.

Din cantitatea anuală valorificată în prezent, pentru sistemul de termoficare urbană sunt utilizaţi cca 47.000 Gcal/an, astfel: • cca 31.000 Gcal/an – produsă şi distribuită de SC Transgex SA; • cca 16.000 Gcal/an – preluată de SC Electrocentrale Oradea SA de la SC Transgex SA şi

distribuită prin sistemul de distribuţie.

Pentru perspectivă, a fost agreată cu reprezentanţii Primăriei municipiului Oradea cantitatea anuală de energie termică produsă din ape geotermale, care va fi luată în considerare în acest studiu, de cca 100.000 Gcal/an, structurată astfel:

cca 31.000 Gcal/an – produsă şi distribuită de TRANSGEX în prezent; cca 16.000 Gcal/an – preluată de SC Electrocentrale Oradea SA în prezent; cca 53.000 Gcal/an – posibil a fi produsă în perspectivă, eşalonat, începând cu anul 2012 (cu

implementarea investiţiei în perioada 2012-2015).

Prepararea apei calde de consum reprezintă cea mai fezabilă modalitate de utilizare a resursei geotermale, având în vedere temperaturile apei geotermale estimate a fi obţinute.


40

3. SITUAŢIA ACTUALĂ A SISTEMULUI DE ALIMENTARE CU ENERGIE TERMICĂ ÎN MUNICIPIUL ORADEA

3.1. Date generale privind alimentarea cu energie termică în municipiul Oradea

În municipiul Oradea există în prezent mai multe sisteme de asigurare a consumului de energie termică pentru încălzire şi prepararea apei calde de consum:

a). Sistemul centralizat de alimentare cu energie termică operat de SC Electrocentrale SA

Sistemul cuprinde o sursă de cogenerare cu Instalaţii Mari de Ardere (IMA) cu funcţionare pe lignit şi gaze naturale şi un sistem de transport şi distribuţie.

La acest sistem centralizat participă şi două centrale termice cu funcţionare pe resurse geotermale şi gaze naturale, care produc energie termică doar pentru preparare apă caldă de consum. Centralele utilizează şi gaze naturale pentru a ridica temperatura agentului termic la nivelul necesar, deoarece temperatura apelor geotermale este circa 87ºC. Centralele aparţin SC Transgex SA şi alimentează consumatorii prin intermediul punctelor termice şi reţelelor de distribuţie aparţinând SC Electrocentrale SA, care achiziţionează prin contract această energie termică.

Ponderea energiei termice furnizate de SC Transgex SA în sistemul centralizat operat de SC Electrocentrale Oradea SA este sub 3%.

Sistemul centralizat de alimentare cu energie termică operat de SC Electrocentrale SA are ponderea cea mai mare, alimentând cu energie termică cca 70% din populaţia municipiului Oradea.

b). Sistemul centralizat de alimentare cu energie termică având ca sursă Centrala termică Geoterm

Acest sistem are ca sursă Centrala termică Geoterm, cu funcţionare pe resurse geotermale şi gaze naturale utilizate pentru asigurarea temperaturii necesare a agentului termic. Această centrală funcţionează în baza unui contract de asociere de tip parteneriat public-privat a municipalităţii cu SC Transgex SA. Centrala alimentează consumatorii din zona de influenţă, prin intermediul a trei puncte termice, cu energie termică pentru încălzire şi preparare apă caldă de consum.

Ponderea acestui sistem este de cca 5% din totalul consumului în sistem centralizat în municipiul Oradea.

c). Sistemul de alimentare individuală

Acest sistem se bazează centrale de apartament individuale. Prin acest sistem se asigură energia termică pentru restul populaţiei (cca 25% din populaţie).

3.2. Sistemul centralizat de alimentare cu energie termică

3.2.1. Prezentare generală

În principiu, un sistem de alimentare centralizată cu energie termică, are următoarele componente principale: • sursa de producere a energiei termice;


41

• reţele termice primare - asigură transportul energiei termice; • punctele termice – asigură transferul energiei termice între agentul primar şi agentul secundar; • reţele termice secundare – asigură distribuţia energiei termice către consumatorii finali; • consumatorii finali.

Energia termică sub formă de apă fierbinte produsă în sursă (agent primar), este transportată prin reţelele termice primare până la punctele termice. La nivelul punctelor termice are loc schimbul de căldură între agentul primar şi cel secundar care este distribuit prin intermediul reţelelor termice secundare la consumatorii finali. Există şi posibilitatea alimentării unor consumatori direct din reţelele termice primare; în acest caz, schimbul de căldură între agentul primar şi instalaţiile consumatorilor finali are loc în minipuncte termice, la nivel de boc, scară bloc şi locuinţe individuale.

Sistemul centralizat din municipiul Oradea cuprinde: o sursă de cogenerare cu două Instalaţii Mari de Ardere (IMA) cu funcţionare pe gaze naturale

(IMA1) şi lignit (IMA2); reţele de transport în lungime de 77 km traseu; 146 puncte termice; reţele de distribuţie în lungime de 426 km conducte; sistemul alimentează cu energie termică, prin racord direct din reţeaua de transport, 473

minipuncte termice.

Operatorul sistemului centralizat este SC Electrocentrale Oradea SA. Schema sistemului centralizat de alimentare cu energie termică din municipiul Oradea este prezentată în fig. 3.1.

Sursa

523 MWt + 195 MWeCapacitati instalate

Combustibil:lignit, gaze naturale, pacura

146 puncte termice

CONSUMATORI

- 57132 apartamente - 3603 case particulare- 319 institutii publice- 2371 alti consumatori

Retea transport agent primar77 km traseu Retea distributie

426 km conducte

473 minipuncte termice

Surse geotermale Transgex

Fig. 3.1 – Schema sintetică a sistemului centralizat de alimentare cu energie termică

din municipiul Oradea

3.2.2. Necesarul actual de energie termică aferent sistemului centralizat de alimentare cu energie termică

Structura consumatorilor


42

Consumatorii de energie termică racordaţi la sistemul centralizat, sunt structuraţi astfel: • consumatori de căldură urbani - casnici: asociaţii de locatari, apartamente şi case individuale; • consumatori de căldură din sectorul terţiar de tip social - cultural şi agenţi economici:

şcoli, grădiniţe, creşe; hoteluri, sedii de bănci, magazine, alte instituţii.

Toţi aceşti consumatori folosesc căldura pentru încălzirea spaţiilor şi sub formă de apă caldă de consum. La sfârşitul anului 2008, erau alimentate cu căldură din sistemul centralizat un număr de circa 57.132 apartamente în blocuri de locuinţe, 3.603 case particulare, 319 instituţii publice şi 2.371 alţi consumatori şi agenţi economici. Numărul de locuitori deserviţi de sistemul centralizat este de peste 141.000 persoane.

Principalul achizitor de energie termică în Oradea este populaţia (peste 75% din total), care primeşte energie termică sub forma de agent termic - apa fierbinte pentru încălzire şi preparare apă caldă pentru consum, pe perioada întregului an.

Instituţiile socio-culturale şi ale administraţiei de stat deţin o pondere mai mică, respectiv cca. 12% din total. Aceeaşi pondere o au şi societăţile comerciale.

Aproximativ 70% din totalul populaţiei beneficiază de termoficare. O mică parte din energia termică (sub 5%) este livrată pentru localităţile limitrofe Băile Felix şi

Sânmartin. Consumatorii de abur industrial au reprezentat o pondere însemnată în consumul de energie

termică până în anul 2006. În prezent, marii consumatori de abur şi-au încetat activitatea, astfel încât nu mai există consumatori de abur importanţi deserviţi de la SC Electrocentrale Oradea SA.

Evoluţia deconectărilor / reconectărilor Evoluţia deconectărilor şi reconectărilor la sistemul centralizat în perioada 2004÷2008 este

prezentată în tabelele 3.1 și 3.2.

Tabelul 3.1 – Numărul de deconectări de la sistemul de termoficare în ultimii 5 ani

Nr Deconectări 2004 2005 2006 2007 2008 1 Locuinţe 273 219 149 55 82 2 Instituţii publice - - - - - 3 Servicii 21 19 17 15 14 4 Industrie 0 0 0 0 0

Tabelul 3.2 – Numărul de reconectări la sistemul de termoficare în ultimii 5 ani

Nr Reconectări 2004 2005 2006 2007 2008 1 Locuinţe 231 127 90 44 84 2 Instituţii publice - - - - - 3 Servicii 12 6 9 6 9 4 Industrie 0 0 0 0 0

Din tabelele de mai sus rezultă că deconectările/reconectările nu au un impact semnificativ, numărul de consumatori implicaţi fiind redus, în plus deconectările fiind balansate de reconectări.

În perioada analizată au avut loc şi branşări de consumatori noi la system (tabelul 3.3), din care majoritari sunt consumatorii casnici, case individuale (274) şi 10 blocuri de locuinţe (cca.516 apartamente).

Tabelul 3.3 – Numărul de conectări noi la sistemul de termoficare în ultimii 5 ani

Nr Conectări 2004 2005 2006 2007 2008 1 Locuinţe 22 51 126 218 284


43

2 Consumatori terţi 26 28 37 55 57 Evoluţia consumului anual de energie termică Evoluţia consumului anual de energie termică – apă fierbinte (încălzire + apă caldă de consum)

în perioada 2004÷2008, după tipul consumatorilor şi după destinaţia agentului termic, este prezentată în tabelele 3.4 și 3.5 și în fig. 3.2 și 3.3.

Tabelul 3.4 – Evoluţia necesarului de energie termică (apă fierbinte) după tipul consumatorilor

Specificaţie UM 2004 2005 2006 2007 2008 Total energie termică vândută din care: MWh/an 901.228 819.435 750.332 689.611 661.192

Locuinţe MWh/an 629.421 605.103 607.691 521.899 500.546 Instituţii publice MWh/an 105.465 97.299 74.380 76.855 74.979 Servicii MWh/an 166.342 117.033 68.261 90.858 85.668 Evoluţie energie totală (raportată la 2004) % 100,00 90,92 83,26 76,52 73,37

0100000200000300000400000500000600000700000800000900000

1000000

2004 2005 2006 2007 2008

MW

h/an

Locuinte Institutii publice Servicii

Fig 3.2 – Evoluţia necesarului de energie termică sub formă de apă fierbinte după tipul consumatorilor

Tabelul 3.5 - Evoluţia necesarului de energie termică (apă fierbinte) după destinaţie

Specificaţie UM 2004 2005 2006 2007 2008 Energie termică vândută, total, din care: MWh/an 901228 819435 750332 689611 661192

Încălzire MWh/an 696102 626477 558781 514702 500367Evoluţie raportată la 2004 % 100.0% 90.0% 80.3% 73.9% 71.9% Apă caldă de consum MWh/an 205126 192958 191551 174909 160825Evoluţie raportată la 2004 % 100.0% 94.1% 93.4% 85.3% 78.4%


44

0100000200000300000400000500000600000700000800000900000

1000000

2004 2005 2006 2007 2008

MW

h/an

Total Incalzire Apa calda de consum

Fig 3.3 – Evoluţia necesarului de energie termică (apă fierbinte) după destinaţie

Evoluţia intensităţii energiei termice pentru locuinţe în perioada 2004-2008, exprimată ca raport între cantitatea de energie termică vândută şi suprafaţa încălzită, este prezentată în tabelul 3.6.

Tabelul 3.6 - Evoluţia intensităţii energiei termice pentru locuinţe în perioada 2004-2008

UM 2004 2005 2006 2007 2008 Locuințe nr 55344 55303 55370 55577 55863 Suprafața încălzită* x100 m2 33206 33182 33222 33346 33518

MWh/apt 12,34 10,97 9,96 9,39 8,96 Intensitate căldură GJ/100 m2 74,07 65,80 59,73 56,34 53,76

*) Suprafaţa încălzită este determinată considerând că o locuinţă (respectiv un apartament convenţional) are o suprafaţă de 60 mp.

Analizând consumurile de energie termică pe intervalul ultimilor 5 ani, precum şi evoluţia

intensităţii energiei termice, se poate constata o scădere a acestora, atât pentru încălzire cât şi pentru prepararea apei calde de consum, reducerea fiind mai mare pentru componenta de încălzire.

Această reducere a energiei termice anuale a fost cauzată în principal de dispariţia unor agenţi economici consumatori de apă fierbinte, în anii 2005-2006, datorată restructurării industriale.

Alţi doi factori sunt reprezentaţi de procesul de contorizare individuală şi de instalare de robinete termostatice, proces care a avut loc masiv în perioada 2005-2007. Prin contorizarea individuală, pierderile de energie care erau incluse în factura consumatorilor au fost evidenţiate ca pierderi în sistemul de distribuţie. Prin instalarea de robinete termostatice, consumatorii au avut posibilitatea de a micşora consumul în perioadele în care nu erau acasă şi de a micşora consumul în încăperile nelocuite, fenomen cauzat de nivelul veniturilor per familie.

Un alt factor important care a influenţat evoluţia consumului anual de energie termică este constituit de condiţiile climatice. Astfel, în perioada 2004÷2008, atât temperatura medie anuală, cât şi temperatura medie pe sezonul de iarnă a fost în continuă creştere, cu excepţia anului 2005, care a fost mai rece.

Evoluţia temperaturii medii anuale a aerului exterior, respectiv a temperaturii medii pe perioada de 6 luni de iarnă (ianuarie ÷ martie + octombrie ÷ decembrie) în perioada 2004÷2008, pentru municipiul Oradea, este prezentată în tabelul 3.7.


45

Tabelul 3.7 – Evoluţia temperaturii medii anuale a aerului exterior

Nr Specificaţie UM 2004 2005 2006 2007 2008 1 Temperatura medie anuală ºC 10,6 9,9 10,6 12 11,8

2 Temperatura medie pe sezonul de iarnă ºC 3,98 2,4 3,5 5,23 5,55

Temperaturile medii anuale, respectiv medii pe sezonul de iarnă, conform SR 4838/1997 “Instalaţii de încălzire. Numărul anual de grade-zile”, pentru municipiul Oradea, sunt următoarele: • temperatura medie anuală: 10,2ºC; • temperatura medie pe perioada de iarnă: 3,33ºC.

Din compararea celor două seturi de valori, rezultă că în perioada 2004÷2008, atât temperatura medie anuală, cât şi temperatura medie pe sezonul de iarnă a fost în continuă creştere, cu excepţia anului 2005, care a fost mai rece.

Ca urmare, temperaturile mai ridicate au condus la scăderea consumului de energie termică. Se constată că evoluţia necesarului anual pentru încălzire, pe perioada 2004÷2008, urmează

evoluţia încălzirii anuale, cu excepţia anului 2005 (unde este în contradicţie cu evoluţia temperaturii aerului exterior), cantitatea de energie termică vândută fiind în descreştere. Se estimează că reducerea necesarului de energie termică în anul 2005 (anul cel mai rece) se datorează procesului de contorizare individuală şi de instalare de robinete termostatice.

Determinarea necesarului orar de energie termică Necesarul actual de energie termică s-a stabilit prin utilizarea următoarei abordări:

calculul teoretic în baza numărului de consumatori şi a consumurilor specifice. S-au utilizat două metode: (1) calcul pe baza suprafeţelor radiante a corpurilor de încălzire şi (2) calcul pe baza numărului de apartamente convenţionale;

analiza energiei termice facturate lunar la consumatori, pentru anii 2007 şi 2008, corectată cu temperaturile medii exterioare;

analiza consumurilor înregistrate la limita centralei, oră de oră, pe perioada anilor 2005-2008, corelată cu temperaturile exterioare şi cu nivelul pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie.

Din calculele teoretice au rezultat valori pentru necesarul de energie termică la consumator, mai mari decât cele rezultate din facturare. De asemenea, aceste valori, prin aplicarea pierderilor actuale în sistemul de transport şi distribuţie, au condus la valori ale consumului la sursă mult mai mari decât cele înregistrate în ultimii ani.

Această diferenţă apare deoarece calculul teoretic nu ţine seama de efectele contorizării, instalării de robinete termostatice şi alte măsuri de economisire (izolare ferestre, etc).

În prezentul studiu s-au reţinut valorile mai mici rezultate din situaţia reală. În baza analizelor prezentate mai sus, s-a determinat necesarul orar la consumatori la nivelul

actual (anul 2008), valori pe care le prezentăm în tabelul 3.8.

Tabelul 3.8 – 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)

Se precizează că necesarul orar pentru încălzire (225 Gcal/h) este determinat pentru temperatura exterioară de -15ºC. Această temperatură este întâlnită rar şi cu o durată anuală foarte mică, în general în ore neconsecutive.


46

3.2.3. Sursa sistemului centralizat de alimentare cu energie termică

3.2.3.1. Date generale

Electrocentrale Oradea a fost pusă în funcţiune etapizat între anii 1966 – 1986, fiind echipată cu agregate pentru producerea energiei electrice şi termice cu următoarele caracteristici: • 5 turbine cu abur (TA1 – TA5) în condensaţie şi prize reglabile, cu o putere totală instalată de

195 MW; • 6 cazane de abur (C1 – C6) cu circulaţie naturală, cu funcţionare pe combustibil lignit şi păcură,

cu un debit total de 1.830 t/h.

În anul 2002, trei dintre cazanele de abur (C1 – C3) au fost trecute la funcţionarea pe gaze naturale şi păcură. De asemenea, turbinele cu abur TA1 şi TA5 au fost modificate astfel încât să poată funcţiona şi în contrapresiune.

Energia termică este produsă de SC Electrocentrale SA Oradea în regim de cogenerare. Energia termică este produsă sub formă de apă fierbinte destinată sistemului de alimentare

centralizată cu energie termică din municipiul Oradea. O mică parte din energia termică (sub 5%) este livrată pentru localităţile limitrofe Băile Felix şi Sânmartin.

Se produce şi o cantitate mică de energie termică sub formă de abur pentru alimentarea unor consumatori industriali situaţi în vecinătatea centralei. Cantitatea de abur a scăzut continuu în ultimii ani, urmare a restructurărilor din economia României, în prezent fiind nesemnificativă şi sezonieră.

3.2.3.2. Echiparea actuală a sursei, caracteristici echipamente, mod de funcţionare

În prezent centrala este echipată cu două categorii de cazane de abur: 3 cazane de abur cu funcţionare pe gaze naturale: C1, C2 şi C3, care formează IMA1:

cazanele de abur C1 şi C2, au un debit de abur de 165 t/h fiecare şi funcţionează pe gaze naturale;

cazanul de abur C3 are debitul de abur de 350 t/h şi funcţionează pe gaze naturale sau păcură; 3 cazane de abur cu funcţionare pe lignit: C4, C5 şi C6, care formează IMA2:

cazanul de abur C4 are debitul de abur de 350 t/h şi funcţionează pe lignit cu suport păcură; cazanele de abur C5 şi C6 au debitul de abur de 400 t/h fiecare şi funcţionează pe lignit cu

suport păcură;

Toate cele 6 cazane de abur debitează aburul produs pe o bară colectoare comună, din care sunt alimentate cele 5 turbine cu abur, şi anume: • turbina cu abur TA1, cu puterea instalată de 25 MW, cu posibilitate de funcţionare fie în

condensaţie, fie în contrapresiune; • turbina cu abur TA2, cu puterea instalată de 25 MW, cu funcţionare în condensaţie; • turbina cu abur TA3, cu cu puterea instalată de 45 MW, cu funcţionare în contrapresiune; • turbina cu abur TA4, cu puterea instalată de 50 MW, cu funcţionare în condensaţie; • turbina cu abur TA5, cu puterea instalată de 50 MW, cu posibilitate de funcţionare fie în

condensaţie, fie în contrapresiune.

Producerea energiei termice sub formă de apă fierbinte se realizează prin intermediul schimbătoarelor de căldură abur-apă, în care aburul, care a fost destins în turbinele cu abur, producând în acelaşi timp energie electrică în cogenerare, cedează căldura apei din sistemul de transport al apei fierbinţi. Există schimbătoare de căldură alimentate cu abur de presiune 1,2 bar, care pot încălzi apa din sistemul de transport până la cca 100ºC, denumite schimbătoare de căldură de bază (BB = boiler de bază). De asemenea, există schimbătoare de căldură alimentate cu abur de presiune de cca 10 bar, care pot încălzi apa din sistemul de transport peste 100ºC, conform regimului de funcţionare cerut, denumite schimbătoare de căldură de vârf (BV = boiler de vârf).


47

Principalele caracteristici ale cazanelor de abur, turbinelor cu abur şi schimbătoarelor de căldură apă-abur sunt prezentate în tabelele 3.9 – 3.12.

Tabelul 3.9 - Caracteristici principale ale cazanelor de abur

Specificaţie UM C 1 C 2 C 3 C 4 C 5 C 6 IMA din care face parte - IMA 1 IMA 1 IMA 1 IMA 2 IMA 2 IMA 2 Puterea termică MWt 127 127 269 300 300 269

gaz natural cărbune cărbune cărbune Tip combustibil - gaz natural gaz natural

păcură păcură păcură păcură An PIF - 1966 1966 1968 1971 1976 1986 Situaţia actuală în funcţiune în funcţiune în funcţiune în funcţiune în funcţiune în funcţiuneParametrii nominali de proiect:

- 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 - randament % 92 92 92 86 86 86 Parametrii actuali disponibili:

- 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 - randament % 89,7 86,1 84,7 77,3 78,1 79,3 Termene de conformare: - SO2 - - - - 31.12.2011 31.12.2012 31.12.2013 - NOx - 31.12.2008 31.12.2009 31.12.2010 31.12.2014 31.12.2015 31.12.2015 - pulberi - - - - 31.12.2011 31.12.2012 31.12.2013

Termenele de conformare sunt asumate în Planul de acţiune din Autorizaţia Integrată de Mediu (AIM). Nerespectarea acestor termene conduce, conform Legii 645, la suspendarea AIM după o perioadă de somaţie de 6 luni.

Tabelul 3.10 - Caracteristici principale ale turbinelor cu abur

Identificare TA TA 1 TA 2 TA 3 TA 4 TA 5 LANG LANG PTKO DSL 50 DSL 50

condensaţie condensaţie contrapresiune condensaţie condensaţie Tip 2 prize

reglabile 2 prize

reglabile 2 prize

reglabile

An PIF 1966 1966 1967 1973 1976 Situaţia actuală în funcţiune în funcţiune în funcţiune în funcţiune în funcţiune Putere electrică

în MW 25 25 45 50 50


48

Tabelul 3.11 - Caracteristici principale ale schimbătoarelor de căldură abur-apă de bază

Specificaţie UM BB 1 BB 2 BB 3 BB 4 Regim funcţionare - bază bază bază bază An PIF - 1966 1966 1973 1976 Capacitatea termică instalată

Gcal/h 30 30 70 70

Capacitatea termică disponibilă

Gcal/h 30 30 70 70

Tabelul 3.12 - Caracteristici principale ale schimbătoarelor de căldură abur-apă de vârf

Specificaţie UM BV 1 BV 2 BV 3 BV 4 BV 5 BV 6 Regim funcţionare - vârf vârf vârf vârf vârf vârf An PIF - 1969 1970 1971 1972 1982 1985 Capacitatea termică instalată

Gcal/h 60 60 60 60 60 60

Capacitatea termică disponibilă

Gcal/h 60 60 60 60 60 60

Energia termică necesară asigurării confortului termic şi a apei calde de consum pentru consumatorii din municipiul Oradea se produce în CET din cadrul SC Electrocentrale Oradea SA. Pe timp de iarnă, energia termică este asigurată prin funcţionarea a (2 – 3) cazane de abur energetic, două turbine cu abur şi a unui număr de boilere care este corelat cu sarcina termică ce trebuie asigurată. Pe timp de vară, necesarul de energie termică este asigurat prin funcţionarea unui singur cazan de abur energetic, a unei turbine cu abur şi a boilerelor de termoficare aferente. Circulaţia agentului termic primar este realizată de pompele de circulaţie termoficare existente în centrală. Tot din centrală se realizează reglajul sarcinii/cantităţii de energie termică livrată, atât cantitativ (debit), cât şi calitativ (temperatura agentului termic).

3.2.3.3. Starea tehnică actuală a echipamentelor din sursă

Datele privind starea tehnică a cazanelor de abur (numărul de ore de funcţionare, date privind reparaţiile capitale effectuate etc.) sunt prezentate centralizat în tabelul 3.13.

Tabelul 3.13 - Starea tehnică a cazanelor de abur

Specificaţie C 1 C 2 C 3 C 4 C 5 C 6 Numărul de ore de funcţionare de la PIF până la 31.12.2008

262.509 245.069 200.668 195.974 185.067 92.666

Numărul de reparaţii capitale efectuate de la PIF până la 31.12.2008

8 8 6 7 6 1

Anul ultimei RK efectuate 1998 1997 2004 2007 2000 2005 Data efectuării ultimei reabilitări / modernizări

2002 2003 2004 - - -

Se observă că cele două cazane de abur C1 şi C2, cu funcţionare pe gaze naturale, au depăşit durata normală de funcţionare. Cazanul de abur C3 cu funcţionare pe gaze naturale şi cazanele de abur C4 şi C5 cu funcţionare pe lignit se află la limita duratei de funcţionare.


49

Principalele lucrări de reparaţii efectuate la cazanele de abur, cu ocazia ultimei reparaţii capitale, sunt următoarele: • C1 - reparaţii sistem presiune (ECO, vaporizator), reabilitat plan înclinat, ţevi coborâtoare; • C2 - reparaţii sistem presiune (ECO, vaporizator), reabilitat plan înclinat, ţevi coborâtoare; • C3 - înlocuire faguri PAR, modificare ecran, pâlnie rece, zidării, izolaţii termice; • C4 - înlocuire SI V, refacere zidării şi izolaţii termice, reparaţii casete arzătoare; • C5 - reparaţii SI V, înlocuire treceri plafon, canale gaze, zidării, izolaţii termice; • C6 – înlocuire faguri, collector abur, canale praf cărbune, reductoare PAR, zidării și izolații

termice.

Principalele lucrări de modernizare efectuate la cazanele de abur, cu ocazia ultimei modernizări, sunt următoarele:

C1 şi C2 - trecute la funcţionare pe gaz; C3 - trecut la funcţionare pe gaz și păcură.

Datele privind starea tehnică a turbinelor cu abur (numărul de ore de funcţionare, date privind reparaţiile capitale efectuate) sunt prezentate centralizat în tabelul 3.14.

Tabelul 3.14 - Starea tehnică a turbinelor cu abur

Identificare TA TA 1 TA 2 TA 3 TA 4 TA 5 Numărul de ore de funcţionare de la PIF până la 31.12.2008

277.824 250.629 226.585 185.218 196.453

Numărul de reparaţii capitale efectuate 8 8 6 6 7

Anul ultimei RK efectuate 2002 2002 1999 1997 2000

Data efectuării ultimei reabilitări / modernizări - - - - -

Se constată că TA1, TA2 şi TA3 au durata de viaţă depăşită, iar TA4 şi TA5 se află la limita duratei de funcţionare.

Principalele lucrări de reparaţii efectuate la turbinele cu abur, cu ocazia ultimei reparaţii capitale, sunt următoarele: • TA1 - modificare turbină în contrapresiune • TA2 - tusare plan separaţie, înlocuire labirinţi • TA3 - modificare turbină în contrapresiune • TA4 - tuşare plan separaţie, înlocuire labirinţi • TA5 - modificare turbină în contrapresiune, montat priză 40 bar

La turbinele cu abur s-a mai intervenit de-a lungul timpului, astfel: TA1 - Rotorul IP a fost înlocuit în 1988. S-au înlocuit coroanele inversoare treapta Curtis, s-au

înlocuit etanşări capăt. A fost schimbat bobinajul statoric. Au fost înlocuite conductele abur viu limită turbină.

TA2 - Rotorul IP a fost înlocuit în 1989. S-au înlocuit coroanele inversoare treapta Curtis, s-au înlocuit etanşări capăt. Există un set bobine pentru stator generator (achiziţionate). Au fost înlocuite conductele abur viu limită turbină.

TA3 - Au fost înlocuite conductele de abur viu din limita turbinei şi conductele de abur etanşare labirinţi. Rotorul generatorului este rebobinat.

TA4 - Turbina funcţionează ca o turbină în contrapresiune la 1,8 bar, fără apă de răcire în condensator şi fără vid în condensator.


50

Situaţia actuală privind schimbătoarele de căldură abur-apă este prezentată în tabelele 3.15 și 3.16.

Tabelul 3.15 - Starea tehnică a schimbătoarelor de căldură abur-apă de bază

Identificare SC BB1 BB2 BB3 BB4

Numărul de reparaţii capitale efectuate 9 9 5 3

Anul ultimei RK efectuate 2006 2000 2006 2005

Lucrări de reabilitare / modernizare efectuate - - - -

Starea tehnică actuală (scurtă apreciere) Spart

sistemul tubular

Necesită autorizare

ISCIR Stare bună Stare bună

Tabelul 3.16 - Starea tehnică a schimbătoarelor de căldură abur-apă de vârf

Identificare SC BV1 BV2 BV3 BV4 BV5 BV6

Numărul de reparaţii capitale efectuate 9 6 6 7 2 1

Anul ultimei RK efectuate 2003 1998 2000 2008 2008 2004 Lucrări de reabilitare / modernizare efectuate

- - - - - -

Starea tehnică actuală (scurtă apreciere)

Bună Spart sistem tubular

Bună Spart sistem tubular

Bună Bună

3.2.3.4. Combustibilii utilizaţi Combustibilii utilizaţi de SC Electrocentrale Oradea SA sunt lignitul, gazele naturale şi păcura.

Lignitul Lignitul necesar pentru funcţionarea centralei este livrat din următoarele surse:

• zona Voivozi – prin firma S.C. Maestro Trading S.R.L. Oradea, de la o distanţă de 84 km; • bazinul Olteniei - prin Societatea Natională a Lignitului Oltenia S.A. Tg. Jiu, de la o distanţă de

452 km; • zona Sărmășag – prin S.C. Sălajul S.A. Sărmăşag – Societatea Naţională a Cărbunelui Ploiești, de

la o distanţă de 126 km; • Ungaria – Matrai Eromu – prin firma S.C. Martex Trans S.R.L. Oradea, de la o distanţă de 10 km.

Aprovizionarea cu lignit se face pe calea ferată, în staţia de destinaţie CF Episcopia Bihor – linia de garaj CET. Depozitarea cărbunelui se face în incinta centralei, în depozitul de cărbune.

Caracteristicile medii ale lignitului sunt următoarele: Puterea calorifică inferioară: (1.600 ÷ 2.400) kcal/kg; Umiditate maimă: 43%; Cenuşă maxim: 50%; Substanțe volatile: (19 ÷ 26)%; Xilit maxim: 12%; Granulaţie: (0 ÷ 150) mm.

Măsurarea cantităţii de cărbune achiziţionate se realizează prin cântărirea vagoanelor pe cântarul electronic.


51

Gazele naturale Alimentarea centralei cu gaze naturale se face prin reţeaua de MP/JP de la SRM –ul din incinta

CET-lui care aparţine S.C. Distrigaz Vest S.A.Oradea. Intre SRM Transgaz si SRM Distrigaz Vest este un debit disponibil de 60.000 Nmc/h, iar între

SRM Distrigaz Vest și Panoul de filter al CET-lui este un debit disponibil de 30.000 Nmc/h. La un debit de 60.000 Nmc/h este o presiune disponibila de (1 ÷ 2,5) bar, iar la un debit de

30.000 Nmc/h este o presiune disponibila de (1 ÷ 2) bar. Măsurarea gazelor naturale consumate se face in SRM Distrigaz Vest Oradea din incinta CET

Oradea, cu contorul amplasat in aceasta staţie de măsură. În perioada de iarnă, când temperaturile sunt foarte scăzute, nu se poate asigura presiunea

necesară la gazele naturale în zona de vest a ţării la consumatorii industriali, ceea ce duce la trecerea pe combustibili alternativi, respectiv la funcţionarea pe cărbune şi păcură.

Păcura Aprovizionarea cu păcură se face pe calea ferată , în staţia de destinaţie CF Episcopia Bihor –

linia de garaj CET, iar depozitarea păcurii se face în incinta CET-lui în rezervoarele de păcură. Caracteristici medii ale păcurii utilizate sunt:

• Puterea calorifică inferioară: min. 9.200 kcal/kg; • Sulf: max 1%.

Măsurarea cantităţii de păcură achiziţionate se realizează prin cântărirea cisternelor pe cântarul electronic şi cântarul pod basculă.

Importul de combustibili Combustibilii importaţi de SC Electrocentrale Oradea SA sunt:

lignitul – parţial, prin import direct; gazele natural – prin import indirect. Gazele natural sunt achiziționate de la furnizorul din ţară

(SC Distrigaz Vest), care livrează un amestec de gaze din ţară şi din import, structura gazului natural fiind stabilită de ANRE.

3.2.3.5. Asigurarea utilităţilor la centrală Accesul la centrală Accesul auto şi pietonal în incinta centralei se face direct din Sos Borşului, nr. 23.

Alimentarea cu apă brută Alimentarea cu apă brută se realizează din râul Crişul Repede. Este prevăzut un sistem de

captare şi transport a apei brute compus din baraj (amplasat pe râul Crişul Repede, la 50 m aval de podul CFR Oradea-Arad), priză de apă, deznisipator, casa sitelor şi canale de aducţiune spre centrală.

Barajul, deznisipatorul, casa sitelor şi canalele de aducţiune până la gardul incintei au fost preluate din anul 1982 de către Direcţia Apelor Crişuri, acestea aparţinând actualmente Administraţiei Naţionale “Apele Române”.

Apa brută este preluată prin contract încheiat cu Administraţia Naţională “Apele Române”. În incinta centralei (fig. 3.4), apa brută este distribuită la staţia de tratare chimică a apei unde se

prepară apa tratată limpezită, dedurizată şi demineralizată, necesară pentru procesele tehnologice, la circuitul de răcire a condensatoarelor, precum şi ca adaos în circuitul de evacuare a zgurii şi cenuşii pentru compensarea pierderilor de apă din acest circuit.

Alimentarea cu apă de răcire Circuitul hidrotehnic de răcire al centralei electrice este de tipul mixt şi funcţionează astfel:

în circuit deschis – apa caldă este evacuată în Crişul Repede; în circuit închis – apa caldă este recirculată şi răcită prin intermediul a două turnuri de răcire, cu

tiraj forţat.


52

Apa bruta

Răciri Staţia de tratare chimică

Condensator turbine cu

abur

Pompe termoficare

Apa adaos dedurizată

pentru adaos retea termoficare

Apa adaos demineralizată pentru adaos

cazane de abur

Adaos în circuitul de evacuare a

zgurii şi cenuşii

Fig. 3.4 – Schema de bilanţ hidro

Alimentarea cu apă potabilă Alimentarea cu apă potabilă a centralei se realizează dintr-un puţ de mare adâncime amplasat în

incinta centralei. Ca rezervă, este prevăzută racordarea la reţeaua de apă potabilă orăşenească, conform

contractului încheiat cu RA Apa Canal Oradea.

Evacuarea apelor uzate menajere Apele uzate menajere din incinta centralei sunt colectate printr-o reţea de canalizare din tuburi

de beton şi evacuate la staţia pompe PVC, de unde, prin intermediul staţiei pompe Bagger, la depozitul de zgură şi cenuşă.

Evacuarea apelor uzate tehnologice Evacuarea apelor uzate rezultate din procesele tehnologice se realizează prin intermediul

staţiilor de pompe Bagger, la depozitul de zgură şi cenuşă.

Evacuarea deşeurilor solide Zgura şi cenuşa se colectează la staţiile pompe Bagger, de unde se transportă hidraulic, prin

pompare, în conducte aeriene, la depozitul de zgură şi cenuşă. Depozitul de zgură şi cenuşă este amplasat la 12 km de centrală şi la 1 km est de localitatea

Santăul Mic, în judeţul Bihor.

Energia electrică SC Electrocentrale Oradea SA achiziţionează energie electrică din SEN, pentru depozitul de

zgură şi cenuşă Santău în baza unui contract încheiat cu S.C Electrica S.A, respective, în momentul insuficienţei energiei electrice produse pentru consum propriu tehnologic, de la S.C Electrica S.A. De asemenea, SC Electrocentrale Oradea SA achiziţionează energie electrică din SEN pentru consumul de energie electrică din punctele termice.

SC Electrocentrale Oradea SA livrează energie electrică în SEN în baza unui contract încheiat cu S.C. Electrica S.A., respectiv pe piaţa angro de energie electrică (PZU; PE).

Racordul la SEN se face prin intermediul staţiei de 110 kV. Legătura între generatoarele centralei şi staţia de 110 kV se face prin intermediul a două transformatoare de 25 MVA şi a trei transformatoare de 80 MVA.

3.2.3.6. Producţii de energie termică şi electrică şi consumuri de combustibil Sursa produce următoarele tipuri de energie termică:

• energie termică sub formă de apă fierbinte pentru încălzire şi prepararea apei calde menajere;


53

• energie termică sub formă de abur, destinat unor consumatori industriali. Consumatorii de abur industrial sunt consumatori mici şi sezonieri.

Producerea energiei termice se realizează în cogenerare. Ca urmare, odată cu producerea energiei termice este produsă şi energie electrică.

Evoluţia cantităţii de energie termică sub formă de apă fierbinte livrată la limita centralei în perioada 2004-2008 se prezintă în fig. 3.3. Evoluţia energiei termice sub formă de abur livrat la limita centralei în perioada 2004-2008 se prezintă în fig. 3.5.

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

2004 2005 2006 2007 2008

MW

h/an

Fig. 3.5 - Producţia anuală de energie termică (abur tehnologic) în 2004÷2008

Se remarcă scăderea accentuată a producţiei de abur. Bilanţul energiei termice în centrală, în anii 2004-2008, este prezentat în tabelul 3.17.

Tabelul 3.17 – Bilanţul energie termice în centrală

Specificaţie UM 2004 2005 2006 2007 2008 Energia termică produsă MWh/an 1.851.889 2.403.679 1.903.234 1.254.369 1.305.729Energia termică (abur) consumată pentru servicii interne termice

MWh/an 150.664 175.821 166.829 151.906 139.255

Energia termică (apă fierbinte) livrată la limita centralei

MWh/an 1.195.778 1.168.430 1.107.769 949.757 993.573

Energia termică (abur) livrată la limita centralei MWh/an 505.447 1.059.428 628.636 152.705 172.901

În Anexa 7 sunt prezentate schematic bilanţurile fluxurilor de energie termică în centrală. Bilanţul energiei electrice pe centrală, în anii 2004-2008, este prezentat în tabelul 3.18. Curba clasată pe durata anului calendaristic a sarcinii termice la limita CET, corelată cu

temperatura exterioară, se prezintă în fig. 3.6. Sarcina termică medie în perioada 2004-2008 este calculată în două moduri:

• pe durata calendaristică; • pe durata de funcţionare a centralei iarna, determinată în baza duratei sezonului de furnizare a

energiei termice pentru încălzire şi a înregistrărilor orare ale centralei.

Cele două seturi de valori sunt prezentate în tabelul 3.19.


54

Tabelul 3.18 – Bilanţul de energie electrică în centrală

Nr Specificaţie UM 2004 2005 2006 2007 2008 1 Energie electrică produsă MWh/an 381.377 498.512 406.566 388.221 395.085 - din care: cogenerare MWh/an 381.377 498.512 406.566 388.221 395.085 2 Energie electrică vândută în SEN MWh/an 271.001 352.137 283.581 272.234 276.461

3 Energie electrică cumpărată din SEN MWh/an 3.164 4.770 4.990 5.112 4.204

4 Servicii interne electrice, total din care: MWh/an 113.540 151.145 127.975 121.099 122.828

4.1 - energie electrică consumată pentru producere energie termică MWh/an 69.236 95.811 75.489 57.978 59.391

Idem, raportată la energia termică la limita centralei kWe/MWt 40,70 43,01 43,47 52,59 50,91

4.2 - energie electrică consumată pentru pompaj MWh/an 9.856 9.940 9.555 8.104 8.386

Idem, raportată la energia termică la limita centralei kWe/MWt 5,79 4,46 5,50 7,35 7,19

4.3 - energie electrică consumată pentru producere energie electrică MWh/an 34.448 45.394 42.931 55.017 55.051

Idem, raportată la energia electrică la limita centralei % 12,76 12,93 15,20 20,29 20,00

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

Durata [h/an]

Ener

gia

term

ica

livra

ta la

lim

ita C

ET [G

cal/h

]

2004 2005 2006 2007 2008

Fig. 3.6 - Curba clasată a sarcinii termice la limita CET în perioada 2004÷2008


55

Tabelul 3.19 - Sarcina termică medie pe durata calendaristică

Specificaţie UM 2004 2005 2006 2007 2008 Energie termică la limita CET MWh/an 1.195.778 1.168.430 1.107.769 949.757 993.573Raportare la durata calendaristică Durata calendaristica ore/an 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 Sarcina termică medie MW 137 133 126 108 113 Raportare la durata de funcţionare iarna Durata sezon iarna ore/an 4.488 4.752 4.512 4.296 4.632 Sarcina termică medie MW 211 203 200 188 173

Se constată o reducere a sarcinii termice medii, datorate îndeosebi variaţiei climatice şi măsurilor de economisire a energiei.

Evoluţia eficienţei cazanelor de abur din central, în perioada 2004-2008, este prezentată în tabelul 3.20.

Tabelul 3.20 – Evoluţia eficienţei pentru fiecare cazan (în %)

Specificaţie 2004 2005 2006 2007 2008 IMA 1 – funcţionare pe gaze naturale

Cazan nr.1 89,19 88,73 86,75 - 89,69 Cazan nr.2 88,84 88,77 86,10 - - Cazan nr.3 83,38 86,42 85,56 84,76 -

IMA 2 – funcţionare pe lignit Cazan nr.4 78,50 83,17 81,70 78,00 77,73 Cazan nr.5 78,95 83,97 82,86 78,17 78,12 Cazan nr.6 81,46 84,14 83,79 82,76 79,33

Structura combustibilului din punct de vedere al tipului de energie finală şi consumurile de combustibil realizate în perioada 2004-2008, pentru producerea cantităţilor de energie termică şi electrică prezentate anterior, sunt indicate în tabelele 3.21 și 3.22.

Alocarea consumului de combustibil între producerea de energie termică şi electrică este realizată în exploatare conform metodologiei ANRE, consumul de combustibil pentru energia electrică fiind calculat cu raportul 1MW combustibil/1MW energie termică; restul consumului de combustibil este alocat energiei electrice.

Tabelul 3.21 – Structura consumului de combustibil din punct de vedere al tipului de combustibil (în MWh/an)

Nr Specificaţie 2004 2005 2006 2007 2008 1 Consum combustibil, total 2.968.465 3.842.738 3.244.192 2.567.370 2.751.247

1.1 - lignit 1.385.369 2.554.144 2.474.715 2.336.810 2.470.431 din ţară 1.286.396 1.833.626 940.198 1.115.260 2.154.665 din import 98.973 720.518 1.534.517 1.221.550 315.766

1.2 - păcură 170.046 283.537 266.632 213.806 233.009 din ţară 42.688 206.626 266.632 213.806 233.009 din import 127.358 76.911 - - -

1.3 - gaze naturale 1.413.050 1.005.057 492.390 - 47.807 din ţară 975.485 396.851 - 47.807 din import 29.572 95.539 - -

1.4 - resurse regenerabile (biomasă) - - 10.454 16.754 -


56

Tabelul 3.22 – Structura consumului de combustibil din punct de vedere al tipului de energie finală (în MWh/an)

Nr Specificaţie 2004 2005 2006 2007 2008

1 Consum combustibil, total din care: 2.968.465 3.842.738 3.244.192 2.567.370 2.751.247

1.1 Consum combustibil pentru energia termică livrată 1.993.910 2.659.844 2.089.580 1.349.681 1.438.333

din care: cogenerare 1.993.910 2.659.844 2.089.580 1.349.681 1.438.333

1.2 Consum combustibil pentru energia electrică livrată 974.811 1.182.774 1.155.053 1.217.595 1.312.475

din care: cogenerare 974.811 1.182.774 1.155.053 1.217.595 1.312.475

Evoluţia eficienţei globale şi a eficienţei în cogenerare (respectiv evoluţia utilizării combustibilului) este prezentată în tabelul 3.23.

Tabelul 3.23 – Evoluţia utilizării combustibilului în sursa SC Electrocentrale Oradea SA

Nr Specificaţie UM 2004 2005 2006 2007 2008

1 Energie termică la limita centralei MWh/an 1.701.225 2.227.858 1.736.406 1.102.462 1.166.474

2 Energie electrică produsă MWh/an 381.377 498.512 406.566 388.221 395.085

3 Energie electrică livrată MWh/an 271.001 352.137 283.581 272.234 276.461

4 Consum combustibil MWh/an 2.968.465 3.842.738 3.244.192 2.567.370 2.751.247

5 Eficienţa globală brută [= (1+2)/4] % 70,15 70,95 66,05 58,07 56,77

6 Eficienţa globală netă [= (1+3)/4] % 66,44 67,14 62,26 53,55 52,46

Se constată că eficienţa producerii energiei termice şi electrice în SC Electrocentrale Oradea SA este foarte scăzută, cauzată de starea actuală a echipamentelor, aşa cum este prezentat în paragraful 3.2.3.3.

3.2.3.7. Sistemul de mentenanţă Sistemul de mentenanţă utilizat de SC Electrocentrale Oradea SA are ca bază legală Ordinul

ANRE nr. 35/2002 pentru aprobarea “Regulamentului de conducere şi organizare a activităţii de mentenanţă”. De asemenea, se utilizează Procedura operaţională privind planificarea anuală a lucrărilor de mentenanţă, cod PO-EO-01-001.

În cadrul centralei se aplică ambele categorii de lucrări de mentenanţă: • mentenanţa preventivă şi • mentenanţa corectivă,

punându-se accentul pe realizarea unui raport eficient între cele două tipuri de mentenanţă. În general, criteriile care se au în vedere la stabilirea activităţilor prioritare de mentenanţă sunt: starea tehnică, numărul de ore de funcţionare, durata de staţionare în reparaţie, costul reparaţiei, programul de funcţionare al centralei, perioadele de opriri ale unor agregate pentru diverse alte cauze, funcţionarea sistemului de termoficare, necuprinderea în program a instalaţiilor cu grad scăzut de utilizare, lucrările de reparaţii de reabilitare, lucrările necesare pentru protecţia mediului, pentru protecţia muncii şi pentru paza si stingerea incendiilor, lucrările de modernizare şi de retehnologizare.


57

Există un Program de asigurare a mentenanţei elaborat în conformitate cu Ordinul ANRE nr. 35/2002 care are ca obiective alimentarea continuă şi de calitate cu energie electrică şi termică a consumatorilor, reducerea numărului şi a duratelor opririlor accidentale, reducerea duratelor opririlor pentru reparaţii planificate, creşterea siguranţei în funcţionarea instalaţiilor, în condiţii de asigurare a securităţii personalului şi protecţie a mediului, reducerea numărului şi a costurilor intervenţiilor corective, reducerea numărului de erori de execuţie sau refaceri de activităţi şi reducerea, pe ansamblu, a costurilor activităţii de mentenanţă.

În cadrul societăţii desfăşoară activităţi de mentenanţă mai mulţi executanţi: • personalul secţiilor de exploatare pentru încercările şi verificările profilactice; • personalul propriu de reparaţii la lucrările executate cu forţe proprii; • executanţi terţi care efectuează lucrări pe baza contractelor de rezultate încheiate în urma derulării

unor proceduri de achiziţie publică.

Activitatea de mentenanţă se execută pe bază de proceduri, fişe tehnologice de reparaţie, nomenclatoare de lucrări şi operaţii sau, atunci când este cazul, pe baza proiectelor întocmite de proiectanţi autorizaţi.

Lucrările de mentenanţă se împart în patru mari categorii, după cum urmează: Lucrări de nivelul 1 - lucrări şi operaţii simple, de volum redus, necesare pentru menţinerea unor

subansambluri şi elemente componente ale acestora într-o stare corespunzătoare din punct de vedere tehnic, în scopul prevenirii unor uzuri premature, deteriorări sau accidente. Exemple: reglaje simple, etalonări, înlocuiri de mici componente (de exemplu becuri, siguranţe), înlocuiri standard la instalaţii electrice şi de automatizare, lucrările minore (de exemplu: ungere, completare de fluide de ungere), control în instalaţii.

Lucrări de nivelul 2 - lucrări considerate critice pentru a asigura funcţionarea normală a instalaţiilor până la executarea lucrărilor de nivelul 3. Aceste lucrări presupun de regulă întreruperea funcţionării, o demontare parţială şi executarea reparaţiilor. În această categorie de lucrări se includ: lucrări de reparaţii minore la echipamente mecanice complexe, reglaje generale, alinieri, examinări, operaţii de mentenanţă preventivă şi operaţii de mentenanţă corectivă care se încadrează la acest nivel.

Lucrări de nivelul 3 – ansamblu de lucrări executate în vederea restabilirii potenţialului funcţional şi de fiabilitate al instalaţiilor, pentru o perioadă determinata de ore de funcţionare, la un nivel comparabil cu cel iniţial confirmat prin recepţia definitivă. Aceste lucrări presupun utilizarea unor tehnici sau tehnologii speciale, demontarea parţială sau completă, executarea reparaţiilor pentru eliminarea defectelor constatate şi înlocuirea componentelor îmbătrânite chiar dacă acestea mai sunt în stare de funcţionare. În această categorie de lucrări se includ toate lucrările de mentenanţă preventivă şi/sau mentenanţă corectivă necesare restabilirii potenţialului de funcţionare la parametrii prescrişi. Exemple: reparaţii mori-ventilator, ventilatoare aer, ventilatoare gaze arse, pompe alimentare, schimbătoare de căldură, miezuri de boilere, înlocuire benzi şi role la benzile de transport cărbune, rebobinări motoare electrice.

Lucrări de nivelul 4 (reabilitare sau reparaţiile cu cel mai mare grad de complexitate) - ansamblul de lucrări de mentenanţă complexe efectuate asupra instalaţiilor prin care, fără modificarea tehnologiei iniţiale, se restabileşte starea tehnică şi de eficienţă a acestora la un nivel apropiat de cel avut la începutul duratei de viaţă. Reabilitarea poate include şi un volum limitat de lucrări cu atribute de modernizare.

Aceste lucrări nu conduc la obţinerea de venituri suplimentare substanţiale şi nu reduc substanţial cheltuielile de exploatare sau/şi mentenanţă.

3.2.4. Depozitul de zgură şi cenuşă

Depozitul de zgură şi cenuşă este amplasat la o distanţă de 2 km de localitatea Santăul Mic, jud. Bihor şi la 12 km de platforma industrială Vest Oradea. Localitatea este situată în partea de Nord a drumului E60, la cca 5 km de râul Crişul Repede.


58

Depozitul de deşeuri DZC Santăul Mic se încadrează conform Ordinului MAPM nr.867/2002 ca depozit de deşeuri nepericuloase.

Activitatea de depozitare se poate desfăşura pentru următoarele subclase de deşeuri permise: • zgură şi cenuşă colectate de sub focarele cazanelor; • praful recuperat de la electrofiltre; • nămoluri de la limpezirea apei brute.

Depozitul are o suprafaţă de 141 ha şi o capacitate proiectată de 19.416.000 m3, cuprinzând: compartimente de depozitare; instalaţia de transport şi evacuarea hidroamestec; instalaţia de colectare şi recirculare apă limpezită.

Capacitatea ocupată este de 14.771.000 m3. Este alcătuit din două compartimente de lucru:

compartimentul vechi, supraînălţat la cota 129,0 m. Suprafaţa activă este de 40 ha. Capacitatea proiectată este de 11.474.000 m3 iar capacitatea ocupată cota 104 – 124, 5 este 10.100.000 m3.

compartimentul extindere pe orizontală supraînălţat la cota 114,0 m. Suprafaţa activă este de 55 ha. Capacitatea proiectată este de 7.942.000 m3 iar capacitatea ocupată cota 104 – 117 este 4.671.000 m3.

Compartimentul vechi şi compartimentul extindere pe orizontală au un dig comun pe o lungime de cca 900 m.

Depozitul de deşeuri dispune de următoarele amenajări: o canal de gardă; o impermeabilizare naturală; o foraje de monitorizare; o drenaj levigat.

Zgura şi cenuşa rezultată la funcţionarea cazanelor de abur este evacuată în hidroamestec (amestec apă – solid 1:10 – 1:12), prin intermediul pompelor Bagger. Instalaţia de transport şi evacuare hidroamesctec are o lungime de cca 12 km.

Pentru depozitul de zgură şi cenuşă, prin Planul de acţiune din AIM se prevede: • identificarea unor soluţii pentru depozitarea deşeurilor tehnologice, de la arderea combustibilului

solid: termen de realizare 31.12.2013; • sistarea transportului şi depozitării sub formă de hidroamestec a zgurii şi cenuşii: termen de

realizare 31.04.2015; • începerea lucrării de închidere a depozitului Santăul Mic: termen de realizare 30.04.2015.

3.2.5. Reţele de transport al energiei termice

Alimentarea centralizată cu energie termică sub formă de apă fierbinte pentru asigurarea necesarului de căldură (încălzire şi apă caldă) al municipiului Oradea a început din anul 1960, sursa constituind-o vechea centrală C.E. Veche Oradea.

Sistemul centralizat de alimentare cu energie termică s-a dezvoltat de atunci etapizat, corelat cu apariţia noilor surse CET 1 (zona de vest) şi CET 2 Oradea (zona de sud), ajungând la configuraţia de astăzi.

Începând cu anul 1966, în Oradea au funcţionat separat două sisteme de termoficare, cel din centrul oraşului, pus în funcţiune în anul 1960 şi alimentat cu agent termic din centrala veche, şi cel din zona de vest a municipiului.

CET Oradea I a fost proiectată să livreze energie termică sub formă de abur consumatorilor industriali din zonă şi sub formă de apă fierbinte în sistemul centralizat de alimentare cu căldură al oraşului. Aceasta s-a dezvoltat etapizat începând cu anul 1966.

În anul 1968, sistemul de termoficare din centrul municipiului a fost racordat la magistrala I alimentată din CET Oradea I.


59

De la CET I pleacă spre consumatorii urbani magistrala oraş care se ramifică în trei magistrale I, II şi III, care alimentează cu agent termic cele mai importante zone din oraş din punct de vedere al numărului de locuitori. • Magistrala I de termoficare urbană (CET I – oraş) este formată din 2 sisteme de conducte de

termoficare tur/retur, respectiv 2xDn 900, pusă în funcţiune în anul 1970, şi 2xDn 800, pusă în funcţiune în anul 2000, amplasată pe acelaşi traseu cu reţeaua veche. Aceasta are o lungime de 9km şi alimentează 51 PT, puse în funcţiune în anul 1967. Sarcina termică este de cca 167 Gcal/h.

• Odată cu racordarea în anul 1968 a sistemului de termoficare din centrul oraşului şi cu realizarea magistralelor II şi III, tronsonul CET Oradea I – zona industrială a fost denumită magistrala oraş, denumirea de magistrala I păstrându-se pentru porţiunea zonei industriale – centrul oraşului;

• Magistrala II de termoficare urbană (Cămin-Oraş Sud) este formată din 2 conducte Dn 800, cu o lungime de 6 km şi care alimentează 96 PT, fiind pusă în funcţiune în anul 1970. Sarcina termică este de cca 132 Gcal/h.

• Magistrala III (zona industrială – Oraş Nord) este formată din 2 conducte Dn 500, cu o lungime de cca.2,7 km şi care alimentează 18 PT, fiind pusă în funcţiune în anul 1972. Sarcina termică este de cca 43,7 Gcal/h.

• Pe lângă aceste magistrale, din CET Oradea I mai pleacă o magistrală separată denumită magistrala Sere, care are 2xDn 800, o lungime de cca.4 km şi care alimentează 17 PT şi o serie de consumatori industriali, fiind pusă în funcţiune în anul 1968.

• Odată cu punerea în funcţiune a CET II, în anul 1987, se realizează încă trei magistrale: magistralele IV şi V, care realizează conexiunea cu magistralele I şi II, precum și magistrala VI, care alimentează cu agent termic localităţile Sânmartin şi Felix. Reţelele primare sunt formate din conducte cu diametre cuprinse între Dn 900 şi Dn 200.

Datorită legăturilor între magistralele de termoficare este posibilă funcţionarea sistemului de termoficare cu o singură sursă de căldură, respectiv CET I – astăzi SC Electrocentrale SA, cu închiderea CET II Oradea.

Configuraţia actuală a sistemului centralizat de alimentare cu căldură a municipiului Oradea este de tip arborescent, in sistem bitubular închis.

Alimentarea cu căldură a consumatorilor din municipiul Oradea se face prin 6 magistrale principale şi racordurile de termoficare, acestea având o lungime totală de traseu de cca. 77,04 km. Acestea sunt amplasate, conform tabelului 3.24, în majoritate în subteran (cca.68,1%) în canale de beton, iar restul aerian (cca.31,9%).

Tabelul 3.24 - Caracteristicile reţelelor de termoficare – apă fierbinte

Amplasament RTP Tip conductă

Lungime traseu [m] [%]

Diametre nominale

Suprateran Clasic 24.628 31,9 80÷900

Subteran canal nevizitabil Clasic Preizolat Total

42.878 6.849 49.727

55,6 8,9 64,5

100÷800 30÷800 30÷800

Subteran canal vizitabil Clasic 2.685 3,48 80÷800

TOTAL Clasic Preizolat Total

70.191 6.849 77.040

91,1 8,89 100

80÷900 30÷800 30÷900

Vechimea marii majorităţi a reţelelor primare fiind de circa 40 de ani, acestea prezintă o stare avansată de uzură, nefiind executate până în prezent lucrări importante de reabilitare ale acestora.

Conductele existente sunt izolate cu saltele din vată minerală protejată cu tablă neagră sau zincată (la conductele amplasate aerian), respectiv cu 2 straturi din împâslitură din fibre de sticlă bitumate, pentru conductele montate în canale termice.

Cele mai mari probleme legate de funcţionarea defectuoasă au apărut, în majoritate, în zona conductelor amplasate subteran, precum şi pe racorduri datorită:


60

duratei de viaţă depăşită; deteriorării în timp a protecţiei termoizolaţiei, a izolaţiei, ca urmare a infiltraţiilor de ape; coroziune exterioară (datorită deteriorării izolaţiei termice) şi coroziune interioară a conductelor; uzurii în zona suporturilor fixe şi mobile pe unele porţiuni de reţea.

Toate acestea conduc la numeroase spargeri ale conductelor, cu însemnate pierderi de agent termic, cheltuieli pentru remedieri și pierderi de căldură apreciabile.

Incidentele şi avariile reţelei existente sunt extrem de greu de observat, ţinând cont că supravegherea sistemului este asigurată exclusiv vizual.

Reţeaua de transport este compusă din ţevi de oţel cu diametre cuprinse între Dn 900 şi Dn 30. 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 soluţia izolaţiei clasice.

Conductele preizolate sunt compuse din conducta de oţel pentru transportul agentului termic, termoizolaţia din spumă poliuretanică rigidă şi mantaua de protecţie din polietilenă neagră de înaltă densitate.

Reţeaua de conducte preizolate este prevăzută cu sistem de control, depistare şi localizare a avariilor, alcătuit din conductori electrici îngropaţi în termoizolaţie, aparate de măsură şi avertizare cu posibilitatea transmiterii la distanţă a acestor informaţii.

S-au înlocuit, de asemenea, parţial elemente de manevră/secţionare vane cu armături moderne şi fiabile, în nodurile termice importante ale reţelei.

Cu toate aceste reabilitări, randamentul termic al reţelei de transport apă fierbinte, în ansamblu, este scăzut. Se înregistrează pierderi de apă fierbinte în continuare, volumul de apă de adaos fiind mare (tabelul 3.25).

Tabelul 3.25 - Pierderile orare / anuale în reţelele de transport

Nr Specificaţie UM 2004 2005 2006 2007 2008 Pierderi orare de căldură: - iarna MW 25 33 40 28 38

1 - vara MW 13 18 18 16 20

Pierderi anuale de căldură: MWh/an 171.839 231.507 258.886 194.171 258.854 - iarna MWh/an 117.990 159.749 179.636 126.006 170.894

2 - vara MWh/an 53.849 71.758 79.250 68.165 87.960

Debit maxim apă adaos: - iarna m3/h 248 234 285 360 341

3 - vara m3/h 84 114 96 183 175 4 Consum anual apă de adaos m3/an 1.507.520 1.575.509 1.683.084 2.397.286 2.285.835

Evoluţia pierderilor anuale în reţelele de transport în perioada 2004÷2008 este prezentată în

tabelul 3.26.

Tabelul 3.26 - Evoluţia pierderilor în reţelele de transport (RT)

Specificaţie UM 2004 2005 2006 2007 2008 Energia termică la intrarea în RT MWh/an 1.195.778 1.168.430 1.107.769 949.757 993.573 Pierderi anuale în RT MWh/an 171.862 231.507 258.886 194.173 258.854 Pierderi în RT raportat la energia termică la intrare în RT % 14,37 19,81 23,37 20,44 26,05

Se observă o creştere graduală a pierderilor în RT în perioada 2004÷2006, cauzată de uzura reţelelor. Începând cu anul 2007 acestea încep să scadă în urma reabilitărilor/modernizărilor aduse


61

reţelei. La nivelul anului 2008 acestea cresc din nou. Acest fapt indică necesitatea reabilitării complete a reţelelor.

Lucrări de reabilitare în curs de implementare Pentru anul 2009 a fost prevăzută continuarea investiţiilor începute în anii anteriori, prin

înlocuirea actualelor conducte, uzate fizic şi moral, cu conducte noi preizolate, reprezentând cca. 16% din lungimea totală, respectiv: • reabilitarea reţelei de transport agent primar aferentă Magistralei I, cu traseu principal pe Bdul

Dacia, pe o lungime de cca. 6,845 km, inclusiv a racordurilor la 20 puncte termice pe care le deserveşte, cu diametre cuprinse între Dn 800 şi Dn 50;

• reabilitarea reţelei de transport agent primar aferentă Magistralei III, cu traseu principal pe str. Traian Lalescu - str. I.Cantacuzino, pe o lungime de cca.5,86 km, inclusiv a racordurilor la 16 puncte termice pe care le deserveşte, cu diametre cuprinse între Dn 500 şi Dn 80.

Reabilitarea magistralelor include şi realizarea sistemului de monitorizare privind supravegherea stării conductelor.

Pentru reabilitarea acestor magistrale sunt întocmite documentaţii la faza de SF, aprobate în Consiliul Local al Municipiului Oradea.

Din lungimea totală a reţelelor de termoficare primare rămân de reabilitat 53,35km, reprezentând cca.69%.

3.2.6. Reţele de distribuţie a energiei termice

Sistemul de distribuţie asigură transportul agentului termic de la punctele termice la consumatori (clădiri), de regulă blocuri de locuinţe, în scopul încălzirii şi al asigurării consumului de apă caldă de consum.

Acesta are o configuraţie arborescentă (radială) cu consumatorii grupaţi pe ramuri şi se compune din 3 conducte, respectiv: 2 conducte pentru încălzire tur/retur şi 1 conductă pentru apă caldă de consum.

Reţeaua termică secundară are o lungime de traseu de 142,456 km, reprezentând o lungime totală de cca. 426 km de conducte, cu diametre cuprinse intre Dn 200 şi Dn 40.

Conductele existente sunt izolate cu vată minerală protejată cu carton asfaltat, montate în canale termice.

Vechimea marii majorităţi a reţelelor fiind de (30 ÷ 40) ani, acestea prezintă o stare avansată de uzură.

Cele mai mari probleme legate de funcţionarea defectuoasă au apărut datorită: duratei de viaţă depăşite; deteriorării în timp a protecţiei termoizolaţiei, a izolaţiei ca urmare a infiltraţiilor de ape; coroziune exterioară (datorită deteriorării izolaţiei termice) şi coroziune interioară a conductelor; uzurii în zona suporturilor fixe şi mobile pe unele porţiuni de reţea.

Problemele enumerate mai sus conduc la numeroase spargeri ale conductelor, cu însemnate pierderi de agent termic, cheltuieli pentru remedieri, cu pierderi de căldură apreciabile şi implicit la neasigurarea parametrilor optimi necesari la nivelul consumatorilor.

Având în vedere starea avansată de uzură, au fost executate până în prezent lucrări de reabilitare a reţelelor în proporţie 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.

Astfel, s-au înlocuit conductele vechi montate în canal, cu conducte noi de tip preizolat pozate direct în sol (în strat de nisip).

Conductele preizolate sunt compuse din conducta de oţel pentru transportul agentului termic cu termoizolaţia din spumă poliuretanică rigidă şi mantaua de protecţie din polietilenă neagră de înaltă densitate.


62

Reţeaua de conducte preizolate este prevăzută cu sistem de control, depistare şi localizare avarii, alcătuit din conductori electrici îngropaţi în termoizolaţie, aparate de măsură şi avertizare cu posibilitatea transmiterii la distanţă a acestor informaţii.

S-au înlocuit de asemenea elemente de manevră/secţionare vane, în nodurile termice importante ale reţelelor de distribuţie reabilitate.

Cu toate aceste reabilitări, randamentul termic al reţelei de distribuţie în ansamblu este scăzut. Se înregistrează pierderi de agent termic în continuare, volumul de apă de adaos fiind mare. Se menţionează că adaosul pentru pierderile din reţeaua secundară se compensează cu apă din reţeaua primară, această cantitate nefiind contorizată. În această situaţie nu s-a putut face defalcarea de pierderi de apă pe reţeaua primară, respectiv secundară.

Toate aceste aspecte indică necesitatea reabilitării în continuare a reţelelor de distribuţie. Evoluţia pierderilor anuale în reţelele de distribuţie în perioada 2004÷2008 este prezentată în

tabelul 3.27.

Tabelul 3.27 - Evoluţia pierderilor în reţelele de distribuţie (RD)

Specificaţie UM 2004 2005 2006 2007 2008 Energia termică la intrarea în RD MWh/an 945.063 862.252 785.120 700.667 674.995 Pierderi anuale în RD MWh/an 147.758 141.402 121.325 83.587 92.714 Pierderi în RD raportat la energia termică la intrare în RD % 15,63 16,4 15,45 12,26 13,74

Se observă o creştere graduală a pierderilor în RD în perioada 2004÷2005, cauzată de uzura reţelelor. Începând cu anul 2006 acestea încep să scadă în urma reabilitărilor/modernizărilor aduse RD. La nivelul anului 2008 acestea cresc din nou. Acest fapt indică necesitatea reabilitării complete a reţelelor.

Lucrări de reabilitare în curs de implementare Pentru anul 2009 a fost prevăzută continuarea investiţiilor începute în anii anteriori prin

înlocuirea actualelor conducte uzate fizic şi moral cu conducte noi preizolate.

3.2.7. Puncte termice

Racordarea consumatorilor la reţeaua de agent termic primar se realizează prin intermediul punctelor termice.

Punctul termic este un ansamblu de echipamente şi instalaţii, prin intermediul cărora se transferă energia termică din reţeaua termică primară în reţeaua termică secundară, a consumatorilor.

În municipiul Oradea sunt 624 puncte termice, din care 146 de puncte termice deservite de SC Electrocentrale SA, restul fiind reprezentat de minipuncte termice pentru consumatori individuali din apartamente de bloc la nivel de scară, case individuale, instituţii sau agenţi economici şi 5 puncte termice deservite de SC Transgex SA.

Consumatorii de energie termică racordaţi la aceste puncte termice sunt structuraţi astfel: • consumatori casnici: asociaţii de locatari, apartamente şi case individuale; • consumatori de tip social – culturali şi agenţi economici:

spitale, şcoli, grădiniţe, creşe hoteluri, sedii de bănci, magazine, alte instituţii

În funcţie de destinaţia consumului de căldură, punctele termice din oraşul Oradea sunt: o puncte termice care prepară agent termic secundar pentru încălzire şi apă caldă de consum; o puncte termice care prepară agent termic secundar pentru încălzire, iar pentru apa caldă de consum

sunt doar puncte de predare-primire (cu racordarea instalaţiilor de preparare a apei calde de consum la reţeaua de alimentare cu apă geotermală a SC Transgex SA).


63

În această situaţie sunt 9 PT care primesc apă caldă de consum geotermală de la SC Transgex SA. Acestea sunt: PT 839, PT 840, PT 844, PT 845, PT 863, PT 878, PT 883, PT 911 şi PT 913 şi deservesc un număr de 16.213 persoane.

Schema generală de funcţionare a punctelor termice clasice, aparţinând SC Electrocentrale SA, este de tipul: • încălzire indirectă prin schimbător de căldură; • prepararea apei calde de consum în două trepte, în paralel cu sistemul de încălzire.

Majoritatea punctelor termice urbane au o vechime de circa 40 de ani, cu utilaje şi echipamente vechi rămase în funcţiune.

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.

Acestea au fost realizate treptat, în funcţie de posibilităţile financiare locale. În momentul de faţă, la toate punctele termice urbane au fost înlocuite schimbătoarele de

căldură tubulare în contracurent cu schimbătoare de căldură cu plăci. Se menţionează că aceste modernizări au început în anii 1993÷1995, la un număr de 27 de PT,

care în momentul de faţă prezintă deja o uzură de cca. (50 ÷ 75)%, încât şi acestea necesită înlocuiri ale schimbătoarelor de căldură în următorii ani.

Este necesar ca aceste lucrări să continue şi să fie extinse în toate punctele termice care sunt necorespunzătoare datorită vechimii echipamentelor.

Mai rămân de modernizat cca.81,5% din totalul de puncte termice, respectiv 119 PT-uri, care până în acest moment sunt reabilitate parţial, dotate cu schimbătoare de căldură noi de tipul cu plăci, atât pe circuitul de încălzire, cât şi de apă caldă de consum.

Multe din utilaje şi echipamente au rămas în funcţiune, respectiv pompele de circulaţie de încălzire, pompele de apă caldă, pompele de adaos, sistemul de expansiune/adaos, etc.

Electropompele existente prezintă o durată de exploatare considerabilă, cu randamente scăzute, care conduc la consumuri mari de energie electrică şi performanţe scăzute.

Este necesar ca toate pompele de circulaţie să aibă randamente ridicate, fiabilitate mare şi nivel redus de zgomot, prevăzute cu convertizoare de frecvenţă pentru asigurarea turaţiei variabile.

Procesul de modernizare şi reabilitare al punctelor termice constă în înlocuirea în totalitate a utilajelor vechi, cu performanțe scăzute, cu menţinerea în exploatare numai a echipamentelor noi, montate în ultimii ani.

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. Au fost montate 562 contoare de energie termică pe circuitul primar, iar pe circuitul secundar 4.939 buc. pe încălzire şi 42 buc. pe apa caldă de consum.

S-au montat, de asemenea, debitmetre pe circuitul apei calde de consum 4.734 buc., respectiv pe apa rece necesară preparării apei calde de consum 133 buc.

Automatizarea PT este realizată parţial. S-au montat instalaţii de reglare a debitului pe circuitul de încălzire şi apă caldă de consum la

un număr de 22 PT. Lucrările de modernizare vor consta în:

introducerea sistemelor moderne de expansiune/adaos instalaţii încălzire în PT (module automate de expansiune /adaos);

înlocuirea staţiilor hidrofor pentru apa caldă de consum cu grupuri automate ridicare de presiune apă caldă de consum (acolo unde presiunea apei reci din reţea este mai mică decât cea necesară consumatorului);

dotarea PT cu un sistem de automatizare (reglare automată a temperaturii agenţilor termici de încălzire şi apă caldă de consum şi menţinerea unei căderi constante de presiune în punctul termic, acolo unde este cazul);

contorizarea PT; dotarea PT cu un sistem de achiziţie, telegestiune şi teletransmisie a datelor;


64

înlocuirea pompelor de circulaţie agent termic încălzire, apă caldă de consum cu electropompe cu randamente ridicate, fiabilitate mare şi nivel redus de zgomot, prevăzute cu convertizoare de frecvenţă pentru asigurarea turaţiei variabile;

montarea unui sistem de recirculare apă caldă de consum în PT; echilibrarea ramurilor circuitelor de încălzire.

Aceste reabilitări se vor realiza şi prin lucrări de construcţie-arhitectură ale clădirii PT, respectiv: refacere acoperiş (unde este cazul), faţade, tencuieli, pardoseli, zugrăveli, tocărie, înlocuiri geamuri, vopsitorii, etc.

Se vor reface şi instalaţiile/utilităţile interioare ale clădirii PT: înlocuire tablouri electrice, cu realizarea de circuite electrice noi (forţă şi comandă), adaptate cerinţelor de funcţionare ale noilor pompe şi sistemului de automatizare; înlocuire conducte principale (termice, apă, canal).

Se menţionează că unele PT sunt amplasate în subsolul unor clădiri, imobile vechi aparţinând asociaţiilor de proprietari. Acestea nu fac obiectul reabilitării.

Punctele termice nu sunt dotate cu echipamentele şi accesoriile necesare integrării lor într-un sistem dispecer, cu scopul transmiterii informaţiilor la distanţă, în timp real, la un Dispecer Central. Transmisia datelor se realizează actualmente prin telefon sau staţie.

Deoarece PT-urile sunt dispersate la nivelul oraşului, informaţiile furnizate de aparatura locală se transmit la nivelul celor două unităţi responsabile, respectiv Dispecerul din CET Oradea şi la cel de la Serviciul de Distribuţie din oraş.

La nivelul oraşului nu există un sistem de telegestiune sau dispecer de termoficare. Nu există un sistem de preluare şi transmitere date din reţeaua primară de termoficare şi nici

posibilitatea de a acţiona de la distanţă asupra elementelor de reglaj închidere pentru modificarea parametrilor de funcţionare ai sistemului.

3.2.8. Sistemul de monitorizare

În municipiul Oradea, în momentul de faţă, nu există un sistem de monitorizare şi control al termoficării.

În cadrul acţiunii de eficientizare a SC Electrocentrale Oradea SA, respectiv a reţelelor şi punctelor termice, este necesară şi realizarea unui astfel de sistem.

Până în acest moment, a fost demarată realizarea unui sistem de monitorizare a stării conductelor.

Sistemul de monitorizare a stării conductelor O componentă esenţială în modernizarea sistemelor de alimentare centralizată cu căldură, în

situaţia utilizării conductelor preizolate, o reprezintă sistemul de detecţie şi localizare a avariilor la aceste conducte.

Se menţionează că pe porţiunile de trasee reabilitate, conductele preizolate montate, atât pe circuitul primar, cât şi secundar, sunt prevăzute cu sistem de senzori (conductori electrici) încorporaţi în spumă, în scopul supravegherii nivelului umidităţii izolaţiei şi localizării eventualelor defecte, cauzate fie de deteriorarea protecţiei exterioare (a mantalei de polietilenă de mare duritate), fie de neetanşeitatea conductei.

Sistemul de monitorizare prin metoda localizării cu ajutorul rezistenţei din izolaţia conductei, asigură următoarele funcţiuni principale: • supravegherea continuă a nivelului umidităţii izolaţiei; • detectarea timpurie a defectelor începând de la izolaţie uscată; • localizarea automată a defectelor şi semnalizarea acestora începând de la un conţinut de umiditate

masic mai mic de 0,1%; • înregistrarea datelor cu privire la avarie; • disponibilizarea datelor menţionate spre a fi tipărite sub forma unui protocol, recunoscut ca

document oficial.


65

Sistemul de monitorizare a parametrilor de funcţionare din punctele termice şi comandă de la Dispecerat

Se doreşte, de asemenea, realizarea unui sistem de monitorizare a parametrilor de funcţionare din punctele termice, de la consumatori şi comanda de la Dispecerat.

Principalele direcţii urmărite în acest sens sunt: contorizarea consumului de energie termică la punctele termice pe circuitul secundar, precum şi

înregistrarea şi transmiterea datelor de consum şi de funcţionare la punctul local de supraveghere; contorizarea scărilor de bloc deservite de punctul termic; automatizarea funcţionării instalaţiilor termomecanice din PT, corelată cu instalarea elementelor

primare de reglare la consumatori; nivel central de supraveghere (dispecer), care va teleurmări şi telegestiona informaţiile primite de

la punctele locale (PT).

3.2.9. Instalaţii la consumatori

Contorizarea la nivel de branşament / scară de bloc În Oradea, gestiunea livrării agentului termic la nivel de branşament consumator/bloc, pentru

consumatorii racordaţi la PT –urile urbane, a fost realizată în proporţie de 100% prin montarea de contoare în cămine sau scări de bloc, pentru fiecare consumator în parte. S-a contorizat consumul de apă rece, consumul de apă caldă şi cel aferent încălzirii.

Instalaţiile interioare şi contorizarea individuală Reţeaua interioară de alimentare a imobilului cu apă caldă şi agent termic de încălzire Având în vedere că fondul locativ racordat la sistemul centralizat de producere şi distribuţie a

energiei termice are o vechime de peste 30 ani, instalaţiile interioare de apă caldă şi încălzire din clădiri sunt uzate, necesitând înlocuirea totală a acestora.

Instalaţiile existente pentru apă caldă de consum şi încălzire au fost realizate cu distribuţie arborescentă, orizontală în subsoluri, iar pe verticală pe mai multe coloane până la ultimul etaj.

Conductele sunt din oţel, izolate clasic cu vată minerală şi protecţie cu carton bitumat. Sistemul de distribuţie este prevăzut cu armături de închidere pe conductele principale şi pe

ramurile de distribuţie, armături de golire în punctele joase ale instalaţiilor, armături de aerisire în punctele superioare. Golirea instalaţiei de distribuţie se realizează la canalizarea blocului.

Caloriferele sunt din fontă (model vechi) sau oţel (model nou), fiind alimentate cu apă caldă din sistemul vertical de conducte (2 coloane), conectarea lor realizându-se prin conducte orizontale, pe aceeaşi parte.

Având în vedere vechimea instalaţiilor, acestea funcţionează defectuos, respectiv: • pierderi de agent termic ca urmare a funcţionării defectuoase a vanelor de închidere, a spargerilor

de conducte; • capacitate scăzută de încălzire a caloriferelor ca urmare a depunerilor, sedimentelor; • rugină şi sedimentare din cauza utilizării apei de adaos netratate în instalaţiile de încălzire; • uzura conductelor existente ale instalaţiilor de încălzire; • randamente scăzute, consum de energie ridicat, zgomote şi vibraţii în funcţionarea pompelor de

circulaţie pe încălzire, datorită lipsei reglării pompelor în situaţia variaţiei debitelor de fluid din instalaţie cauzate de închiderea parţială sau totală a robinetelor termostatice la corpurile de încălzire.

Toate aceste deficienţe au condus la necesitatea reabilitării instalaţiilor interioare de încălzire, cât şi de apă caldă de consum, la nivelul clădirii. Se menţionează că multe asociaţii de proprietari au efectuat reparaţii şi înlocuiri ale coloanelor de distribuţie.

Principalele lucrări de intervenţie la instalaţiile interioare au constat în: termoizolarea conductelor din subsol şi înlocuirea armăturilor cu pierderi; modernizarea corpurilor de încălzire şi a armăturilor instalaţiei de distribuţie a apei calde de

consum, aferente fiecărui apartament;


66

contorizarea consumurilor individuale de apă caldă de consum; montarea de repartitoare de costuri pe corpurile de încălzire din apartamente.

Contorizarea individuală Contorizarea individuală a apărut ca o necesitate de a măsura consumurile individuale,

diferenţiate pe fiecare apartament racordat la sistemul centralizat, atât pentru apa caldă de consum, cât şi pentru agentul termic pentru încălzire.

Până în prezent, în municipiul Oradea s-au montat apometre, realizându-se astfel o repartiţie corectă a consumurilor de apă rece şi apă caldă pe fiecare apartament a unui condominiu.

Contorizarea individuală la încălzire, s-a realizat în proporţie de 70%, prin montarea de robineţi termostataţi pe fiecare corp de încălzire pentru reglajul temperaturii în încăperi la valoarea dorită 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.

3.2.10. Eficienţa energetică în clădiri

Intravilanul municipiului Oradea, are clădiri de locuit de diverse tipuri: clădiri individuale de regim de înălţime P, P+1, P+2 şi clădiri colective/blocuri cu regim de înălţime în majoritate P+4, dar şi de tip P+7, P+10 amplasate în zona centru şi pe arterele principale.

Majoritatea blocurilor sunt construite în perioada 1950-1990 şi nu au suferit lucrări majore de îmbunătăţire a eficienţei energetice. Acestea prezintă o rezistenţă termică scăzută a anvelopei clădirilor, cu valori dependente atât de materialele de izolaţie termică utilizate, cât şi de configuraţia geometrică şi structurală a clădirilor existente.

Imobilele racordate la sistemele centralizate de încălzire urbană prezintă o serie de caracteristici din punctul de vedere al performanţelor termice, şi anume: • zidurile exterioare şi terasele realizate cu tehnologii şi materiale care facilitează transferul de

căldură către exterior; • tâmplării cu performanţe foarte scăzute din punctul de vedere al transferului de căldură; • instalaţiile interioare de încălzire nu sunt individualizate pe apartamente, nepermiţând o contorizare

individuală pe fiecare abonat.

La nivelul oraşului Oradea sunt cca. 57.132 de apartamente aparţinând zonelor racordate la cele 146 PT, care se alimentează din sistemul centralizat de alimentare cu energie termică.

În scopul reducerii pierderilor de căldură din apartamente, este necesară reabilitarea termică a anvelopei clădirilor (a faţadelor, teraselor, a tâmplariei exterioare). Clădirile încadrate în clase de risc 0-III, trebuie să fie reabilitate şi structural.

Alegerea soluţiei de reabilitare şi modernizare termică şi energetică a clădirilor de locuit existente, la nivelul anvelopei acestora (refacere izolaţii termice, fonice, hidrofuge, lucrări de eliminare a condensului, refacere faţade, terase), se face de comun acord şi în colaborare cu proprietarii clădirilor, avându-se în vedere alcătuirea şi starea elementelor de construcţie existente, determinate în faza de realizare a expertizei termice şi energetice, precum şi în funcţie de criteriile prioritare specifice fiecărei situaţii în parte.

Reabilitarea clădirii se face împreună cu partea de instalaţii, ele neputând să fie realizate separat.

În municipiul Oradea, în parteneriat cu asociaţiile de proprietari, se implementează „Programul de reabilitare termică a clădirilor de locuit multietajate”, în conformitate cu prevederile şi normele de aplicare a O.U.G. nr.18/2009 privind creşterea eficienţei energetice a blocurilor de locuinţe.

Programul de reabilitare termică a blocurilor de locuinţe urmăreşte creşterea performanţelor energetice a clădirilor, reducerea facturilor de energie termică şi implicit, îmbunătăţirea condiţiilor de viaţă pentru populaţie, îmbunătăţirea aspectului estetic al clădirilor şi degrevarea bugetului local de sume importante alocate subvenţiilor pentru energia termică.


67

Fondurile necesare pentru finanţarea cheltuielilor privind expertizarea tehnică a structurii de rezistenţă a clădirilor şi a auditului energetic, precum şi pentru proiectarea lucrărilor de reabilitare termică a blocurilor de locuinţe se asigură actualmente din bugetele autorităţilor administraţiei publice locale. Se aşteaptă însă şi noi reglementări în această direcție.

Se menţionează că până în momentul de faţă, un procent de cca.20-25% din apartamente au suferit lucrări de înlocuire a tâmplăriei clasice cu tâmplărie termopan şi fonoizolantă, realizate de către proprietari. Izolarea termică a clădirilor s-a realizat însă în procent mic, practice nesemnificativ.

De asemenea, în cursul anului 2009 urmează a se realiza reabilitarea termică a anvelopei la nivelul a 38 de blocuri – cca.1079 apartamente, aparţinând asociaţiilor de proprietari.

Lucrările complete de reabilitare termică vor continua, urmând ca funcţie de aprobarea asociaţiilor de locatari/proprietari, aceste programe să se deruleze an de an până în 2015 pentru cca.38 blocuri/an, respectiv 1079 apartamente anual.

Tabelul 3.28 – Bilanţul energiei termice (apă fierbinte) în sistemul de termoficare, 2004-2008

Nr Specificaţie UM 2004 2005 2006 2007 2008 1 Energia termică la

limita centralei (intrarea în reţeaua de transport)

MWh/an 1.195.778 1.168.430 1.107.769 949.757 993.573

Pierderi de energie termică în reţeaua de transport (RT)

- în unităţi fizice MWh/an 171.839 231.507 258.886 194.173 258.854

2

- procentual, raportat la energia termică la intrarea în RT

% 14,37 19,81 23,37 20,44 26,05

Energie termică vândută consumatorilor din RT, total din care:

MWh/an 103.923 98.585 86.537 74.858 78.912

- apartamente MWh/an 645 1.084 2.741 5.139 8.255 - instituţii publice MWh/an 34.348 31.919 27.311 18.389 23.900

3

- servicii MWh/an 68.930 65.583 56.485 51.329 46.757 Energia termică la intrarea în reţeaua de distribuţie (RD), total, din care:

MWh/an 945.063 862.252 785.120 700.667 674.995

- din sursa CET Oradea MWh/an 920.016 838.338 762.347 680.726 655.808

4

- din sursa Transgex SA MWh/an 25.048 23.914 22.774 19.941 19.187 Pierderi de energie în reţeaua de distribuţie

- în unităţi fizice MWh/an 147.758 141.402 121.325 83.587 92.714

5

- procentual, raportat la energia termică la intrarea în reţeaua de distribuţie

% 15,63 16,40 15,45 12,26 13,74

Energia termică vândută consumatorilor din RD, total, din care:

MWh/an 797.305 720.849 663.795 614.754 582.280

- apartamente MWh/an 682.558 605.443 548.486 516.757 492.291 - instituţii publice MWh/an 82.788 92.905 90.030 73.413 72.262

6

- servicii MWh/an 31.959 22.502 25.279 24.583 17.728


68

3.2.11. Bilanţul energiei termice în sistemul de termoficare

Bilanţul energiei termice (apă fierbinte) în sistemul de termoficare cuprinde: • energia termică la ieşirea din centrală; • pierderile în reţelele de transport şi distribuţie; • energia termică vândută.

Energia termică este vândută în principal din reţeaua de distribuţie. Există şi o cantitate de energie termică, de cca 10%, care este vândută din reţeaua de transport.

În reţeaua de distribuţie este introdusă şi o cantitate de energie termică sub formă de apă fierbinte, produsă din resurse geotermale de către SC TRANSGEX SA. Aceasta este cumpărată de către SC Electrocentrale Oradea SA, pe bază de contract.

Bilanţul energiei termice în sistemul de termoficare, în perioada 2004-2008, este prezentat în tabelul 3.28.

În Anexa 8 este prezentată diagrama Sankey pentru bilanţul fluxurilor de energie termică totală în sistemul de termoficare, în anii 2006-2008.

3.3. Impactul de mediu generat de sistemul de alimentare cu energie termică

3.3.1. Prezentare generală

S.C. Electrocentrale Oradea S.A. are 2 instalaţii mari de ardere IMA1 şi IMA2, care sunt amplasate în zona industrială Vest Oradea, pe malul drept al râului Crişul Repede. • IMA1 - cu o suprafaţă de 18,1 ha, formată din cazanele de abur C1, C2 şi C3:

cazanele de abur C1 şi C2 funcţionează pe gaz metan şi cu evacuarea gazelor de ardere prin coşul de fum nr. 1;

cazanul de abur C3 funcţionează pe gaz metan şi păcură, în caz de avarie cu evacuarea gazelor de ardere prin coşul de fum nr. 1;

• IMA 2 – cu o suprafaţă de 10,2 ha, formată de cazanele de abur C4, C5 şi C6, care funcţionează pe cărbune (lignit), cu suport de păcură şi evacuare a gazelor de ardere prin coşul de fum nr. 2.

Tabelul 3.29 - Monitorizarea emisiilor de substanţe poluante

Instalaţii mari de ardere Punct de prelevare Parametru Frecvenţa de monitorizare Metodă

analiză

Canalul de evacuare a gazelor de ardere cos de fum nr.1

NOx

până la 31.10.2007: - automatizare: zilnic - cu terţi anual din 31.07.2007 continuu:

SO2 automatizare: zilnic cu terţi: anual

IMA 1 – funcţ. pe gaz metan (C1, C2, C3) şi păcură (C3)

Coş de fum nr. 1 Pulberi

automatizare: - trimestrial la funcţionare pe gaz metan - zilnic la funcţionare pe păcură cu terţi: anual

NOx continuu SO2 continuu

IMA 2 – funcţ. pe cărbune, cu suport păcură (C4,C5, C6)

Coş de fum nr. 2

Pulberi continuu

cu aparatură automată

de control


69

Pentru monitorizarea emisiilor de substanţe poluante în gazele de ardere evacuate în atmosferă provenind de la instalaţiile mari de ardere este nevoie de efectuarea de măsurători ale concentraţiilor de bioxid de sulf, oxizi de azot şi pulberi, conform precizărilor din tabelul 3.29.

Activitatea actuală de producere, transport şi distribuţie a energiei termice şi electrice are un impact negativ semnificativ asupra mediului prin următoarele elemente:

Generarea de emisii poluante rezultate prin arderea combustibililor fosili. La arderea lignitului sunt generate emisii de SO2, NOx şi pulberi, iar la arderea gazelor naturale sunt generate emisii de NOx.

Generarea de deşeuri (evacuarea zgurii şi cenuşii rezultate din arderea lignitului). Generarea, la arderea combustibililor fosili, de emisii de gaze cu efect de seră (CO2), care

contribuie la creşterea încălzirii globale.

Din cauza eficienţei globale scăzute a producerii energiei termice în actualele instalaţii, aceste efecte negative sunt amplificate. De asemenea, din cauza pierderilor crescute în sistemul de transport şi distribuţie a energiei termice, în sursă se consumă o cantitate suplimentară de combustibili, care conduce la creşterea emisiilor poluante, a cantităţii de deşeuri şi a emisiilor de gaze cu efect de seră.

Depozitul de zgură şi cenuşă este amplasat la o distanţă 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.

În acest depozit sunt admise spre depozitare zgura şi cenuşa 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 statiei de tratare chimică.

Acest depozit este un depozit de deşeuri nepericuloase, conform Ordinului MAPM nr. 867/2002 şi este de tipul “iazuri pe teren plat”. Suprafaţa ocupată este de 141 ha şi are o capacitate proiectată de 19.416.000 m3 şi o capacitate ocupată de 14.771.000 m3.

În prezent, depozitarea zgurii şi cenuşii se realizează în hidroamestec (o parte zgură şi cenuşă şi 9 părţi apă). Acest proces este permis până la 31.12.2013, când depozitul de zgură şi cenuşă trebuie să se conformeze la legislaţia de mediu, care interzice acest mod de transport.

3.3.2. Emisii în aer, apă, sol

3.3.2.1. Emisii în aer În prezent, cazanele energetice existente în incinta S.C. Electrocentrale Oradea S.A.

funcţionează pe combustibil fosili (gaz natural, păcură şi cărbune), iar evacuarea gazelor de ardere rezultate în atmosferă se realizează prin intermediul coşurilor de fum, cu caracteristicile tehnice prezentate în tabelul 3.30.

Tabelul 3.30 - Caracteristici tehnice ale coşurilor de fum aferente IMA

Caracteristici tehnice coş fum Instalaţie mare de ardere- IMA

Putere termică nominală

(MWt) Înălţime

(m) Diametru

(m) IMA 1 – funcţionare pe gaz natural

(C1, C2, C3) şi păcură (C3) 461 112 7,40

IMA 2 – funcţionare pe cărbune, cu suport păcură (C4, C5, C6) 233 180 7,56

HG nr. 541/2003 cu modificările din HG nr. 322/2005 este principala reglementare care guvernează sectorul producerii energiei, privind limitarea emisiilor de poluanţi (SO2, NOx şi pulberi) în aer de la instalaţiile mari de ardere, cu puterea termică egală sau mai mare de 50 MWt, pentru orice tip de combustibil (solid, lichid sau gazos).

În conformitate cu legislaţia în vigoare şi cu condiţiile prevăzute în AIM nr. 31 NV 6-23.11.2006, revizuită în 04.08.2008, IMA 1 şi 2 au perioade de tranziţie pentru conformarea cu valorile limită de emisie (VLE) stabilite pentru SO2, NOx şi pulberi, aşa cum sunt prezentate în tabelul 3.31.


70

Tabelul 3.31 - Valorile limită de emisie

Instalaţii mari de ardere Substanţa poluantă

VLE (mg/Nm3)

Anul conformării la VLE

SO2 35 01.01.2007 NOx 200 31.12.2010 IMA 1 – funcţionare pe gaz metan C1,C2 şi C3

Pulberi 5 01.01.2007 SO2 1700 01.01.2007 NOx 450 31.12.2010 IMA 1 – funcţionare pe păcură C3

Pulberi 50 01.01.2007 SO2 400 31.12.2013* NOx 200 de la 01.01.2016

IMA 2 – funcţionare cu focar mixt cărbune cu suport păcură (2-5%), C4, C5 şi C6

Pulberi 50 31.12.2013 *) Conform Planului de acţiune din AIM, termenele de realizare asumate sunt 31.12.2011 pentru C4, 31.12.2012 pentru C5 şi 31.12.2013 pentru C6.

În conformitate cu angajamentele privind implementarea Directivei 2001/80/EC privind limitarea emisiilor de poluanţi emişi în aer şi proveniţi de la instalaţiile mari de ardere, plafoanele de emisie permise, aferente perioadei 2007 ÷ 2016, stabilite prin Program Naţional de Reducere Progresivă a emisiilor anuale de bioxid de sulf, oxizi de azot şi pulberi provenite de la instalaţiile mari de ardere, aprobat prin Ordinul MMGA nr. 833/2005, sunt prezentate pentru SC Electrocentrale Oradea SA în tabelul 3.32.

Tabelul 3.32 - Plafoanele anuale de emisie

IMA 1 IMA 2 Anul

SO2 NOx Pulberi SO2 NOx Pulberi 2007 0 1020 0 16900 1010 1700 2008 0 850 0 16900 1010 1700 2009 0 680 0 16900 1010 1700 2010 0 510 0 16900 1010 1700 2011 0 510 0 11605 1010 1700 2012 0 510 0 6310 1010 710 2013 0 510 0 1015 1010 215 2014 - - - - 785 - 2015 - - - - 560 - 2016 - - - - 560 -

În anul 2008, emisiile anuale de substanţe poluante generate de funcţionarea IMA şi concentraţiile de substanţe poluante din gazele de ardere evacuate au avut valorile prezentate în tabelul 3.33.

Din punct de vedere al concentraţiilor de substanţe poluante în gazele de ardere, se observă că acestea depăşesc cu mult VLE stabilite de legislaţie pentru IMA2. Valorile mici, chiar zero pentru emisiile aferente IMA1 se explică prin aceea că în anul 2008 cazanele de abur C2 şi C3 nu au funcţionat deloc iar cazanul de abur C1 a funcţionat foarte puţin (600 ore). În anul 2008 centrala a funcţionat preponderent pe cărbune.


71

Tabelul 3.33 - Cantităţile de substanţe poluante din anul 2008

Emisii anuale 2008 (tone)

Concentraţii de substanţe poluante în

gazele de ardere (mg/Nm3) IMA Pt

(MWt) Substanţă poluantă

Emisii generate Emisii ţintă Valoare măsurată VLE

SO2 0 0 0 35 NOx 16 850 400 200 IMA 1

(C1,C2,C3) 461 PM 0 0 0 5 SO2 22.285 16.900 6000÷7800 400 NOx 1.208 1.010 400÷700 200 IMA 2

(C4,C5,C6) 233 PM 2.290 1.700 600÷700 50

În ceea ce priveşte concentraţiile de substanţe poluante în gazele de ardere, acestea depăşesc cu mult VLE stabilite de legislaţie, atât pentru IMA1, cât şi pentru IMA2.

În ceea ce priveşte plafoanele de emisie ţintă se observă că pentru anul 2008 cantităţile de substanţe poluante anuale sunt mai mari decât cele stabilite pentru NOx în cazul IMA1 şi pentru toate cele trei substanţe poluante (SO2, NOx şi PM) pentru IMA2.

În vederea respectării prevederilor legislative privind protecţia calităţii aerului, cele două instalaţii mari de ardere din cadrul SC Electrocentrale Oradea SA necesită implementarea unor măsuri de reducere a emisiilor de substanţe poluante din gazele de ardere.

3.3.2.2. Emisii în apă Emisiile în apă provin din evacuarea apelor uzate, astfel:

• Apele uzate tehnologice – care sunt formate din următoarele categorii: ape uzate tehnologice, care necesită epurare:

ape uzate de la staţia de epurare chimică, regenerare filtre ionice şi spălare cazane, care sunt neutralizate în bazinele de neutralizare;

ape uzate încărcate cu produse petroliere de la rampa de descărcare produse petroliere, tratate prin intermediul a trei separatoare de păcură subterane;

ape de la decantoarele suspensionabile şi filtre mecanice, care sunt trimise la bazinul de compensare;

ape de răcire impurificate de la sala cazanelor, corp buncări şi sala maşinilor. Aceste ape uzate se evacuează prin intermediul staţiilor de pompe Bagger de la depozitul de zgură şi cenuşă.

ape uzate tehnologice, considerate convenţional curate: ape din circuitele de răcire ale condensatoarelor aferente turbinelor de abur, care sunt colectate

prin reţeaua specifică şi evacuate în Crişul Repede. • Apele uzate menajere din incinta centralei electrice - care sunt colectate printr-o reţea de

canalizare din tuburi de beton cu diametre de 200 mm, 300 mm şi evacuate de la staţia PVC, de unde prin intermediul staţiei pompe Bagger, la depozitul de zgură şi cenuşă.

• Ape pluviale de pe amplasamentul centralei electrice – care sunt colectate printr-o reţea de canalizare şi evacuate la depozitul existent de zgură şi cenuşă

Cantităţile de ape uzate evacuate din centrala electrică, prevăzute de Autorizaţia de Gospodărirea Apelor nr. 101/2007 sunt prezentate în tabelul 3.34.

HG nr. 118/2002 stabileşte valorile maxime admise ale indicatorilor de calitate a apelor evacuate – NTPA 001/2002. În Autorizaţia de Gospodărirea Apelor nr. 101/2007 sunt prevăzuţi principalii indicatori care nu trebuie depăşiţi şi care sunt prezentaţi în Anexa 9.


72

Tabelul 3.34 – Cantităţile de ape uzate evacuate

Volumul total de ape uzate evacuate (m3) Zilnic Categorie apă uzată

evacuată Receptor Maxim Mediu Anual

Ape uzate tehnologice, care necesită epurare

Depozitul de zgură şi cenuşă 8 592 5 592 2 041 080

Ape uzate tehnologice convenţional curate Crişul Repede 507 552 261 264 95 361 000

Decantatele din depozitul de zgură şi cenuşă* Crişul Repede 5 290 4 320 1 577 000

Ape uzate menajere Depozitul de zgură şi cenuşă 380 292 2 041

Ape pluviale Depozitul de zgură şi cenuşă 250 l/s

* numai în caz de avarie a conductei de recirculare la centrala electrică

Valorile indicatorilor de calitate a apei monitorizaţi de centrala electrică în anul 2008 sunt prezentaţi în tabelul 3.35.

Tabelul 3.35 - Valorile măsurate ale indicatorilor de calitate a apelor în anul 2008

Categoria apei Indicatorii de calitate Valori admise (mg/dm3)

Frecvenţa monitorizării

Ape tehnologice convenţional curate evacuate în Crişul Repede

pH Temperatură Materii in suspensie Reziduu filtrat la 1050C Cloruri (Cl-) Sulfaţi (SO4

2-) Consum chimic de oxigen (CCO-Cr) Substanţe extractibile cu solvenţi organici

7,5 5 ÷ 30ºC

5,0 ÷ 28,0 89 ÷ 199 1,8 ÷ 9,2

18,1 ÷ 70,8 sldd 15

săptămânal

Apa freatică în incinta centralei electrice

pH Cloruri (Cl-) Sulfaţi (SO4

2-) Consum chimic de oxigen (CCOMn) Conductivitate Duritate totală

6,3 ÷ 7,5 2,8 ÷ 19,6

27,2 ÷ 135,2 0,70 ÷ 1,91

168 ÷ 561μS/cm 5,2 ÷ 14,1 ºDt

lunar

Apa freatică în incinta depozitului de zgură şi cenuşă

pH Cloruri (Cl-) Sulfaţi (SO4

2-) Consum chimic de oxigen (CCOMn) Conductivitate Duritate totală

6,5 ÷ 7,5 44,0 ÷ 137,6 359,9 ÷ 876,3 0,47 ÷ 5,95

1160 ÷ 2340μS/cm 35,8 ÷ 77,8 ºDt

permanent

Monitorizarea indicatorilor de calitate ape uzate arată valori sub cele maxime prevăzute în NTPA - 001/2002 - Normativ privind stabilirea limitelor de încărcare cu poluanţi a apelor uzate industriale şi urbane la evacuarea în receptorii naturali.

3.3.2.3. Emisii în sol Principala sursă de poluare o reprezintă depozitul de zgură şi cenuşă existent, format din două

compartimente:


73

• compartimentul vechi supraînălţat la cota 129,0, care are rolul de rezervă până la aducerea la aceeaşi cotă a compartimentului de rezervă;

• compartimentul extindere pe orizontală supraînălţat la cota 114,0, care este alcătuit din două subcompartimente separate printr-un dig comun în scopul funcţionării alternative, asigurându-se timpul necesar decantării amestecului apă - zgură şi cenuşă.

Monitorizarea solului s-a realizat prin măsurători efectuate de laboratoare acreditate (SR EN ISO 17025/2001) în următoarele puncte de prelevare după cum urmează:

zona Depozitului de zgură şi cenuşă Santăul Mic (semestrial): concentraţiile indicatorilor se situează sub VN pentru Pb, Cd, Cr total, şi se situează sub PA pentru HAP, Sulfaţi, Hg, Cr6+ şi Ni (INCD ECOIND – Sucursala Timişoara);

zona Depozitului de zgură şi cenuşă Santăul Mic (semestrial): concentraţiile indicatorilor se situează sub VN pentru, Cr6+, Hg, Pb, HAP şi se situează sub PA pentru Cd, Ni, Crtotal, Sulfaţi, (INCDO – INOE 2000 Cluj Napoca);

zona Depozitului de cărbune, în incinta IMA (anual): concentraţiile indicatorilor se situează între VN şi PA pentru Hg, Cd, Cr6+, Cr total, Pb şi Ni, (INCD ECOIND – Sucursala Timişoara);

zona Depozitului de păcură, în incinta IMA (anual): s-a constatat că hidrocarburile de petrol se situează sub VN, (INCD ECOIND – Sucursala Timişoara).

Valorile admise ale concentraţiilor în sol sunt prezentate în Anexa 9. Conţinutul de hidrocarburi aromatice policiclice (HAP), de cadmiu şi compuşi de crom, nichel,

plumb, cupru, zinc, în zgură şi cenuşă este sub pragurile de alertă prevăzute pentru tipuri de sol sensibil, rezultând că deşeurile de la Santăul Mic nu se încadrează în categoria deşeurilor periculoase.

Concentraţiile poluanţilor specifici activităţii, care pot afecta solul de pe terenurile susceptibile la poluare şi depozitul de zgură şi cenuşă, nu depăşesc limitele pentru terenuri de folosinţă mai puţin sensibil.

În cadrul centralei electrice monitorizarea emisiilor de poluanţi în sol se realizează astfel: • anual:

incinta depozitului de cărbune – probe la 5 şi 30 cm adâncime pentru pH, plumb, cadmiu, crom total, crom hexavalent, nichel şi mercur în următoarele zone:

descărcare cărbune; incinta depozitului de păcură - probe la 5 şi 30 cm adâncime pentru substanţe petroliere în

următoarele zone: rampa de descărcare păcură; separatoare de produse petroliere.

• semestrial: depozitul de zgură şi cenuşă Santăul Mic -probe la 5 şi 30 cm adâncime în cele 4 puncte cardinale.

Poluarea solului este diminuată prin: o utilizarea pentru depozitarea cărbunelui doar a suprafeţelor betonate; o manipularea şi transportul cărbunelui astfel încât să se reducă la minim emisiile de pulberi; o descărcarea, manipularea şi depozitarea produselor petroliere, utilizând doar instalaţiile specifice

pentru aceste operaţiuni; o îndepărtarea din incinta de exploatare a IMA a depunerilor de pulberi, zgură şi cenuşă; o menţinerea umidităţii depozitelor de cărbune şi respectiv de zgură şi cenuşă astfel încât să se evite

emisiile de pulberi datorate vântului.

3.3.3. Zgomot

Poluarea fonică în incinta centralei electrice şi în vecinătăţile acesteia este determinată de: • funcţionarea instalaţiilor tehnologice: concasare, clasoare, transportoare, cazane energetice,

turbine, boilere, ventilatoare, pompe, compresoare, utilaje de evacuare a zgurii şi cenuşii; • mijloacele auto utilizate în cadrul incintei utilizate la manipularea şi depozitarea combustibilului

solid.


74

Nivelul de zgomot la limita incintei industriale respectă valorile maxime prevăzute de STAS 10009/1988 – Acustică Urbană, de 65 dB(A). Monitorizarea nivelului de zgomot se realizează in condiţii de funcţionare normală şi la purjarea cazanelor, pe timp de noapte şi zi.

Valorile înregistrate în timpul măsurătorilor de zgomot cu ajutorul sonometrului Quest 2800 al centralei electrice sunt:

la limita incintei: pe timp de zi (62 ÷ 76) dB(A); pe timp de noapte (60 ÷ 71) dB(A);

zone rezidenţiale: pe timp de zi (53 ÷ 63) dB(A); pe timp de noapte (43 ÷ 50) dB(A).

Frecvenţa de efectuare a măsurătorilor de zgomot, cu specificarea zonelor de măsurători ale zgomotului, la limita amplasamentului se realizează semestrial.

Unele depăşiri ale valorilor maxime prevăzute se datorează traficului auto, care este foarte intens în zonă, poarta centralei electrice este la 50 m de Şos. Borşului – E60.

3.3.4. Deşeuri şi gestionarea deşeurilor

Deşeurile rezultate în timpul funcţionării centralei sunt depozitate în spaţii special amenajate şi, după caz, refolosite sau valorificate.

Deşeurile rezultate sunt colectate selectiv, transportate, depozitate temporar sau definitiv pe categorii (materiale metalice, deşeuri menajere, etc.) şi evacuate conform prevederilor din Legea nr. 426/2001 modificată de OUG nr. 61/2006 aprobată cu Legea nr. 27/2007.

Materialele metalice rezultate sunt depozitate temporar în incintă pe platforma de deşeuri existentă, până la preluarea lor ca deşeuri industriale reciclabile (fier vechi) de firme autorizate, conform Ordonanţei de Urgenţă nr. 16/2001 aprobată prin Legea nr. 431/2003, iar cele care nu mai pot fi valorificate sunt evacuate treptat la un depozit de deşeuri nereciclabile, stabilit de comun acord cu autorităţile locale.

Cantităţile de deşeuri generate în anul 2008 sunt prezentate în tabelul 3.36.

Tabelul 3.36 – Situaţia anuală a deşeurilor de pe amplasamentul SC Electrocentrale Oradea SA

Tip deşeu U.M. Cod deşeu Cantitate deşeuri generate

Fier vechi t 17.04.05 13,672 Zgură şi cenuşă t 10.01.02 417.779 Deşeuri menajere t 20.03.01 104,66 Deşeuri materiale construcţii, demolări t 17.01.07 1.681,56 Ulei motor uzat l 13.01.10 2.093 Materiale de construcţie cu conţinut de azbest kg 17.06.05 2,85 Deşeu neferoase(cupru) kg 17.04.01 2 Nămol de la limpezire t 19.09.02 589,11 Acumulatori kg 16.06.01 35 Anvelope kg 16.01.03 440 Alamă, bronz kg 17.04.01 8,8 Deşeu neferoase(aluminiu) kg 17.04.02 4 Pământ şi pietre t 20.02.02 18,06 Recipiente plastic kg 15.01.02 9,3 Recipiente sticlă kg 17.02.02 15,9 Hârtie şi carton kg 20 01 01 110


75

Aceste tipuri de deşeuri sunt monitorizate prin scrierea într-un registru a tuturor cantităţilor de deşeuri gestionate, a operaţiunilor de valorificare sau depozitare, precum şi a detaliilor privind transporturile/societăţile care le preiau.

3.3.5. Gestionarea substanţelor toxice şi periculoase

Substanţele toxice şi periculoase sunt utilizate în incinta centralei electrice pentru diverse activităţi desfăşurate în staţia de tratare chimică a apei şi în laboratorul chimic.

În laboratorul chimic sunt utilizate diverse substanţe chimice în cantităţi reduse pentru determinarea unor substanţe poluante din probele de ape tehnologice sau ape uzate. Acestea sunt stocate în cadrul laboratorului în ambalajele originale ale furnizorilor.

Substanţele utilizate în procesele tehnologice ale centralei electrice sunt prezentate în tabelul 3.37.

Tabelul 3.37 – Cantităţile substanţelor toxice şi periculoase utilizate în anul 2008

Nr. crt. Substanţa toxică şi periculoasă Cantitatea anuală utilizată 1 Acid sulfuric 214.874,49 kg 2 Acid clorhidric 37% 54.500 kg 3 Hidroxid de sodiu 94.776 kg 4 Hidrat de hidrazină 2.800 kg 5 Amoniac 25% 2.200 kg 6 Acetilenă 6.617,4 kg 7 Oxigen 12.876,5 nmc

Stocarea, descărcarea şi vehicularea reactivilor chimici necesari se realizează utilizând instalaţiile existente, instalaţii care sunt în permanenţă monitorizate şi care prin natura lor asigură protecţia mediului înconjurător şi a personalului implicat.

Gestionarea uleiurilor uzate provenite de la turbinele de abur, se face prin intermediul firmelor autorizate să desfăşoare astfel de activităţi, în condiţiile respectării prevederilor din HG nr. 235/2007 privind gestionarea uleiurilor uzate.

3.4. Prezentarea operatorului local de termoficare

3.4.1. Caracteristicile principale ale companiei de termoficare

Societatea Comercială Electrocentrale Oradea S.A. este operatorul de termoficare al municipiul Oradea şi are ca obiect de activitate producerea, transportul, distribuţia şi furnizarea de energie termică şi producţia şi furnizarea de energie electrică, activităţi licenţiate de Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE).

S.C. Electrocentrale Oradea S.A. este constituită legal ca societate comercială pe acţiuni, de interes local, cu unic acţionar Consiliul Local al Municipiului Oradea prin actul constitutiv aprobat prin Hotărârea Consiliului Local nr.145 din 25.04.2002 cu modificările şi completările ulterioare (tabelul 3.38).

Licenţele de operare ale SC Electrocentrale Oradea SA sunt prezentate în tabelul 3.39.

3.4.2. Istoricul companiei

În anul 1960, s-a hotărât realizarea noilor obiective industriale din vestul municipiului, şi anume: uzina de producer a aluminei, un combinat de prelucrare a lemnului, noi secţii pentru Întreprinderea Chimică Sinteza, Fabrica de Zahăr, un complex avicol şi o seră legumicolă.


76

Tabelul 3.38 – Date identificare legală companie SC Electrocentrale Oradea SA

Nume întreg al companiei de termoficare S.C. ELECTROCENTRALE ORADEA S.A.

Scopul principal Producerea energie electrice şi termice în cogenerare, folosind drept combustibil: cărbune şi gaz natural, păcura fiind folosită drep combustibil suport pt. cărbune

Structura legală Societate pe acţiuni Proprietar Unitatea administrativ-teritorială Oradea (unic acţionar) Capital înregistrat 1.929.210 lei (RON) Numărul de înregistrare la Camera Comerţului J05/723/2002

Cod unic de înregistrare RO 14790708 Adresă Şos. Borşului, nr. 23, cod. 410605,Oradea, jud. Bihor

Tabelul 3.39 – Licenţe de operare deţinute de SC Electrocentrale Oradea SA

Licenţă / Autorizaţie Autoritatea emitentă Număr licenţă/permis Valabilitate

Licenţă pentru furnizarea de energie termică A.N.R.E. Seria L,

Nr.1530/28.08.2002 Până în 2010

Licenţă pentru furnizarea de energie electrică A.N.R.E. Seria L,

Nr. 1733/25.04.2005 Până în 2010

Licenţă pentru distribuţia energiei termice A.N.R.E. Seria L,

Nr.1604/15.07.2003 Până în 2028

Licenţă pentru producerea de energie termică A.N.R.E. Seria L,

Nr. 2036/20.12.2007 Până în 2027

Licenţă pentru producerea de energie electrică A.N.R.E. Seria L,

Nr. 1732/25.04.2005 Până în 2027

Pentru alimentarea cu energie electrică şi termică a acestora, în anul 1966 s-a pus în funcţiune primul grup de 25 MW la CET 1 Oradea (actuala sursă SC Electrocentrale Oradea SA).

Sursa SC Electrocentrale Oradea SA a fost pusă în funcţiune în mai multe etape, între anii 1966 și 1986, cu agregate pentru producerea energiei electrice şi termice cu următoarele caracteristici: • turbine cu abur în condensaţie şi prize reglabile, cu o putere totală instalată de 195 MW; • cazane de abur cu circulaţie naturală, combustibil lignit şi păcură, cu un debit total pe sala

cazanelor de 1830 t/h.

În perioada 1987-1989 s-au pus în funcţiune şi trei grupuri de câte 50 MW în CET 2 Oradea, o altă centrală amplasată în partea de sud-est a oraşului.

Ambele centrale, CET 1 Oradea şi CET 2 Oradea, au aparţinut iniţial SC TERMOELECTRICA SA Bucureşti.

În baza HG nr.104/07.02.2002, CET 1 Oradea a fost transmisă din domeniul privat al statului şi din patrimoniul SC TERMOELECTRICA SA Bucureşti, în domeniul public şi în administrarea Consiliului Local al Municipiului Oradea, devenind SC Electrocentrale Oradea SA. Obiectul de activitate era producerea şi transportul energiei termice şi producerea de energie electrică.

În luna aprilie 2003 a fost preluată de către S.C. Electrocentrale Oradea S.A., de la R.A. Apaterm Oradea, activitatea de distribuţie a energiei termice, activele constând în 146 puncte termice şi 545 km trasee reţele termice de distribuţie, din care 368 km reţele pentru circuitul de încălzire şi 177 km reţele aferente circuitelor de apă caldă de consum

Astăzi, S.C. Electrocentrale Oradea S.A. are ca activitate producerea, transportul, distribuţia şi furnizarea de energie termică şi producţia şi furnizarea de energie electrică.

În centrală se produce energia termică sub formă de apă fierbinte destinată sistemului de alimentare centralizată cu energie termică din municipiul Oradea, o mică parte fiind livrată pentru localităţile limitrofe Băile Felix, Sânmartin. Se produce şi o cantitate mică de energie termică sub


77

formă de abur pentru alimentarea unor consumatori industriali situaţi în vecinătatea centralei. Cantitatea de abur a scăzut continuu în ultimii ani, urmare a restructurărilor din economia României, în prezent fiind nesemnificativă şi sezonieră.

Datorită reducerii consumului de abur industrial, CET 2 Oradea este în prezent scoasă din funcţiune şi se va dezafecta.

3.4.3. Date privind proprietatea

Sursa sistemului centralizat şi sistemul de transport şi distribuţie sunt în proprietatea publică a Consilului Local al municipiului Oradea, SC Electrocentrale Oradea SA având drept de administrare.

Terenul aferent are acelaşi regim de proprietate, cu excepţia unor mici porţiuni de traseu ale reţelelor primare şi secundare şi a unor puncte termice care sunt amplasate pe domeniul privat.

Contractul de concesiune Administrarea serviciului public de termoficare a fost delegat către SC Electrocentrale Oradea

SA prin încredinţare directă, prin HCLM Oradea nr. 977/30.11.2006 privind delegarea serviciului de producţie, transport, distribuţie şi furnizare de energie termică în sistem centralizat de către SC Electrocentrale SA Oradea, în conformitate cu prevederile Ordonanţei Guvernului nr. 73/2002 şi a prevederilor art 38 şi ale art. 46 din Legea nr.215/2001.

Între Primăria Municipiului Oradea şi SC Electrocentrale Oradea SA s-a încheiat contractul de concesiune aprobat prin HCL nr.877/2006. Scopul contractului de concesiune este distribuţia şi furnizarea energiei termice în conformitate cu obiectivele concedentului.

Obiectul contractului îl constituie concesionarea serviciului public de producere, transport, distribuţie şi furnizare a energiei termice în municipiul Oradea şi la agenţii economici; producerea energiei electrice şi lucrări de extindere şi reabilitare în Perimetrul de Distribuţie.

Contractul de Concesiune este încheiat pe o perioadă de 10 ani de la data intrării în vigoare (începând cu 01.12.2006).

Concesionarul are obligaţia de a executa lucrările necesare pentru producerea, transportul, furnizarea, adaptarea şi extinderea serviciilor concesionate în mod corespunzător din proprie iniţiativă şi în condiţiile financiare prevăzute în contract. Lucrările trebuie să facă parte dintr-una din categoriile: întreţinere, înlocuire, reabilitare, extindere sau modernizare.

Concesionarul deţine, prin delegare de la Concedent, integralitatea atribuţiilor şi competenţelor prevăzute de dispoziţiile legale şi reglementare aplicabile, în scopul executării acestor lucrări.

Programele anuale de investiţii sunt anexe la Bugetul de venituri şi cheltuieli şi sunt aprobate de Consiliul Local.

Referitor la condiţiile financiare prevăzute în contract, acesta stipulează că finanţarea investiţiilor se va asigura din următoarele surse: fonduri propri ale operatorului; fonduri de la bugetul local; credite bancare garantate de autoritatea publică locală sau Guvern; sprijin nerambursabil; taxe speciale instituite conform legii; participarea capitalului privat în cadrul unor contracte de parteneriat public-privat; fonduri transferate de la bugetul de stat ca participare la cofinanţarea unor proiecte realizate cu sprijin financiar extern; alte surse.

Concedentul are dreptul de a urmări, de a controla şi de a supraveghea modul de respectare şi de îndeplinire a obligaţiilor contractuale asumate de concesionar, precum şi calitatea şi eficienţa serviciilor furnizate/prestate.

Contractul de concesiune mai prevede şi un set de indicatori anuali de performanţă, obligaţii privind protecţia mediului, clauze financiare şi de asigurări.

Date privind redevenţa Conform contractului de concesiune nr. 877/2006, calculul redevenţei se realizează pe unitate

de producţie realizată. În baza Actului adiţional nr.1/2009 la contractul de concesiune nr.877/2006, redevenţa lunară

se calculează cu formula:


78

Red li = Red/MWh x QMWh

unde: Red li – redevenţa lunară datorată bugetului local, de către operator, în luna i; Red/MWh – redevenţa pe unitate de producţie, exprimată în lei/MWh; QMWh – cantitatea de energie echivalentă (electrică + termică) realizată, exprimată în MWh.

În prezent, redevenţa rămâne la dispoziţia concesionarului pentru lucrări de mentenanţă, reabilitări, retehnologozări şi lucrări noi la sistemul public de alimentare cu energie termică.

3.4.4. Structura organizaţională şi de administrare

Administrarea strategică Municipalitatea Oradea este profund angajată în găsirea soluţiei optime de asigurare a energiei

termice pentru încălzire şi prepararea apei calde de consum. Autorităţile locale din municipiul Oradea au beneficiat de consultanţă (ISPE, 2007) pentru

definirea strategiei de alimentare cu energie termică a consumatorilor urbani, în condiţii de eficienţă tehnico – economică ridicată şi cu respectarea strictă a tuturor cerinţelor privind protecţia mediului, impuse de legislaţia internă şi europeană în vigoare.

Obiectivele strategice avute în vedere în cadrul strategiei de dezvoltare sunt următoarele: • reducerea poluarii mediului prin utilizarea unor tehnologii moderne și eficiente de producere a

energiei; • creşterea eficienţei energetice.

Structura organizaţională S.C. Electrocentrale Oradea S.A. este o entitate juridică românească acţionând pe piaţă ca o

societate comercială aparţinând de Consiliul Local al Municipiului Oradea. Adunarea Generală a Acţionarilor (A.G.A.), organul de conducere colectivă a societăţii, decide

toată activitatea şi politica economică a companiei; defineşte strategiile globale pentru dezvoltarea, modernizarea şi restructurarea financiar – economică a companiei.

Adunarea generală ordinară se întruneşte o dată pe an, în cel mult 3 luni de la încheierea exerciţiului financiar, precum şi de câte ori este nevoie.

Principalele responsabilităţi ale A.G.A. SC Electrocentrale Oradea S.A. sunt: Să aleagă Consiliul de Administraţie şi Preşedintele Consiliului de Administraţie; Să numească directorul societăţii, potrivit legii; Să dezbată şi să aprobe bugetul societăţii; Să fixeze dividendele şi să stabilească distribuirea acestora; Să stabilească programul de activitate şi investiţiile; Să aprobe dobândirea, închirierea, schimbul, împrumutarea şi înstrăinarea de bunuri ale

societăţii, înfiinţarea şi desfiinţarea uneia sau mai multor unităţi ale societăţii, precum şi asocierea în participaţiune cu aceste unităţi, dacă valoarea lor depăşeşte jumătate din valoarea contabilă a activelor societăţii.

Deoarece Consiliul Local al municipiului Oradea este unicul acţionar al SC Electrocentrale Oradea SA, responsabilităţile AGA sunt delegate Consiliului de Administraţie.

Rolul principal al Consiliului de administraţie (C.A.) este de a stabili şi de a aproba organizarea structurală, precum şi regulamentele de funcţionare internă a companiei. C.A. are de asemenea următoarele competenţe: • Întocmeşte şi propune AGA bilanţul contabil şi contul de profit şi pierderi, bugetul de

venituri şi cheltuieli, rapoarte de gestiune, politica societăţii, obiectivele, strategia de realizare a acestora, programul de dezvoltare şi investiţiile;

• Stabileşte politica de personal, organigrama, statele de funcţiuni, numărul şi structura personalului;

• Stabileşte politica comercială şi de marketing a societăţii;


79

• Aprobă perioadele de casare a mijloacelor fixe, casarea şi scoaterea din uz a mijloacelor fizice şi a obiectelor de inventar şi valorificarea bunurilor casate;

• Încheie acte juridice prin care să dobândească, să înstrăineze, să închirieze, să schimbe sau constituie în garanţii bunuri aflate în patrimoniul societăţii, a căror valoare nu depăşeşte jumătate din valoarea contabilă a activelor societăţii la data încheierii acestora;

• Avizează numirea directorilor executivi, la propunerea directorului.

Structura organizaţională este prezentată în Anexa 10. Organizarea a fost aprobată de către Consiliul de Administraţie şi este valabilă începând cu data de 14.10.2008.

Structura organizaţională este bine definită prin Regulamentul de funcţionare. Deoarece SC Electrocentrale Oradea SA are ca activitate principală producerea, transportul şi

distribuţia energiei termice, cu probleme diferite fiecare, prin structura organizaţională s-a realizat o separare între activitatea de producere şi transport, de activitatea de distribuţie. Această separare s-a datorat şi faptului că activităţile de producere şi transport, respectiv distribuţie, au funcţionat multă vreme separat, până la unirea acestora în cadrul SC Electrocentrala Oradea SA. Structura este funcţională.

Subordonarea activităţilor este clară, astfel: Secţiile principale de producţie (combustibil, cazane, turbine, chimie) sunt subordonate

directorului tehnic; Secţiile electric, laboratoare, metrologie sunt subordonate directorului producţie; Secţiile distribuţie energie termică sunt subordonate directorului termoficare; Biroul investiţii este subordonat direct dirctorului general.

Există un birou pentru abonaţi, dar nu există un serviciu de marketing. Se remarcă faptul că SC Electrocentrale Oradea SA este preocupată de eficientizarea centralei

şi reducerea impactului asupra mediului. Astfel, este funcţional un compartiment pentru energie regenerabilă.

Managementul de top al companiei Managerii companiei şi responsabilităţile acestora sunt prezentate sintetic în tabelul 3.40.

Tabelul 3.40 – Responsabilităţile managementului companiei SC Electrocentrale Oradea SA

Poziţia managerială Responsabilităţi

Director general Preşedintele Consiliului de Administraţie. Are în responsabilitate directă compartimentele juridic, resurse umane, personal-salarizare, tehnologia informaţiilor, investiţii.

Director tehnic Conducerea operativă a activităţii de exploatare din cadrul centralei. Are în responsabilitate directă compartimentele exploatare cazane-turbine, dispecerat energetic.

Director producţie Are în responsabilitate directă compartimentele electric, laboratoare, metrologie, funcţionare economică.

Director economic Are în responsabilitate directă compartimentele contabilitate, financiar, aprovizionare, achiziţii publice

Director termoficare Are în responsabilitate directă compartimentele legate de distribuţia energiei termice.

Actuala structură de delegare a competenţelor este uzuală şi a condus la o bună funcţionare a companiei până în prezent.

Managementul resurselor umane La nivelul lunii octombrie 2008 S.C. Electrocentrale Oradea S.A. are un număr total de 1.175

salariaţi, divizaţi pe categorii de muncă specializate (tesa, maiştri şi muncitori). Structura personalului este în general echilibrată comparativ cu activităţile majore ale societăţii.


80

În ultimii ani, s-a înregistrat o continuă tendinţă de scădere a personalului, după cum se observă în fig. 3.6.

Evoluţia numărului de salariaţi

11751199

126612671264

1100

1150

1200

1250

1300

2004 2005 2006 2007 2008

An

Nr.s

alar

iati

Fig. 3.6 – Evoluţia numărului de salariaţi ai SC Electrocentrale Oradea SA

În ceea ce priveşte planificarea şi dezvoltarea organizaţională, organigrama şi statul de funcţiuni se aprobă de către Consiliul de Administraţie.

Se află în derulare un program de Restructurare şi Reorganizare, care presupune desfiinţarea a 188 de posturi. Astfel, în luna mai 2009 s-a ajuns la 1.143 salariaţi, iar la nivel martie 2010 se va ajunge la 1.040 de salariaţi.

Personalul se recrutează şi selectează pe bază de concursuri organizate în condiţiile legii cu implicarea corespunzătoare a A.J.O.F.M.

Managementul performanţelor se realizează prin evaluări profesionale anuale conform metodologiei proprii a S.C. Electrocentrale Oradea S.A. Programele de instruire a personalului constau în cursuri organizate de instructori şi formatori specializaţi, în condiţiile impuse prin rigorile legislaţiei în vigoare.

Interesele salariaţilor din societate sunt reprezentate de cele patru sindicate legal constituite. Prin preocupările membrilor Comisiei Mixte Administraţie - Sindicate, stările conflictuale dintre salariaţi şi tensiunile întâmpinate au fost soluţionate de fiecare dată pe cale amiabilă.

3.4.5. Performanţe curente din operare şi financiare

Indicatorii de performanţă operaţională şi financiară sunt determinaţi pe baza elementelor prezentate în tabelele 3.41, 3.42 și 3.43.

Tabelul 3.41 – Producţia de energie termică, numărul de apartamente, populaţia deservită, angajaţii SC Electrocentrale Oradea SA în perioada 2006-2008

Specificaţie UM 2006 2007 2008 Producţia anuală de energie termică MWt/an 1.107.769 949.757 993.573

Numărul de apartamente racordate la sistemul centralizat

Nr. apartamente 55.370 55.577 55.863

Populaţia deservită Nr. persoane 140.155 140.680 141.403 Numărul de angajaţi ai SC Electrocentrale Oradea SA Nr. persoane 1.266 1.199 1.175

Se constată o descreştere continuă a numărului de angajaţi.


81

Tabelul 3.42 – Costuri şi venituri ale SC Electrocentrale Oradea SA în perioada 2006-2008

Specificaţie UM 2006 2007 2008 1000 RON 285256 224744,72 256045,78 Costuri totale 1000 Euro 80935 67343,28 69524,76 1000 RON 285290,81 224818,23 222841,1 Venituri totale 1000 Euro 80945 67365,3 60508,6

Se constată că, în general, nivelul veniturilor este foarte apropiat de cel al costurilor.

Tabelul 3.43 – Bilanţul SC Electrocentrale Oradea SA la finalul anului 2008

Specificaţie 1000 RON 1000 Euro % Active curente 20630 5601,72 72,1% Active pe termen lung 7998,225 2171,78 27,9% Total active 28628,225 7773,5 100% Obligaţii curente 25366,8 7600,99 88,6% Capital şi rezerve 3261,42 172,51 11,4% Total pasive 28628,225 7773,5 100%

Se constată o valoare superioară a obligaţiilor curente în raport cu activele curente, fapt ce indică o lichiditate scăzută la nivel de agent economic.

Principalii indicatori de performanţă operaţională şi financiară sunt prezentaţi în tabelul 3.44.

Tabelul 3.44 – Principalii indicatori de performanţă operaţională şi financiară ai SC Electrocentrale Oradea SA în perioada 2006-2008

Indicator UM 2006 2007 2008 Raport costuri totale per venituri totale - 0,99 0,99 1,14

MWht/ angajat 875 792 845 RON/ angajat 225,3 187,5 189,6 Raport producţie per angajat Euro/ angajat 63,9 56,2 51,5

Rata de colectare % 91,22 97,73 97,31

Se constată că la nivelul anilor 2006 şi 2007 veniturile acopereau cheltuielile, generând un uşor profit, în timp ce la nivelul anului 2008 se remarcă un uşor deficit.

Se constată că productivitatea muncii (RON/angajat) urmăreşte raportul MWht/angajat şi are o scădere în 2007, urmată de creştere în 2008. SC Electrocentrale Oradea SA are în vedere o reducere a numărului de personal, fapt ce în viitor se va ilustra în scăderea cheltuielilor de operare.

Rata de colectare prezintă un nivel foarte bun pentru sisteme de termoficare.

3.5. Aspecte financiare vizând sistemul de alimentare cu energie termică din municipiul Oradea

3.5.1. Investiţii în curs de derulare sau planificate

Pentru sursa de producere a energiei termice nu sunt lucrări în curs de realizare, cu excepţia instalaţiei de denoxare pentru cazanul de abur C1, care a fost achiziţionată şi urmează a fi instalată.

Pentru reţelele de transport, este prevăzută continuarea investiţiilor începute în anii anteriori prin înlocuirea actualelor conducte uzate fizic şi moral cu conducte noi preizolate, reprezentând cca. 16% din lungimea totală. Pentru reabilitarea acestor magistrale sunt întocmite documentaţii la faza de SF, aprobate în Consiliul Local al Municipiului Oradea, dar nu există surse de finanţare.

Pentru reţelele de distribuţie este prevăzută continuarea investiţiilor începute în anii anteriori prin înlocuirea actualelor conducte uzate fizic şi moral cu conducte noi preizolate, dar de asemenea, nu există surse de finanţare.


82

Pentru clădiri, urmează a se realiza reabilitarea termică a anvelopei la nivelul a 38 de blocuri (cuprinzând cca.1079 apartamente) aparţinând asociaţiilor de proprietari.

3.5.2. Mecanismul de plată al serviciului de alimentare cu energie termică

Preţul energiei termice furnizate populaţiei din sistemele centralizate de alimentare cu căldură este reglementat de preţurile locale de referinţă (PLR).

Preţurile locale de referinţã se stabilesc de către autorităţile de reglementare competente, cu avizul ministerelor implicate, conform O.G. nr. 36/2006. Începând cu data de 15 noiembrie a fiecărui an, în termen de 15 zile, autoritatea de reglementare competentă transmite autorităţii administraţiei publice locale preţurile locale de referinţă pentru energia termică furnizată populaţiei din localitatea respectivă. Preţurile locale de referinţă sunt unice la nivelul fiecărei localităţi, indiferent de tipul şi structura instalaţiilor de producere, transport, distribuţie a energiei termice sau de combustibilii utilizaţi.

Preţul local de referinţă pentru energia termică furnizată populaţiei în sistem centralizat în Municipiul Oradea este de 136,27 lei/Gcal conform Deciziei ANRSC nr. 285/25.11.2008.

În conformitate cu art. 8 din Legea nr. 325/2006 privind serviciul public de alimentare cu energie termică, Consiliul Local aprobă propunerile privind nivelul preţului local al energiei termice către utilizatorii de energie termică, înaintat de către operatorul serviciului, precum şi preţul local de facturare pentru populaţie. Astfel, preţul local al energiei termice intră în sfera de aprobare a Consiliului Local, dar nivelul acestuia este stabilit de către autorităţile de reglementare competente.

Preţul local al energiei termice este format din: • preţul de producere al energiei termice – aprobat de ANRE, în baza Legii serviciului public de

alimentare cu energie termică nr. 325/2006, al Legii serviciilor comunitare de utilităţi publice nr. 51/2006, precum şi al Ordinului ANRE nr. 57/2008 de aprobare a Metodologiei de stabilire a preţurilor şi cantităţilor de energie electrică vândute de producători pe bază de contracte reglementate şi a preţurilor pentru energia termică livrată din centrale cu grupuri de cogenerare;

• tariful de transport – aprobat de autoritatea administraţiei publice locale cu avizul ANRSC; • tariful de distribuţie – aprobat de autoritatea administraţiei publice locale cu avizul ANRSC.

Astfel, în concordanţă cu art. 40 din Legea 325/2006, cu OG 36/2006, cu Decizia ANRE nr. 1259/24.06.2008 a fost emisă Hotărârea Consiliului Local al Municipiului Oradea nr. 528/14.07.2008 prin care au fost aprobate preţurile locale practicate de SC Electrocentrale Oradea SA pentru activitatea de producere şi serviciile de transport şi distribuţie a energiei termice destinată populaţiei (tabelul 3.45).

Tabelul 3.45 – Preţuri locale pentru activitatea de producere, transport şi distribuţie a energiei termice

Tarif local energie termică livrată populaţiei, în lei/Gcal Specificaţie Prin punctele termice ale SC

Electrocentrale Oradea SA Prin punctele termice ale

agenţilor economici PREŢ PRODUCERE

(intrat în vigoare 01.07.2008) 108,05

(exclusiv TVA) 108,05

(exclusiv TVA) TARIF TRANSPORT



(exclusiv TVA) TARIF DISTRIBUŢIE



(exclusiv TVA)

Total 182,64 (exclusiv TVA)

151,47 (exclusiv TVA)

PREŢ LOCAL AL ENERGIEI TERMICE

(intrat în vigoare 01.07.2008)

217,34 (inclusiv TVA)

180,25 (inclusiv TVA)


83

Preţul local al energiei termice, conform legislaţiei în vigoare, poate fi acoperit din trei surse de finanţare:

de la populaţie – prin preţul local de facturare stabilit prin HCL de către autoritatea publică locală potrivit reglementărilor în vigoare;

de la bugetul de stat – prin compensarea unitară de combustibil stabilită prin decizie ANRSC; de la bugetul local – sub formă de subvenţie, ca diferenţă neacoperită de primele două componente.

Preţul local de facturare a energiei termice furnizat populaţiei prin sistem centralizat de către S.C. Electrocentrale Oradea SA, practicat începând cu 1.01.2009, este de 145 lei/Gcal (inclusiv TVA) conform Hotărârii Consiliului Local al Municipiului Oradea nr 2/22.01.2009.

Începând cu 1.01.2009, compensarea unitară de combustibil este de 47,88 lei/Gcal inclusiv TVA, conform Deciziei ANRSC nr. 285/25.11.2008.

Concluzionând, preţurile locale în vigoare pentru energia termică livrată populaţiei (inclusiv TVA), precum şi sursele de finanţare ale acestora sunt cele indicate în tabelul 3.46.

Tabelul 3.46 – Preţuri locale pentru energia termică şi sursele de finanţare, în lei/Gcal

Energie termică livrată populaţiei prin punctele termice ale: Surse de finanţare SC Electrocentrale

Oradea SA agenţilor economici

Preţ local al energiei termice (producere, transport, distribuţie), din care: 217,34 (100%) 180,25 (100%)

Preţ local de facturare suportat de populaţie 145,00 (66,7%) 145,00 (80,4%) Compensare unitară de combustibil de la bugetul de stat 47,88 (22,0%) 35,25 (19,6%)

Subvenţie de la bugetul local 24,46 (11,3%) 0,00

3.5.3. Gradul de colectare a contravalorii energiei termice vândute

Evoluţia ratei medii de colectare a contravalorii energiei termice vândute este prezentată în tabelul 3.47.

Tabelul 3.47 – Rata medie a încasărilor

Specificaţie 2004 2005 2006 2007 2008 Rata medie a încasărilor (%) 58% 61% 63% 98% 98% Se observă evoluţia pozitivă a ratei de încasare, ceea ce evidenţiază viabilitatea sistemului de

termoficare din municipiul Oradea.

3.5.4. Tarife actuale practicate pentru energia electrică

În ceea ce priveşte energia electrică, sistemul de preţuri şi tarife a evoluat de la sistemul tarifar unic reglementat pentru consumatorii finali, la un sistem format din preţuri pe activităţi şi servicii, capabil să răspundă noii structuri liberalizate a sectorului.

Pe piaţa energiei electrice, piaţă liberalizată, se utilizează atât preţuri care se stabilesc pe baza mecanismelor concurenţiale, inclusiv pentru dezechilibrele dintre cantităţile contractate şi cele efectiv consumate, cât şi tarife reglementate pentru serviciile de reţea (transport şi distribuţie) şi serviciile de sistem.


84

Preţul energiei electrice a avut o evoluţie crescătoare, datorită necesităţii practicării unor preţuri care să reflecte costurile raţional justificabile, creşterii preţurilor la combustibili pe plan internaţional, creşterii volumului de investiţii în reţele, precum şi eliminării progresive a subvenţiilor directe şi încrucişate. Astfel, preţurile energiei electrice s-au apropiat de valorile medii din UE, dar sunt în continuare mai mici decât acestea.

În temeiul Legii energiei electrice nr. 13/2007, al Legii serviciului public de alimentare cu energie termică nr. 325/2006, al Legii serviciilor comunitare de utilităţi publice nr. 51/2006, precum şi al Ordinului ANRE nr. 57/2008 de aprobare a Metodologiei de stabilire a preţurilor şi cantităţilor de energie electrică vândute de producători pe bază de contracte reglementate şi a preţurilor pentru energia termică livrată din centrale cu grupuri de cogenerare, au fost stabilite preţurile pentru energia electrică, respectiv energia termică vândută.

Pe baza actelor normative enumerate anterior, a fost emisă Decizia ANRE nr. 1259/24.06.2008 prin care sunt aprobate preţurile practicate în sectorul energiei electrice şi termice de către SC Electrocentrale Oradea SA. În baza acestei decizii se aprobă preţurile de vânzare pentru energia electrică şi preţul de producere a energiei termice, după cum urmează: • pentru energia electrică vândută pe bază de contract reglementat de vânzare-cumpărare a energiei

electrice încheiat cu S.C. FFEE Electrica Transilvania Nord S.A., destinată acoperirii consumului consumatorilor deserviţi în regim reglementat şi cu S.C. FDEE Electrica Distribuţie Transilvania Nord S.A. pentru acoperirea consumului propriu tehnologic în reţelele electrice de distribuţie:

pentru energia electrică vândută în orele de zi (exclusiv TVA) : 213,73 lei/MWh pentru energia electrică vândută în orele de noapte (exclusiv TVA): 85,49 lei/MWh

• pentru energia termică produsă pe bază de lignit, păcură şi gaze naturale, destinată consumului populaţiei (exclusiv TVA): 108,05 lei/Gcal

3.5.5. Preţuri de achiziţie

În ceea ce priveşte municipiul Oradea, preţurile medii de achiziţie pentru combustibili şi energie electrică pentru perioada 2008-2009 sunt prezentate în tabelul 3.48.

Tabelul 3.48 – Preţuri medii de achiziţie în lei, fără TVA

Specificaţie U.M. Preţ

(medie ponderată) practicat în 2008

Ultimele preţuri în vigoare

(2009) Cărbune, din care: lei/tonă 98,82 99,60 transport lei/tonă 46,89 46,89 Gaze naturale lei/1000 m3 978,00 848,69 Păcură lei/tonă 1420,16 1420,16 Energie electrică, pe niveluri de tensiune:

0,4 kV 6 kV 110 kV

lei/kWh

0,40 0,29 0,30

0,4118 0,3050 0,3067

Gazele naturale sunt achiziţionate în prezent din reţeaua de distribuţie. Preţurile medii de achiziţie a combustibilului şi energiei electrice sunt prezentate în Euro la

cursul mediu pentru anul 2008, respectiv 2009 în tabelul 3.49. Preţurile au fost calculate pe baza următoarelor cursuri de schimb valutar:

• 3,6827 lei /euro, curs de schimb mediu pentru 2008; • 4,1835 lei /euro, curs de schimb la 30 aprilie 2009.


85

Tabelul 3.49 – Preţuri medii de achiziţie în euro, fără TVA

Specificaţie U.M. Preţ

(medie ponderată) practicat în 2008

Ultimele preţuri în vigoare

(2009) Cărbune, din care: euro/tonă 26,83 23,81 transport euro/tonă 12,73 11,21 Gaze naturale euro1000 mc 265,57 202,87 Păcură lei/tonă 385,63 339,47 Energie electrică, pe niveluri de tensiune:

0,4 kV 6 kV 110 kV

euro/kWh

1,0862 7,8747 8,1462

9,8434 7,2905 7,3312

3.6. Concluzii privind situația actuală a sistemului de termoficare din Oradea

3.6.1. Probleme generate de sistemul de termoficare

Municipiul Oradea, situat în judeţul Bihor, regiunea Nord-Vest, are o populaţie de peste 200.000 locuitori şi este situat la cca 13 km de graniţa de Vest a României.

Regiunea de Dezvoltare Nord-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.

Câştigul salarial mediu net, din regiunea Nord – Vest se situează sub media la nivel naţional (848 lei).

Principalele ramuri industriale din judeţul Bihor sunt: industria extractivă şi prelucrarea ţiţeiului, industria pielăriei şi încălţămintei, industria mobilei, industria chimică, industria confecţiilor, industria materialelor de construcţii, industria construcţiilor, industria alimentară.

Cadrul administrativ şi instituţional este bine definit. Sistemul centralizat de alimentare cu energie termică operat de SC Electrocentrale Oradea SA

are o pondere importantă, alimentând cu energie termică cca 70% din populaţia municipiului Oradea. Compania locală de termoficare, deţinută 100% de autoritatea locală, are peste 40 ani vechime în producerea energiei termice şi electrice în cogenerare.

Sistemul centralizat din municipiul Oradea este un sistem relativ mare, care cuprinde: • o sursă de cogenerare cu două Instalaţii Mari de Ardere (IMA) cu funcţionare pe gaze naturale

(IMA1) şi lignit (IMA2). Capacitatea instalată în sursă este de 523 MWt şi 195 MWe; • reţele de transport în lungime de 77 km traseu; • 146 puncte termice, în care se realizează transferul energiei termice între agentul primar şi agentul

secundar, precum şi 473 minipuncte termice alimentate prin racord direct din reţeaua de transport; • reţele de distribuţie în lungime de 426 km conducte.

La sfârşitul anului 2008, erau alimentate cu căldură din sistemul centralizat un număr de 57.132 apartamente în blocuri de locuinţe, 3.603 case particulare, 319 instituţii publice şi 2.371 alţi consumatori şi agenţi economici. Numărul de locuitori deserviţi de sistemul centralizat este de peste 141.000 persoane.

Necesarul orar la consumator la nivelul anului 2008 este de 241,5 Gcal/h (280,9 MWt), din care 225 Gcal/h (261,7 MWt) reprezintă necesarul pentru încălzire şi 16,5 Gcal/h (19,2 MWt) reprezintă necesarul mediu anual pentru apa caldă de consum.


86

Preţul actual al energiei termice vândute populaţiei este suportat în proporție de 66,7% de populaţie, restul reprezentând subvenţii (22% de la bugetul de stat pentru compensare combustibil şi 11,3% de la bugetul local).

Evoluţia deconectărilor şi reconectărilor la sistemul centralizat în perioada 2004÷2008 nu a avut un impact semnificativ asupra sistemului, numărul deconectărilor fiind practic egal cu cel al reconectărilor.

Rata medie de încasare a contravalorii energiei termice vândute a fost de 98% în anul 2008, ceea ce evidenţiază viabilitatea sistemului de termoficare din municipiul Oradea.

Sistemul de termoficare din municipiul Oradea se confruntă însă în prezent cu probleme de mediu şi de eficienţă cauzate de nivelul tehnologic, vechimea şi starea tehnică a instalaţiilor existente în sursă şi sistemul de transport şi distribuţie.

3.6.2. Probleme de mediu

La producerea energiei termice şi electrice în cele două IMA sunt generate emisii poluante (SO2, NOx şi pulberi) rezultate prin arderea combustibililor fosili, deşeuri (zgura şi cenuşa rezultată din arderea lignitului) precum şi emisii de gaze cu efect de seră (CO2).

HG nr. 541/2003 cu modificările din HG nr. 322/2005 este principala reglementare care guvernează sectorul producerii energiei, privind limitarea emisiilor de poluanţi (SO2, NOx şi pulberi) în aer de la IMA cu puterea termică egală sau mai mare de 50 MWt, pentru orice tip de combustibil (solid, lichid sau gazos).

În anul 2008 cantităţile de substanţe poluante anuale au fost mai mari decât cele stabilite prin plafoanele de emisie ţintă pentru toate cele trei substanţe poluante (SO2, NOx şi pulberi) pentru IMA2, şi anume:

• SO2: cu 31,8%; • NOx: cu 19,6%; • Pulberi: cu 34,7%.

Plafoanele anuale aferente IMA 1 nu au fost depăşite datorită faptului că în anul 2008 centrala a funcţionat majoritar pe cărbune.

În ceea ce priveşte concentraţiile de substanţe poluante în gazele de ardere, acestea depăşesc VLE stabilite de legislaţie atât pentru IMA1, cât şi pentru IMA2, astfel:

NOx (IMA1): de 2 ori; SO2 (IMA2): de 19,5 ori; NOx (IMA2): de 3,5 ori; Pulberi (IMA2): de 14 ori.

Emisiile aferente celor două IMA afectează populaţia municipiului Oradea. În conformitate cu Ordinul MMGA nr. 351/ 2007 privind aprobarea încadrării localităţilor din cadrul Regiunii 6 Nord-Vest Cluj în liste, conform Ordinului MAPM 745/2007 privind stabilirea aglomerărilor şi clasificarea aglomerărilor şi zonelor pentru evaluarea calităţii aerului în România, încadrarea localităţii Oradea din punct de vedere a calităţii aerului este următoarea:

o SO2 şi pulberi : Lista 1 – zone unde nivelurile concentraţiilor uuia sau mai multor poluanţi sunt mai mari decât valoarea limită plus marja de toleranţă sau mai mari decât valoarea limită, in caz că nu a fost fixată şi o marjă de toleranţă;

o NOx: Lista 3 - Sublista 3.1, zonă unde nivelurile concentraţiilor unuia sau mai multor poluanţi sunt mai mici decât valoarea limită, dar se situează între aceasta şi pragul superior de evaluare.

În vederea respectării prevederilor legislative privind protecţia calităţii aerului, deoarece cele două IMA din cadrul SC Electrocentrale Oradea SA au termene de conformare, este necesară implementarea unor măsuri de reducere a emisiilor de substanţe poluante din gazele de ardere.


87

Neimplementarea acestor măsuri va conduce la închiderea instalaţiilor, ceea ce va afecta cca 70% din populaţia municipiului Oradea care beneficiază în prezent de sistemul centralizat de alimentare cu energie termică.

Autorităţile locale nu dispun de fondurile necesare realizării investiţiilor de mediu pentru respectarea termenelor de conformare angajate.

O altă problemă de mediu o constituie depozitarea zgurii şi cenuşii rezultate din procesul de ardere în IMA2. Astfel, în prezent, depozitarea zgurii şi cenuşii se realizează în hidroamestec (o parte zgură şi cenuşă şi 9 părţi apă). Acest proces este permis până la 31.12.2013, când depozitul de zgură şi cenuşă trebuie să se conformeze la legislaţia de mediu, care interzice acest mod de transport.

3.6.3. Probleme de eficienţă

Capacităţile instalate în sursă au o durată de viaţă mare, de peste 200.000 ore de funcţionare, ajungând chiar la 262.000 ore (cazanul de abur C3) şi 277.000 ore (turbina cu abut TA3), depăşind, sau aflându-se la limita duratei normale de funcţionare (apreciată uzual ca fiind de cca 210.000 ore, respectiv 30 ani x 7000 ore/an).

Capacităţile au fost exploatate corespunzător de-a lungul timpului, dar nivelul lor tehnologic este din perioada 1960-1970 şi nu au beneficiat de lucrări majore de modernizare, din cauza lipsei de fonduri.

Eficienţa utilizării combustibilului în centrală este de cca 53%, ceea ce reprezintă o valoare foarte mică comparativ cu valorile eficienţelor nete prevăzute de BREF-BAT, de 75% -90%.

Randamentele cazanelor de abur au de asemenea valori mici: 77%-79% pentru cazanele de abur pe lignit (valoarea de proiect fiind 86%), respectiv 85%-89% pentru cazanele de abur pe gaze naturale (valoarea de proiect fiind 92%).

Din cauza eficienţei globale scăzute a producerii energiei termice în actualele instalaţii, se consumă mai mult combustibil decât ar fi necesar, efectele negative privind poluarea fiind amplificate.

Reţelele de transport şi distribuţie au o vechime de circa 40 de ani şi prezintă o stare avansată de uzură, nefiind executate până în prezent lucrări importante de reabilitare ale acestora.

Cele mai mari probleme legate de funcţionarea defectuoasă au apărut în majoritate în zona conductelor amplasate subteran, precum şi pe racorduri datorită: • duratei de viaţă depăşită; • deteriorării în timp a protecţiei termoizolaţiei, a izolaţiei ca urmare a infiltraţiilor de ape; • coroziune exterioară (datorită deteriorării izolaţiei termice) şi coroziune interioară a conductelor; • uzurii în zona suporturilor fixe şi mobile pe unele porţiuni de reţea.

Incidentele şi avariile reţelei existente sunt extrem de greu de observat, ţinând cont că supravegherea sistemului este asigurată exclusiv vizual.

Randamentul termic al reţelei de transport apă fierbinte in ansamblu este scăzut. Se înregistrează pierderi de apă fierbinte in continuare, volumul de apă de adaos fiind mare.

Pierderile actuale în reţelele de transport sunt de cca 26% iar pierderile actuale în reţelele de distribuţie sunt de cca 13,7%.

Pierderile mari din sistemul de transport şi distribuţie (comparativ cu pierderile normale de 7% în transport şi 8% în distribuţie) conduc la consumul unei cantităţi mari de combustibili utilizat doar pentru acoperirea aceptor pierderi, ceea ce implică şi creşterea emisiilor poluante.

Majoritatea punctelor termice urbane au o vechime de circa 40 de ani, cu utilaje şi echipamente vechi rămase în funcţiune.

Au fost efectuate lucrări de modernizare (înlocuire schimbătoare de căldură) începând cu anii 1993÷1995, la un număr de 27 de PT, care în momentul de faţă prezintă deja o uzură de 50-75% încât şi acestea necesită înlocuiri ale schimbătoarelor de căldură în următorii ani.

Mai rămân de modernizat cca. 81,5% din totalul de puncte termice, respectiv 119 PT-uri, care până în acest moment sunt reabilitate parţial. Multe din utilaje şi echipamente au rămas în funcţiune,


88

respectiv pompele de circulaţie de încălzire, pompele de apă caldă, pompele de adaos, sistemul de expansiune/adaos, etc.

Electropompele existente prezintă o durată de exploatare considerabilă, cu randamente scăzute, care conduc la consumuri mari de energie electrică şi performanţe scăzute.

Punctele termice nu sunt dotate cu echipamentele şi accesoriile necesare integrării lor într-un sistem de dispecer, cu scopul transmiterii informaţiilor la distanţă, în timp real la un dispecer central. Transmisia datelor se realizează prin telefon sau staţie.

Nu există un sistem de preluare şi transmitere date din reţeaua primară de termoficare şi nici posibilitatea de a acţiona de la distanţă asupra elementelor de reglaj închidere pentru modificarea parametrilor de funcţionare ai sistemului.

Referitor la monitorizare, în municipiul Oradea, în momentul de faţă nu există un sistem de monitorizare şi control.

Referitor la instalaţii la consumatori, având în vedere că fondul locativ racordat la sistemul centralizat de producere şi distribuţie a energiei termice are o vechime de peste 30 ani, instalaţiile interioare de apă caldă şi încălzire din clădiri sunt uzate, necesitând înlocuirea totală a acestora. Din această cauză, funcţionarea este defectuoasă, respectiv: • pierderi de agent termic ca urmare a funcţionării defectuoase a vanelor de închidere, a spargerilor

de conducte; • capacitate scăzută de încălzire a caloriferelor ca urmare a depunerilor, sedimentelor; • rugină şi sedimentare din cauza utilizării apei de adaos netratate în instalaţiile de încălzire; • uzura conductelor existente ale instalaţiilor de încălzire; • randamente scăzute, consum de energie ridicat, zgomote şi vibraţii în funcţionarea pompelor de

circulaţie pe încălzire, datorită lipsei reglării pompelor în situaţia variaţiei debitelor de fluid din instalaţie cauzate de închiderea parţială sau totală a robinetelor termostatice la corpurile de încălzire.

Cu privire la eficienţa energetică în clădiri, majoritatea blocurilor sunt construite în perioada 1950-1990 şi prezintă o rezistenţă termică scăzută a anvelopei clădirilor, cu valori dependente atât de materialele de izolaţie termică utilizate, cât şi de configuraţia geometrică şi structurală a clădirilor existente. Zidurile exterioare şi terasele realizate cu tehnologii şi materiale care facilitează transferul de căldură către exterior. Tâmplăriile au performanţe foarte scăzute din punctul de vedere al transferului de căldură.

Autorităţile locale nu dispun de fondurile necesare pentru reabilitarea / modernizarea sistemului centralizat de alimentare cu energie termică.

3.6.4. Problema impactului asupra schimbărilor climatice

Cele două IMA din cadrul sistemului de alimentare centralizată din municipiul Oradea sunt sub incidenţa prevederilor Directivei 2003/87/CE privind schema de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră şi generează o cantitate importantă de emisii de gaze cu efect de seră (cca 1.000.000 tCO2/an), cu efect negativ asupra încălzirii globale.

Eficienţa scăzută a producerii energiei, precum şi pierderile mari din sistemul de transport şi distribuţie conduc la consumul unei cantităţi de combustibil mai mare decât cel care ar fi necesar în condiţii de funcţionare conform prevederilor BREF-BAT, ceea ce amplifică cantitatea de emisii de CO2 generată. Această cantitate mărită de emisii de CO2 va avea ca implicaţie, începând cu anul 2013, prin prevederile cuprinse în Directiva 2009/29/CE privind extinderea şi modificarea Directivei 2003/87/CE (respectiv reducerea graduală a certificatelor alocate gratuit pentru energia termică pentru populaţie), creşterea costului energiei termice, cu efecte negative asupra populaţiei.


89

4. STUDIU COMPARATIV AL SOLUTIILOR POSIBILE DE ALIMENTARE CU ENERGIE TERMICĂ A MUNICIPIULUI ORADEA

4.1. Predicția evoluției indicatorilor relevanți în perioada de analiză

În cadrul acestui paragraf este prezentată estimarea evoluţiei socio-economice şi a evoluţiei necesarului de energie termică pe perioada de analiză de 20 de ani.

Proiecţiile socio-economice sunt realizate în 3 scenarii: scenariul pesimist (caracterizat prin rata de creştere de 3%, scenariul optimist (caracterizat prin rata de creştere de 8%) şi scenariul mediu (caracterizat prin rata de creştere de 5,5%).

Estimarea evoluţiei necesarului de energie termică se realizează pornind de la situaţia existentă. Proiecţia necesarului de energie termică are în vedere atât modificările la consumator

(reducerea cererii de energie termică datorită economiei de energie şi a efectelor schimbărilor climatice, modificarea numărului de consumatori racordaţi), cât şi modificările din reţelele de transport şi distribuţie (reducerea pierderilor din reţele). Consumurile de energie termică care trebuie asigurate an de an din sursa CET Oradea sunt corelate cu cantităţile de energie termică care pot fi asigurate sursele geotermale.

Proiecţiile socio-economice se realizează an de an, în cadrul perioadei 2009-2029. În cadrul proiecţiilor socio-economice se analizează, pentru România şi municipiul Oradea:

evoluţia populaţiei; evoluţia creşterii macro-economice (PIB/locuitor); evoluţia investiţiilor directe străine; evoluţia activităţilor economice (industrie, comerţ, construcţii, servicii); evoluţia ratei inflaţiei; evoluţia ratei şomajului; evoluţia salariului; evoluţia venitului brut pe gospodărie (mediu şi pentru Decila 1)

Ipotezele utilizate la realizarea proiecţiilor socio-economice sunt următoarele: • Anul de bază pentru realizarea proiecţiilor este 2008. • Se utilizează preţuri fixe (termeni reali). Ca urmare, inflaţia nu este luată în considerare. • Rata de creştere a populaţiei este de - 0,2% pe an. • Evoluţia regiunii/municipiului urmează evoluţia la nivel naţional. • Creşterea economică în cele 3 scenarii, conform Strategiei energetice a României pe perioada

2007-2020, prezintă următoarele valori: 3% pe an în scenariul pesimist, 5,5% pe an în scenariul echilibrat şi 8% pe an în scenariul optimist.

• Salariile şi veniturile pe gospodărie pleacă de la nivelul din 2008, în termeni reali.

Sursele de date pentru proiecţiile socio-economice sunt: Anuarul Statistic 2008, Strategia energetică a României pe perioada 2007-2020 aprobată prin HG 1069/2007, precum şi date de la Comisia Naţională de Prognoză.

Proiecţia necesarului de energie termică se realizează an de an, în cadrul perioadei analizate. Se realizează două tipuri de proiecţii:

o evoluţia necesarului de energie termică la consumator;


90

o evoluţia consumului de energie termică asigurat din sursă. Evoluţia necesarului de căldură la consumator se bazează pe evoluţia pieţei şi a economisirii

energiei. Proiecţia necesarului de energie termică la nivelul consumatorilor se realizează plecând de la

anul de bază 2008, ca fiind cel mai recent an pentru care se deţin informaţii. Necesarul de căldură aferent acestui an se corectează funcţie de consumul aferent unui an standard din punct de vedere climatic, conform numărului de grade-zile din SR 4838/1997 “Instalaţii de încălzire. Numărul anual de grade-zile”.

Evoluţia necesarului de energie termică la consumator este corelată cu: • programul de reabilitare termică a clădirilor de locuit; • alte măsuri de economisire a energiei (contorizare, robinete termostatice, etc.); • consumatori noi în perioada 2009-2029; • evoluţia deconectărilor şi reconectărilor; • efectele schimbărilor climatice.

Evoluţia necesarului la sursa CET Oradea este influenţată de: reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie, care conduce la reducerea pierderilor; evoluţia producţiei de energie termică din surse geotermale, care conduce la reducerea consumului

asigurat din sursă.

Datele privind evoluţia necesarului la consumator, respectiv la sursă au fost agreate cu reprezentanţii Primăriei municipiului Oradea şi ai SC Electrocentrale Oradea SA.

Tabelul 4.1 – Proiecţia populaţiei în România şi municipiul Oradea, perioada 2004-2029

An Real/proiectat România, populaţie (persoane)

Oradea, populaţie (persoane)

Populaţie Oradea-procent din populația

României (%) 2004 real 21673328 206235 0,95 2005 real 21623849 206223 0,95 2006 real 21584365 205956 0,95 2007 real 21537563 205077 0,95 2008 real 21500000 204578 0,95 2009 proiectat 21457000 204169 0,95 2010 proiectat 21414000 203760 0,95 2011 proiectat 21371000 203351 0,95 2012 proiectat 21328000 202941 0,95 2013 proiectat 21285000 202532 0,95 2014 proiectat 21242000 202123 0,95 2015 proiectat 21199000 201714 0,95 2016 proiectat 21156000 201305 0,95 2017 proiectat 21113000 200896 0,95 2018 proiectat 21070000 200486 0,95 2019 proiectat 21027000 200077 0,95 2020 proiectat 20984000 199668 0,95 2021 proiectat 20941000 199259 0,95 2022 proiectat 20898000 198850 0,95 2023 proiectat 20855000 198441 0,95 2024 proiectat 20812000 198032 0,95 2025 proiectat 20769000 197622 0,95 2026 proiectat 20726000 197213 0,95 2027 proiectat 20683000 196804 0,95 2028 proiectat 20640000 196395 0,95 2029 proiectat 20597000 195986 0,95


91

Sursa: Anuarul Statistic al României, anul 2008

4.1.1. Predicția evoluției socio-economice

Pentru proiecţiile prezentate în cele ce urmează, fiecare serie de timp utilizează anul 2008 drept an de referinţă, astfel înregistrându-se cifra reală din acest an.

Proiecţiile aplică anumiţi factori de creştere: creşterea populaţiei: -0.2% pe an, creştere economică: 3%, 8% şi 5.5% pe an pentru scenariile pesimist, optimist şi respectiv echilibrat. Proiecţiile privind cererea de căldură sunt estimate pe baza proiecţiilor privind dezvoltarea pieţei şi a economiilor de energie.

Populaţia şi macro-economia Se estimează că populaţia României va continua tendinţa înregistrată în anii anteriori, luându-se

în calcul o rată de creştere de -0.2% pe an de-a lungul întregii perioade studiate. Se presupune că municipiul Oradea va urma tendinţa înregistrată la nivelul României. Pe baza acestor ipoteze, evoluţia populaţiei la nivelul României şi municipiului Oradea este prezentată în tabelul 4.1.

În perioada 2004 – 2008 rata de creştere economică a fost cuprinsă între 4,1% şi 8,4% pe an. Având în vedere acest lucru, coroborat cu integrarea României în economia Uniunii Europene, se pleacă de la premisa că această rată de creştere economică va înregistra o tendinţă ascendentă pe întreaga perioadă studiată.

Conform Strategiei Energetice a României pentru perioada 2007 – 2020 creşterea economică va avea o evoluţie ascendentă de 5,5% pe an. Se vor considera trei scenarii de evoluţie a creşterii economice urmărind următoarele evoluţii, după cum urmează: • Scenariul pesimist – bazat pe o rată de creştere economică de 3% pe an • Scenariul echilibrat – bazat pe o creştere economică de 5,5% pe an • Scenariul optimist – bazat pe o creştere economică de 8% pe an.

Cele trei scenarii enunţate anterior sunt ilustrate în tabelele 4.2 – 4.4, atât la nivelul mediei naţionale, cât şi la nivelul Regiunii de Dezvoltare Nord-Vest, regiune ce include Municipiul Oradea.

Tabelul 4.2 – Proiecţii privind creşterea economică în România şi municipiul Oradea, perioada 2004-2029 – Scenariul pesimist (rata de creştere 3% pe an)

An Real/proiectat România,

PIB/locuitor, RON

România, PIB/locuitor,

EUR

Regiunea de Dezvoltare Nord-Vest,

PIB/locuitor, RON


PIB/locuitor, EUR

Regiunea de Dezvoltare Nord-Vest, procent din

România(%)2004 real 11401 2813 2005 real 13375 3691 2006 real 15954 4527 14946 4241 94 2007 proiectat 19200 5753 15394 4613 80 2008 proiectat 19776 5370 15856 4306 80 2009 proiectat 20369 6099 16332 4890 80 2010 proiectat 20980 6282 16822 5036 80 2011 proiectat 21610 6470 17327 5188 80 2012 proiectat 22258 6664 17846 5343 80 2013 proiectat 22926 6864 18382 5504 80 2014 proiectat 23614 7070 18933 5669 80 2015 proiectat 24322 7282 19501 5839 80 2016 proiectat 25052 7500 20086 6014 80 2017 proiectat 25803 7726 20689 6194 80 2018 proiectat 26577 7957 21309 6380 80 2019 proiectat 27375 8196 21949 6571 80


92

Tabelul 4.2 – continuare


Tabelul 4.3 – Proiecţii privind creşterea economică în România şi Municipiul Oradea, perioada 2004-2029 – Scenariul optimist (rata de creştere 8% pe an)

2020 proiectat 28196 8442 22607 6769 80 2021 proiectat 29042 8695 23285 6972 80


PIB/locuitor, RON


EUR


PIB/locuitor, RON


PIB/locuitor, EUR


România(%)2022 proiectat 29913 8956 23984 7181 80 2023 proiectat 30810 9225 24703 7396 80 2024 proiectat 31735 9501 25445 7618 80 2025 proiectat 32687 9786 26208 7847 80 2026 proiectat 33667 10080 26994 8082 80 2027 proiectat 34677 10382 27804 8325 80 2028 proiectat 35718 10694 28638 8574 80 2029 proiectat 36789 11015 29497 8832 80

An Real/proiectatRomânia,

PIB/locuitor, RON


EUR


PIB/locuitor, RON


PIB/locuitor, EUR


România(%) 2004 real 11401 2813 2005 real 13375 3691 2006 real 15954 4527 14946 4241 93,7 2007 proiectat 19200 5753 16142 4837 84 2008 proiectat 20736 5631 17433 4734 84 2009 proiectat 22395 6705 18828 5637 84 2010 proiectat 24186 7241 20334 6088 84 2011 proiectat 26121 7821 21961 6575 84 2012 proiectat 28211 8446 23717 7101 84 2013 proiectat 30468 9122 25615 7669 84 2014 proiectat 32905 9852 27664 8283 84 2015 proiectat 35538 10640 29877 8945 84 2016 proiectat 38381 11491 32267 9661 84 2017 proiectat 41451 12411 34849 10434 84 2018 proiectat 44767 13403 37637 11268 84 2019 proiectat 48349 14476 40647 12170 84 2020 proiectat 52217 15634 43899 13144 84 2021 proiectat 56394 16884 47411 14195 84 2022 proiectat 60906 18235 51204 15331 84 2023 proiectat 65778 19694 55300 16557 84 2024 proiectat 71040 21270 59725 17882 84 2025 proiectat 76724 22971 64502 19312 84 2026 proiectat 82861 24809 69663 20857 84 2027 proiectat 89490 26794 75236 22526 84 2028 proiectat 96650 28937 81255 24328 84


93


Tabelul 4.4 – Proiecţii privind creşterea economică în România şi Municipiul Oradea, perioada 2004-2029 – Scenariul optimist (rata de creştere 5,5% pe an)


PIB/locuitor, RON


EUR


PIB/locuitor, RON


PIB/locuitor, EUR


România(%)

2004 real 11401 2813 2005 real 13375 3691 2006 real 15954 4527 14946 4241 94 2007 proiectat 19200 5753 15768 4725 82 2008 proiectat 20256 5500 16635 4517 82 2009 proiectat 21370 6398 17550 5255 82 2010 proiectat 22545 6750 18515 5544 82 2011 proiectat 23785 7121 19534 5848 82 2012 proiectat 25094 7513 20608 6170 82 2013 proiectat 26474 7926 21742 6509 82 2014 proiectat 27930 8362 22937 6867 82 2015 proiectat 29466 8822 24199 7245 82 2016 proiectat 31087 9307 25530 7644 82 2017 proiectat 32796 9819 26934 8064 82 2018 proiectat 34600 10359 28415 8508 82 2019 proiectat 36503 10929 29978 8976 82 2020 proiectat 38511 11530 31627 9469 82 2021 proiectat 40629 12164 33367 9990 82 2022 proiectat 42864 12833 35202 10539 82 2023 proiectat 45221 13539 37138 11119 82 2024 proiectat 47708 14284 39180 11731 82 2025 proiectat 50332 15070 41335 12376 82 2026 proiectat 53100 15898 43609 13057 82 2027 proiectat 56021 16773 46007 13775 82 2028 proiectat 59102 17695 48538 14532 82 2029 proiectat 62353 18668 51207 15332 82


În perioada 2004 – 2007, performanţa macroeconomică a României s-a îmbunătăţit. Creşterea produsului intern brut (PIB) a înregistrat un ritm mediu anual de peste 6% şi a fost însoţită de un proces susţinut de macrostabilizare. În anul 2007, PIB-ul României a ajuns la circa 412 miliarde RON, reprezentând o triplare faţă de anul 2000. Cu toate acestea, PIB-ul pe locuitor, calculat la puterea de cumpărare standard reprezenta aproape 41% din media UE .

Rata inflaţiei a înregistrat un trend descendent, de la începutul anului 2000, de la aproximativ 20% la 6,71%, valoarea actuală înregistrată în anul 2008. Ţinta pentru rata inflaţiei preconizată pentru anul 2009 este de 3,5%.

Datorită faptului că studiul de faţă operează cu costuri fixe, nu sunt incluse proiecţii privind inflaţia.

În ultimii ani, rata şomajului în România a fost în jur de 6 – 7% din total forţă de muncă, înregistrându-se valori mai mici în mediul rural decât în mediul urban.

Rata şomajului în regiunea Nord-Vest a fost de 2,9% la nivelul anului 2007. În anul 2007, la nivelul judeţului Bihor s-au înregistrat 6706 şomeri, judeţul atingând o rată a şomajului de 2,4%.

2029 proiectat 104382 31252 87755 26274 84


94

Conform statisticilor Agenţiei Judeţene pentru Ocuparea Forţei de Muncă Bihor, comparativ cu anul 2007, în anul 2008 s-a înregistrat o creştere semnificativă a numărului de şomeri la nivelul judeţului, acesta ajungând la 8596. Prima parte a anului 2009 a fost afectată de acelaşi trend crescător, la 30 aprilie 2009 înregistrându-se un număr de 11150 şomeri. Şi la nivelul Municipiului Oradea s-a observat o creştere considerabilă a ratei şomajului, de la un număr de 749 şomeri în aprilie 2008 la 1885 şomeri în aprilie 2009. Numărul mare al persoanelor mediate în anul 2009, comparativ cu 2008 indică o creştere semnificativă a şomajului şi redă mai bine realitatea socială a municipiului, din acest punct de vedere.

În ceea ce priveşte salariile, se estimează că, în termeni reali, acestea vor creşte în acelaşi ritm cu creşterea economică, adică cu 3% scenariul pesimist, 5,5% scenariul echilibrat şi 8% scenariul optimist. Proiecţia salariilor nete la nivelul României şi al municipiului Oradea, în funcţie de cele trei scenarii menţionate, este prezentată în tabelul 4.5.

Tabelul 4.5 – Proiecţii privind evoluţia salariului net în România şi Municipiul Oradea, perioada 2004-2029

An Real/proiectat România Oradea, Judeţul Bihor

2004 real 599 506,6 2005 real 746 629 2006 real 862 692 2007 real 1042 811 2008 real 1272 988,42

Pesimist Optimist Echilibrat Pesimist Optimist Echilibrat 1,03 1,08 1,055 1,03 1,08 1,055

2009 proiectat 1310 1374 1342 1018 1067 1043 2010 proiectat 1349 1484 1416 1049 1153 1100 2011 proiectat 1390 1602 1494 1080 1245 1161 2012 proiectat 1432 1731 1576 1112 1345 1224 2013 proiectat 1475 1869 1662 1146 1452 1292 2014 proiectat 1519 2019 1754 1180 1568 1363 2015 proiectat 1564 2180 1850 1216 1694 1438 2016 proiectat 1611 2354 1952 1252 1829 1517 2017 proiectat 1660 2543 2059 1290 1976 1600 2018 proiectat 1709 2746 2173 1328 2134 1688 2019 proiectat 1761 2966 2292 1368 2305 1781 2020 proiectat 1814 3203 2418 1409 2489 1879 2021 proiectat 1868 3459 2551 1452 2688 1983 2022 proiectat 1924 3736 2692 1495 2903 2092 2023 proiectat 1982 4035 2840 1540 3135 2207 2024 proiectat 2041 4358 2996 1586 3386 2328 2025 proiectat 2102 4706 3161 1634 3657 2456 2026 proiectat 2165 5083 3335 1683 3950 2591 2027 proiectat 2230 5490 3518 1733 4266 2734 2028 proiectat 2297 5929 3711 1785 4607 2884 2029 proiectat 2366 6403 3916 1839 4976 3043

Sursa: Anuarul Statistic al României, INS, Bucureşti – ediţiile 2005, 2006, 2007, 2008.

Ca şi veniturile medii nete lunare, veniturile brute pe gospodărie vor avea acelaşi ritm de creştere, în funcţie de creşterea economică. Veniturile brute pe gospodărie, la nivel naţional şi la nivelul municipiului Oradea în cele trei scenarii propuse, sunt prezentate în tabelele 4.6 – 4.8.


95

Tabelul 4.6 – Proiecţii privind venitul brut pe gospodărie în România şi Municipiul Oradea, perioada 2007-2029, scenariul pesimist

An Medie naţională,

RON/lună pe gospodărie

Decila naţională #1, RON/lună pe gospodărie

Medie Bihor, RON/lună pe gospodărie

Bihor, Decila #1, RON/lună pe gospodărie

Bihor, procent din media

naţională(%)

Istoric,preţuri actuale

2007 1685 783 1213 563 72 2008 2250 830 1537 713 68

Proiecţii,preţuri fixe

1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 2009 2318 855 1583 734 68 2010 2387 881 1631 756 68 2011 2459 907 1680 779 68 2012 2532 934 1730 802 68 2013 2608 962 1782 827 68 2014 2687 991 1835 851 68 2015 2767 1021 1890 877 68 2016 2850 1051 1947 903 68 2017 2936 1083 2005 930 68 2018 3024 1115 2066 958 68 2019 3115 1149 2128 987 68 2020 3208 1183 2191 1017 68 2021 3304 1219 2257 1047 68 2022 3403 1255 2325 1078 68 2023 3505 1293 2395 1111 68 2024 3611 1332 2466 1144 68 2025 3719 1372 2540 1178 68 2026 3830 1413 2617 1214 68 2027 3945 1455 2695 1250 68 2028 4064 1499 2776 1288 68 2029 4186 1544 2859 1326 68



96

Tabelul 4.7 – Proiecţii privind venitul brut pe gospodărie în România şi Municipiul Oradea, perioada 2007-2029, scenariul optimist







naţională(%)


2007 1685 783 1213 563 72 2008 2250 830 1537 713 68


1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 2009 2430 896 1660 770 68 2010 2624 968 1793 832 68 2011 2834 1046 1936 898 68 2012 3061 1129 2091 970 68 2013 3306 1220 2258 1048 68 2014 3570 1317 2439 1131 68 2015 3856 1422 2634 1222 68 2016 4165 1536 2845 1320 68 2017 4498 1659 3072 1425 68 2018 4858 1792 3318 1539 68 2019 5246 1935 3584 1662 68 2020 5666 2090 3870 1795 68 2021 6119 2257 4180 1939 68 2022 6609 2438 4514 2094 68 2023 7137 2633 4876 2262 68 2024 7708 2844 5266 2443 68 2025 8325 3071 5687 2638 68 2026 8991 3317 6142 2849 68 2027 9710 3582 6633 3077 68 2028 10487 3869 7164 3323 68 2029 11326 4178 7737 3589 68



97

Tabelul 4.8 – Proiecţii privind venitul brut pe gospodărie în România şi Municipiul Oradea, perioada 2007-2029, scenariul echilibrat







naţională(%)


2007 1685 783 1213 563 72 2008 2250 830 1537 713 68


1,055 1,055 1,055 1,055 1,055 2009 2374 876 1622 752 68 2010 2504 924 1711 794 68 2011 2642 975 1805 837 68 2012 2787 1028 1904 883 68 2013 2941 1085 2009 932 68 2014 3102 1144 2119 983 68 2015 3273 1207 2236 1037 68 2016 3453 1274 2359 1094 68 2017 3643 1344 2489 1154 68 2018 3843 1418 2625 1218 68 2019 4055 1496 2770 1285 68 2020 4278 1578 2922 1356 68 2021 4513 1665 3083 1430 68 2022 4761 1756 3252 1509 68 2023 5023 1853 3431 1592 68 2024 5299 1955 3620 1679 68 2025 5591 2062 3819 1772 68 2026 5898 2176 4029 1869 68 2027 6223 2295 4251 1972 68 2028 6565 2422 4485 2080 68 2029 6926 2555 4731 2195 68


4.1.2. Predicția evoluției necesarului de energie termică

Proiecţiile privind evoluția necesarului de energie termică vor sta la baza dimensionării capacităţii sursei în opţiunile analizate.

4.1.2.1. Necesarul de energie termică la nivelul consumatorilor


98

Proiecţia necesarului de energie termică la nivelul consumatorilor se realizează plecând de la anul de bază 2008, ca fiind cel mai recent an pentru care se deţin informaţii.

Necesarul actual de energie termică s-a stabilit prin utilizarea următoarei abordări: • calculul teoretic în baza numărului de consumatori şi a consumurilor specific; analiza energiei

termice facturate lunar la consumator, pentru anii 2007 şi 2008, corectată cu temperaturile medii exterioare;

• analiza consumurilor înregistrate la limita centralei, oră de oră, pe perioada anilor 2005-2008, corelată cu temperaturile exterioare şi cu nivelul pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie.

Cantităţile de energie termică vândute în anul 2008, sunt prezentate în tabelul 4.9.

Tabelul 4.9 - Cantitatea de energie termică vândută în anul 2008

Specificaţie UM Încălzire Acc Total Energie termică vândută, nivel an 2008 MWh/an 500.367 160.825 661.192

Necesarul orar la consumator la nivelul anului 2008 este de 280,86 MW (241,5 Gcal/h), din care 261,67 MW (225 Gcal/h) reprezintă necesarul pentru încălzire şi 19,18 MW (16,5 Gcal/h) reprezintă necesarul mediu pentru apa caldă de consum. Valoarea de 261,67 MW (225 Gcal/h) reprezintă necesarul la temperatura exterioară de -15ºC. Această temperatură este întâlnită rar şi cu o durată anuală foarte mică, în general în ore neconsecutive.

Pentru evitarea supradimensionării capacităţii de producere, este mai rezonabilă considerarea unei temperaturi minime exterioare de -12ºC, pentru care necesarul de energie termică (tabelul 4.10) pentru încălzire devine 239,22MW (205,7 Gcal/h), ceea ce conduce la un necesar orar total de 258,41MW (222,2 Gcal/h).

Tabelul 4.10 - Necesarul orar actual la consumator

Specificaţie UM Incălzire Acc Total Necesar maxim orar, la consumator MW 239,2 19,2 258,4

Corecţia necesarului de energie termică funcţie de numărul de grade-zile Pentru cantitatea anuală energie termică vândută, componenta aferentă încălzirii trebuie

corectată funcţie de faptul dacă anul a fost mai cald sau mai rece decât un an standard din SR 4839/1997.

Un indicator care serveşte la evaluarea necesarului de căldură este numărul de grade-zile, stabilit cu valorile temperaturii interioare convenţionale de calcul (200C) conform SR 1907-2 şi cu valorile temperaturii exterioare medii lunare, corespunzătoare perioadei considerate.

În fig. 4.1 sunt prezentate, comparativ, temperaturile medii lunare din anul 2008 şi cele aferente unui an standard (conform SR 4839).

Se observă că anul 2008 a fost mai cald decât un an standard. Ca urmare, se corectează cantitatea anuală de energie termică pentru încălzire cu coeficientul de corecţie 1,117, egal cu raportul dintre gradele-zile aferente anului 2008 şi anului din SR 4839/1997.

Următorii factori influenţează evoluţia necesarului de energie termică: • Economia de energie, prin:

Programul de reabilitare termică a clădirilor de locuit; Alte măsuri de economisire a energie (contorizare, robinete termostatice, etc);

• Evoluţia numărului de consumatori: Deconectări şi reconectări; Consumatori noi în perioada 2009-2029;

• Efectele schimbărilor climatice.


99

-3

0

3

6

9

12

15

18

21

24

Ian Feb Mar Apr Mai Iun Iul Aug Sep Oct Nov Dec Medie

2008 SR 4839

Fig. 4.1 – Temperaturi medii lunare anul 2008, comparativ cu SR 4839

Programul de reabilitare termică a clădirilor de locuit Politica energetică europeană cuprinde un set de politici şi măsuri transpuse în obiective clare,

astfel: • obiectiv obligatoriu pentru 2020 privind reducerea cu 20% a emisiilor de gaze cu efect de seră; • obiectiv obligatoriu pentru 2020 privind asigurarea unei ponderi de 20% a surselor regenerabile de

energie în configuraţia energetică a Uniunii Europene; • un plan de reducere cu 20% a consumului global de energie primară în UE până în anul 2020.

Directiva 2006/32/CE a Parlamentului European si a Consiliului din 5 aprilie 2006 privind eficienţa energetică la utilizatorii finali şi serviciile energetice şi de abrogare a Directivei 93/76/CEE a Consiliului prevede ca Statele Membre să ia toate măsurile pentru îmbunătăţirea eficienţei energetice la utilizatorii finali şi stabilirea unei ţinte naţionale privind economiile de energie.

Conform datelor din Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020, fondul locativ urban din România alimentat cu căldură în sistem centralizat a reprezentat de 83.800 blocuri de locuinţe, cu circa 3 milioane de apartamente şi 7 milioane de locatari, mulţi cu venituri modeste. Procentual, numărul locuinţelor racordate la sisteme centralizate de încălzire urbană reprezintă 57,9% din totalul locuinţelor din mediul urban şi 30,7% din totalul locuinţelor. Pierderile energetice mari de (40 – 50)% reclamă reabilitarea termică de urgenţă a acestor clădiri.

OUG nr. 18/2009 privind creşterea performanţei energetice a blocurilor de locuinţe stabileşte lucrările de intervenţie pentru izolarea termică a blocurilor de locuinţe construite după proiecte elaborate în perioada 1950—1990, etapele necesare realizării lucrărilor, modul de finanţare a acestora, precum si obligaţiile şi răspunderile autorităţilor administraţiei publice si ale asociaţiilor de proprietari.

Lucrările de intervenţie se realizează în baza următoarelor programe privind creşterea performantei energetice la blocurile de locuinţe:

program local multiannual - fundamentat și elaborat de autorităţile administraţiei publice locale, pe baza contractelor de mandat încheiate cu asociaţiile de proprietari;

program naţional multiannual - elaborat de Ministerul Dezvoltării Regionale şi Locuinţei in baza programelor locale;

finanţarea executării lucrărilor de intervenţie se asigură astfel: 50% din alocaţii de la bugetul de stat, în limita fondurilor aprobate anual cu această

destinaţie în bugetul Ministerului Dezvoltării Regionale şi Locuinţei;


100

30% din fonduri aprobate anual cu aceasta destinaţie în bugetele locale şi/sau din alte surse legal constituite;

20% din fondul de reparaţii al asociaţiei de proprietari şi/sau din alte surse legal constituite.

Situaţia imobilelor racordate la sistemele centralizate de încălzire urbană din municipiul Oradea este prezentată în paragraful 3.2.10.

Efectul reabilitării termice a clădirilor de locuit este cuantificat în cadrul prezentului studiu la o valoare medie de 25% pentru reducerea necesarului de energie termică pentru încălzire. Întrucât acest proces este la început în momentul de faţă la noi în ţară şi efectele lui de realizare sunt cunoscute punctual doar în câteva localităţi, în documentaţie au fost luaţi în considerare şi indici din literatura de specialitate pentru lucrări de acest tip. Aprecierile noastre fiind conservative, valoarea rezultată reprezintă o medie/apartament pe perioada de analiză.

Conform celor agreate cu reprezentanţii Primăriei municipiului Oradea, în perioada 2009-2015 se consideră reabilitarea termică a unui număr de 38 blocuri/an, ceea ce conduce la un număr de 1079 apartamente/an (992 apartamente convenţionale/an).

Efectul investiţiei realizate într-unul din ani se cuantifică în anul următor.

Alte măsuri de economisire a energiei Măsurile generale de eficienţă energetică şi economisire a energiei în clădiri şi efectele acestora

sunt următoarele: • Placă reflectorizantă în spatele caloriferului; • Etanşarea ferestrelor cu cheder de cauciuc; • Izolare termică exterioară cu vată minerală; • Ferestre noi termoizolante; • Înlocuirea uşilor; • Contorizarea căldurii; • Termostate calorifer.

Primele două măsuri pot conduce la economii de energie termică de cca (2 – 5)% (Sursa: Danish Ecological Council, 2006).

Instalarea de termostate şi contorizarea conduc la cele mai importante economii de energie, de cca (20 – 30)%.

Având în vedere că este finalizată contorizarea la nivel de branşament, robineţii termostatici au fost instalaţi în procent de cca 70%, nu se estimează o reducere viitoare semnificativă bazată pe aceste măsuri.

Deconectări şi reconectări În Oradea, ca şi toate oraşele din România, s-au înregistrat, în perioada de început a anilor

2000, deconectări de la sistemul centralizat de alimentare cu energie termică, cauzată de preţul scăzut al gazelor naturale.

Se remarcă totuşi faptul că numărul deconectărilor în municipiul Oradea a fost relativ scăzut. Conform situaţiei prezentate în paragraful 3.2.2, în municipiul Oradea, în perioada 2004-2008 numărul deconectărilor de la alimentarea în sistem centralizat a fost aproximativ egal cu cel al reconectărilor.

În baza analizei, împreună cu beneficiarul, a evoluţiei deconectărilor/reconectărilor de la/la sistemul centralizat, a rezultat că acestea vor fi nesemnificative. Această estimare se bazează pe evoluţia ascendentă a preţului gazelor naturale, importanţei crescânde care se acordă problemelor de mediu, siguranţei persoanelor şi bunurilor publice şi private, cât şi investiţiilor ce se vor efectua în sistemele de termoficare conform strategiei naţionale în domeniu.

Un al element care contribuie la această concluzie este acela că în conformitate cu Legea nr.3252006 a serviciului public de alimentare cu energie termică, zona alimentată în sistem centralizat poate fi declarată ca zonă unitară de încălzire.

Consumatori noi în perioada 2009-2029 Includerea de consumatori noi, în anii 2009, 2012, 2013 şi 2015, totalizând 19,5 Gcal/h (22,7

MWt), este bazată pe date realiste (ansambluri de locuinţe şi dotări social-culturale începute şi încă


101

nefinalizate sau cu grad ridicat de realizare). De asemenea, la nivelul anului 2024 s-a considerat preluarea de consumatori din zonele metropolitane care vor fi create, totalizând 6,3 Gcal/h (7,3 MWt), dar numai consumatori aflaţi la o distanţă de maxim 6 km de centrală, şi în procent de 30% din consumatorii posibili.

Astfel, conform datelor agreate cu Primăria municipiului Oradea, în perioada 2009-2029 se iau în considerare următorii consumatori noi: • Anul 2009 – creştere cu cca 3.162 Gcal/an, prin:

Extindere PT 316 cu 21 imobile P+1 şi P+2, totalizând 193 apartamente convenţionale; Extindere PT 702 cu 20 case, totalizând 20 apartamente convenţionale; Extindere PT 718 cu 30 case, totalizând 30 apartamente convenţionale;

• Anul 2012 - creştere cu cca 2056 Gcal/an, prin: Extindere PT 808 cu 3 imobile P+3, totalizând 92 apartamente convenţionale; Extindere PT 136 cu 6 case, totalizând 6 apartamente convenţionale; Extindere PT 155 cu 30 case, totalizând 30 apartamente convenţionale; Extindere PT 313 cu 30 case, totalizând 30 apartamente convenţionale;

• Anul 2013 - creştere cu cca 23.330 Gcal/an, prin: Zona Cetate; Campus şcolar;

• Anul 2015 - creştere cu cca 29.477 Gcal/an, prin: Zona Luceafărul, cu 2000 apartamente fizice, totalizând 1840 apartamente convenţionale; Zona Grigorescu, cu 250 case, totalizând 250 apartamente convenţionale; Zona Europa, cu 135 case, totalizând 135 apartamente convenţionale; Zona Tineretului, cu 400 case, totalizând 400 apartamente convenţionale; Zona TVT, cu cca 200 apartamente fizice, totalizând 184 apartamente convenţionale;

• Anul 2024 – preluarea unor zone limitrofe. Se consideră preluarea a cca 30% din populaţia acestor zone, rezultând o creştere cu cca 17.341 Gcal/an, prin:

Zona Borş: cca 419 apartamente convenţionale; Zona Santandrei: cca 477 apartamente convenţionale; Zona Paleu: cca 198 apartamente convenţionale; Zona Episcopia Bihor: cca 240 apartamente convenţionale.

Efectele schimbărilor climatice Gazele cu efect de serǎ rezultate din activitǎţile umane absorb radiaţiile infraroşii reemise de

sol, stricând balanţa dintre energia primită de la soare şi cea returnată în spaţiu. Acest fapt are ca efect previzionat fenomenul de încălzire globală, respectiv creşterea temperaturii globale. Încălzirea globală este un fenomen unanim acceptat de comunitatea ştiinţifică internaţională. Temperatura medie globală a crescut cu 0,6 ± 0,2°C, faţă de momentul începerii monitorizării (anul 1860). Se estimează o creştere a temperaturii globale cu (1 – 3,5)°C până în anul 2100, reprezentând o schimbare mai mare decât cea petrecută în ultimii 10.000 de ani.

Cel de-al „4-lea Raport Global de Evaluare a Schimbărilor Climatice (AR4)” elaborat de către IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) prezintă ultimele rezultate şi observaţii ştiinţifice cu privire la cauzele schimbărilor climatice şi la impactul pe termen scurt, mediu şi lung al acestora.

În România (fig. 4.2), faţă de creşterea temperaturii medii anuale globale de 0,6°C pe perioada 1901-2000, media anuală a înregistrat o creştere de 0,3°C. Pe perioada 1901-2006 creşterea a fost de 0,5°C faţă de 0,74°C la nivel global (1906-2005).


102

BUCURESTI

BRASOV

CONSTANTA

SULINA

CALARASI

IASIBISTRITA

OCNA SUGATAGBAIA MARE

SIBIU

DROBETA TURNU SEVERIN

TIMISOARA

ROMAN

TARGU JIU

M O L D A V I A N R E P U

B L I C

Fig. 4.2 – Tendinţa temperaturii medii anuale în România (°C) pe perioada 1901-2000

Sursa: Ghidul privind adaptarea la efectele schimbărilor climatice, aprobat cu OM nr.1170/2008

În Ghidul privind adaptarea la efectele schimbărilor climatice, aprobat cu OM nr.1170/2008, se estimează pentru România o creştere a temperaturii medii anuale faţă de perioada 1980-1990 între 0,5°C şi 1,5°C pentru perioada 2020-2029.

În documentul ANM „Scenarii de schimbare a regimului climatic în România în perioada 2001-2030”, cele două modele utilizate conduc la următoarele estimări: • Metoda „downscaling statistic”: Pentru perioada 2001-2030, faţă de 1961-1990, se proiectează o

creştere a temperaturii medii lunare a aerului mai mare în lunile noiembrie-decembrie şi în perioada caldă a anului (mai-septembrie), de aproximativ 1,0ºC, valori ceva mai ridicate (pană la 1,4 -1,5°C) fiind la munte, în sudul şi vestul ţării. În perioada rece a anului încălzirea nu depăşeşte 1°C (fig. 4.2). Încalzirea medie anuală, la nivelul întregii ţări, este cuprinsă între (0,7 ÷ 1,1)ºC, cele mai mari valori fiind în zona montană.

• Metoda „downscaling dinamic”: Temperatura medie anuală creşte cu un gradient orientat spre sud-estul ţării, unde încălzirea maximă medie anuală atinge 0,8°C. Vestul ţării are o încălzire medie nesemnificativă între (0 ÷ 0,2)°C.

Având în vedere cele de mai sus, se consideră, pentru municipiul Oradea, o creştere a temperaturii medii cu cca 0,5°C, pe perioada 2009-2029.

Aceasta va conduce la reducerea necesarului anual pentru încălzire cu cca 2,67%, ceea ce înseamnă o reducere a consumului total (mediu anual pe perioada de analiză) cu cca 2%.

4.1.2.2. Consumul de energie termică la nivelul sursei

Evoluţia necesarului la sursa CET Oradea este influenţată de: • reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie, care conduce la reducerea pierderilor; • evoluţia producţiei de energie termică din surse geotermale, care conduce la reducerea consumului

asigurat din sursă.

Evoluţia pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie Pentru realizarea proiecţiilor privind pierderile de căldură în sistemul de termoficare, au fost

luate în considerare următoarele aspecte: starea reţelelor primare şi secundare parametri 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 două conducte starea punctelor termice înainte de reabilitare


103

La nivelul anului 2008, pierderea totală de căldură din reţelele de transport a fost de aproximativ 26,05% din energia termică intrată în RT, valoare peste cea normată de 7%. În ultimii ani au fost reabilitaţi cca. 15% lungime cu utilizarea în majoritatea traseului a conductelor preizolate dar şi în sistem clasic.

Pierderea totală de căldură din reţelele de distribuţie a fost, la nivelul anului 2008, de aproximativ 13,74 % din energia termică intrată în RD, valoare mai mare decât cea normată de 8%. Până în prezent, din totalul de 426 km lungime conducte au fost reabilitaţi în ultimii ani cca 42,5%. Reabilitarea s-a făcut în general cu utilizarea conductelor de tip preizolat montate direct în sol (32,4%), dar şi în sistem clasic (10%). Se menţionează introducerea celui de al 4 fir de conductă pentru recircularea apei calde de consum.

Majoritatea punctelor termice urbane au o vechime de peste 40 de ani, cu utilaje şi echipamente vechi rămase în funcţiune.

În consecinţă, ca urmare a pierderilor de căldură înregistrate cauzate de vechimea reţelelor, a stării punctelor termice, în vederea eficientizării funcţionării sistemului de transport şi distribuţie se estimează luarea unor măsuri de creştere a eficienţei energetice în sistemele de transport şi distribuţie, astfel:

a). Sistemul de transport - Reabilitarea conductelor existente amplasate aerian şi subteran

Ca urmare a dificultăţilor în funcţionare datorate stării de uzură a conductelor, cât şi a diametrelor supradimensionate ale acestora, urmare a scăderea consumului de energie termică, se propune prin proiect demontarea conductelor existente şi înlocuirea acestora cu conducte noi de oţel, în soluţie preizolată sau clasică. Acestea vor avea diametre redimensionate, stabilite în urma calculelor de dimensionare, funcţie de necesarul de căldură maxim orar aferent fiecărui consumator, la etapa actuală şi de perspectivă.

Soluţia tehnică de instalare în sistem preizolat presupune utilizarea conductelor de oţel, preizolate cu izolaţie din spumă rigidă de poliuretan şi protejate cu o manta din polietilenă de mare duritate, amplasate direct în pământ, pe pat de nisip. Conductele preizolate sunt prevăzute cu sistem de senzori (conductori electrici) incorporaţi în spumă, în scopul supravegherii nivelului umidităţii izolaţiei şi localizării eventualelor defecte.

- Înlocuirea vanelor de secţionare existente cu vane noi, moderne în nodurile importante de pe traseul magistralelor de termoficare şi a principalelor ramificaţii

- Reabilitarea construcţiilor adaptarea secţiunii canalului termic existent pentru asigurarea lăţimii necesare montajului noilor conducte preizolate

b). Sistemul de distribuţie Se vor avea în vedere măsuri privind reabilitarea în continuare a conductelor de distribuţie

pentru reţelele aparţinând punctelor termice. Se va introduce conducta de recirculare a apei calde. Lucrările propuse constau în demontarea conductelor existente şi înlocuirea acestora cu

conducte preizolate montate direct în pămant, reabilitarea pe parte de construcţii. - Înlocuirea vanelor de secţionare existente cu vane noi, moderne în nodurile importante

c). Punctele termice Se menţionează că modernizările privind punctele termice au început în anii 1993÷1995, la un

număr de 27 de PT, prin înlocuirea schimbătoarelor de căldură. În momentul de faţă acestea prezintă deja o uzură de cca.50-75% încât vor necesita înlocuiri ale schimbătoarelor de căldură în următorii ani.

Mai rămân de modernizat cca. 81,5% din totalul de puncte termice, respectiv 119 PT-uri, care până în acest moment sunt reabilitate parţial, dotate cu schimbătoare de căldură noi de tipul cu plăci atât pe circuitul de încălzire cât şi de acc.

Procesul de modernizare şi reabilitare al punctelor termice constă în înlocuirea în totalitate a utilajelor vechi, cu performanţe scăzute, cu menţinerea în exploatare numai a echipamentelor noi, montate în ultimii ani la puncte termice.

Acestea vor fi dotate cu echipamente noi de ultimă generaţie (schimbãtoare de cãldurã cu plăci, pompe cu fiabilitate mare şi nivel redus de zgomot, cu turaţie variabilã, prevăzute cu convertizoare de


104

frecvenţă, sisteme moderne de expansiune, etc.), cu funcţionare automatizată performantă. Se va realiza şi reabilitarea instalaţiilor interioare şi a clãdirilor aferente.

d). Sistemul de monitorizare În cadrul acţiunii de eficientizare a sistemului de termoficare din municipiul Oradea, s-a propus

realizarea în etape a sistemului de monitorizare. Principalele direcţii urmărite în acest sens sunt:

• prevederea sistemelor de sesizare şi semnalizare a defectelor pentru conductele preizolate utilizate în vederea modernizării reţelelor termice;

• contorizarea consumului de energie termică la punctele termice pe circuitul secundar, precum şi înregistrarea şi transmiterea datelor de consum şi de funcţionare la punctul local de supraveghere;

• automatizarea funcţionării instalaţiilor termomecanice din PT, corelată cu instalarea elementelor primare de reglare la consumatori;

• nivel central de supraveghere (dispecer), care va teleurmări şi telegestiona informaţiile primite de la punctele locale (PT).

Deoarece PT-urile sunt dispersate la nivel oraş, informaţiile furnizate de aparatura locală se transmit la nivelul celor două unităţi responsabile, respectiv Dispecerul din CET Oradea şi la cel de la Serviciul de Distribuţie din oraş.

Reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie se va realiza în condiţiile următoarelor premise: investiţiile în reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie se realizează în 6 ani, în perioada

2010÷2015; efectul investiţiei realizate într-unul din ani se cuantifică în anul următor; pierderile finale vor avea următoarele valori:

pierderi în reţele transport 7% (raportat la energia termică la intrarea în RT); pierderi în reţele de distribuţie 8% (raportat la energia termică la intrarea în RD).

Evoluţia surselor de energie geotermale Surse geotermale existente În prezent, SC Electrocentrale Oradea SA achiziţionează energie termică produsă din surse

geotermale, de la compania SC TRANSGEX SA, pe care o introduce în reţelele sale de distribuţie. Cantitatea de energie termică achiziţionată la nivelul anului 2008 a fost de 19.187 MWh/an (16.498 Gcal/an).

Pe durata perioadei de analiză 2009-2029 se consideră, conform celor estimate de către SC TRANSGEX SA, achiziţia în continuare a aceleiaşi cantităţi anuale.

Surse geotermale noi În municipiul Oradea există potenţial de dezvoltare a surselor geotermale. În present, este în

stadiu de execuţie un studiu de evaluare a acestui potenţial, beneficiar fiind Primăria municipiului Oradea.

Conform analizei efectuate cu reprezentanţii Primăriei Oradea, în cadrul acestui studiu se ia în considerare o cantitate de energie termică de cca 61.639 MWh/an (53.000 Gcal/an) – posibil a fi produsă în perspectivă, eşalonat, începând cu anul 2014 (implementarea investiţiei în perioada 2013-2016). După atingerea capacităţii finale, se consideră o reducere anuală, începând cu anul 2016, de 2%, datorită specificului de exploatare a acestui tip de resurse.

Această cantitate de energie termică va fi introdusă, de asemenea, în reţeaua de distribuţie.

4.1.2.3. Sinteza evoluţiei necesarului de energie termică în sistem centralizat

În baza elementelor prezentate anterior, s-au realizat proiecţiile privind necesarul de energie termică la nivelul consumatorului, s-a determinat evoluţia pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie şi evoluţia surselor geotermale.

Sinteza proiecţiilor privind necesarul de energie termică în punctele principale ale sistemului centralizat de alimentare cu energie termică (consumator, reţele de transport şi distribuţie, limita


105

sursei), considerând şi cantităţile de energie termică din surse geotermale, este prezentată în tabelul 4.11.

Tabelul 4.11 – Evoluţia necesarului de energie termică în sistemul centralizatǎ (în Gcal/an)

Energie termică din surse geotermale (intrată în reţeaua de

distribuţie) Anul Necesarul la consumator

Pierderi STD

TRANSGEX Surse noi Total

Productia la sursa

2009 609.088 324.278 16.498 - 16.498 916868 2010 606.848 323.064 16.498 - 16.498 913.414 2011 604.608 275.611 16.498 - 16.498 863.721 2012 604.259 233.076 16.498 - 16.498 820.837 2013 623.850 200.495 16.498 - 16.498 807.847 2014 621.610 160.704 16.498 13.250 29.748 752.566 2015 646.652 130.748 16.498 26.500 42.998 734.402 2016 644.412 97.333 16.498 39.750 56.248 685.497 2017 644.412 96.335 16.498 53.000 69.498 671.250 2018 644.412 96.415 16.498 51.940 68.438 672.390 2019 644.412 96.493 16.498 50.901 67.399 673.507 2020 644.412 96.570 16.498 49.883 66.381 674.601 2021 644.412 96.645 16.498 48.886 65.384 675.674 2022 644.412 96.719 16.498 47.908 64.406 676.725 2023 644.412 96.791 16.498 46.950 63.448 677.756 2024 660.393 99.380 16.498 46.011 62.509 697.264 2025 660.393 99.449 16.498 45.090 61.588 698.254 2026 660.393 99.517 16.498 44.189 60.687 699.223 2027 660.393 99.584 16.498 43.305 59.803 700.173 2028 660.393 99.649 16.498 42.439 58.937 701.105 2029 660.393 99.713 16.498 41.590 58.088 702.017 Curbele clasate ale sarcinii termice la limita sursei, pentru anul 2009 şi anul 2029, determinate

pe baza curbei clasate a temperaturilor exterioare în perioada 1989-2008, sunt prezentate în figura următoare.

Evoluţia sarcinii termice orare necesare a fi asigurată din centrală în perioada 2009-2029 este prezentată în tabelul 4.12 şi în fig. 4.4.

Dimensionarea sursei se va realiza în baza sarcinii termice care trebuie asigurate începând cu anul finalizării investiţiei în sursă, corelat şi cu evoluţia sarcinii termice în anii următori.

Valoarea sarcinii termice aferente apei calde de consum este utilizată pentru dimensionarea capacităţii de bază.


106

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Durata [h/an]

Ener

gia

term

ica

la li

mita

CET

[Gca

l/h]

2029 2009

Fig. 4.3 - Curbele clasate ale sarcinii termice la limita centralei, anii 2009 şi 2029

Tabelul 4.12 – Evoluţia sarcinii termice orare la sursă (în Gcal/h)

Anul Iarna (încălzire + apa caldă de consum)

Vara (apă caldă de consum)

2009 342,7 31,3* 2029 269,4 19,3*

*) Nu include consumul asigurat din surse geotermale

Evolutia sarcinii termice orare asigurate din CET Oradea

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ener

gia

term

ica

la li

mita

sur

sei (

Gca

l/h)

Sarcina termica iarna Sarcina termica vara

Fig. 4.4 - Evoluţia sarcinii termice orare la sursă, perioada 2009 - 2029


107

4.2. Scenariile de alimentare cu energie termică a municipiului Oradea

Scopul elaborării prezentului studiu este de a identifica şi prioritiza necesităţile investiţionale, astfel încât să respecte – la cel mai mic cost – conformarea cu Directivele CE din sectorul de mediu, luând în considerare suportabilitatea investiţiilor de către populaţie şi capacitatea locală de implementare a proiectului

Investiţiile care se vor realiza trebuie să conducă la protecţia şi îmbunătăţirea calităţii mediului şi a standardelor de viaţă în România, urmărindu-se conformarea cu prevederile acquis-ului de mediu. Aceasta trebuie să se concretizeze în servicii publice eficiente, cu luarea în considerare a principiului dezvoltării durabile şi a principiului “poluatorul plăteşte”.

Scenariile care vor fi analizate sunt definite pentru întregul sistem de alimentare cu energie termică din municipiul Oradea: sursă (în sursă există numai IMA), sistemul de transport şi distribuţie, depozitul de zgură şi cenuşă. Se ia în considerare şi evoluţia surselor geotermale.

Sunt definite scenarii comparative, în sistem de alimentare centralizată, descentralizată şi individuală, care sunt adaptate municipiului Oradea pornind de la particularităţile acestuia.

Scenariile analizate au fost definite luând în considerare toate prevederile directivelor UE şi legislaţiei naţionale, în vigoare, precum şi strategiile naţionale, regionale şi locale, referitoare la sectorul energetic, protecţia mediului (îmbunătăţirea factorilor de mediu) şi de dezvoltare socio-economică.

Sunt analizate comparativ avantajele şi dezavantajele în fiecare scenariu strategic. Cele trei scenarii strategice de alimentare cu energie termică sunt comparate şi printr-o analiză

multicriterială, în baza unor criterii de mediu, sociale şi financiare.

4.2.1. Stabilirea scenariilor

Scenariile definite pentru sistemul de alimentare cu energie termică care sunt adaptate municipiului Oradea, sunt următoarele:

Scenariul I – alimentare cu energie termică în sistem centralizat Definirea acestui scenariu are la bază existenţa infrastructurii: sursa de producere a energiei

termice şi sistemul de transport şi distribuţie. S-a luat în considerare faptul că sistemul de alimentare centralizată din municipiul Oradea este un sistem viu, caracterizat de stabilitate. Fenomenul debranşărilor a fost nesemnificativ în municipiul Oradea, iar debranşările efectuate au fost contrabalansate de conectarea de noi consumatori şi de reconectări. Pentru sursă există posibilitatea utilizării a mai multor tipuri de combustibili: lignit, gaze naturale, păcură.

Scenariul II - alimentare cu energie termică în sistem descentralizat Definirea scenariului privind modul de alimentare descentralizat a pornit de la existenţa

infrastructurii dezvoltate de-a lungul timpului pentru sistemul centralizat, având în vedere necesitatea de a nu afecta populaţia din municipiu prin lucrările de reconfigurare a sistemului. Sistemul descentralizat este conceput astfel încât să conducă la efecte pozitive asupra mediului şi efecte minime (investiţii, durată de realizare) cu impact direct asupra stării de bine a populaţiei. Aceasta deoarece lucrările majore de reconfigurare a sistemului într-un oraş de nivelul municipiului Oradea ar însemna concentrarea unor forţe uriaşe. În cazul alimentării descentralizate cu energie termică, se consideră că SC Electrocentrale Oradea SA se închide şi se prevede realizarea de centrale termice de zonă în cadrul unora dintre punctele termice existente, aceasta fiind cea mai acceptabilă variantă privind impactul asupra populaţiei. Combustibilul de bază pentru centralele de zonă va fi gazul natural.

Scenariul III - alimentare cu energie termică în sistem individual În acest caz se consideră sistarea funcţionării SC Electrocentrale Oradea SA, populaţia din

municipiul Oradea urmând a-şi monta centrale de apartament pe gaze naturale.


108

4.2.2. Avantajele și dezavantajele specifice scenariilor analizate

Avantajele şi dezavantajele estimate pentru fiecare din cele trei scenarii sunt prezentate în tabelele 4.13 – 4.15.

Tabelul 4.13 – Avantaje şi dezavantaje în Scenariul I

Scenariul I: Alimentare cu energie termică în sistem centralizat Avantaje Dezavantaje

- Reducerea poluării mediului prin producerea energie termice într-o singură sursă, amplasată la limita municipiului; - Posibilitatea controlului emisiilor poluante prin înălţimea adecvată a coşului de fum; - Reducerea poluării mediului prin utilizarea de echipamente moderne, cu eficienţă ridicată; - Utilizarea mai multor tipuri de combustibil: cărbune, gaze naturale, păcură; - Optimizarea livrării de energie termică vara dintr-o capacitate dimensionată conform necesarului şi cu eficienţă ridicată; - Utilizarea unora dintre echipamentele existente; - Menţinerea în funcţiune a sistemului de transport şi distribuţie existent.

- Sunt necesare investiţii pentru conformarea la normele de mediu privind emisiile de SO2, NOx şi pulberi ale capacităţilor existente, existând termene de conformare asumate, care trebuie respectate; - Sunt necesare investiţii pentru conformarea la normele de mediu privind depozitarea zgurii şi cenuşii rezultate din procesul de ardere a combustibililor, existând termene de conformare asumate, care trebuie respectate; - Sunt necesare investiţii pentru reabilitarea / modernizarea capacităţilor din sursă, care au o eficienţă scăzută; - Sunt necesare investiţii în sistemul de transport şi distribuţie, unde pierderile de energie termică sunt mai mari decât cele normale.

Tabelul 4.14 – Avantaje şi dezavantaje în Scenariul II

Scenariul II: Alimentare cu energie termică în sistem descentralizat Avantaje Dezavantaje

- Pentru amplasarea centralelor termice de zonă se au în vedere punctele termice existente, dintre care o parte vor fi transformate în centrale termice; - Se reduc pierderile în sistemul de transport.

- Realizarea centralelor termice va implica lucrări majore în reţeaua de distribuţie a gazelor natural, precum şi în reţelele de alimentare cu apă, canalizare şi în reţelele electrice; - Este necesară dezafectarea echipamentelor şi instalaţiilor existente în sursă şi renaturarea terenului; - Va creşte nivelului poluării în municipiu, prin aceste surse de poluare amplasate în zonele de locuit. Poluarea aferentă acestor surse se va suprapune peste celelalte surse de poluare din interiorul municipiului (cum ar fi traficul urban). - Este necesară reabilitarea şi redimensionarea sistemului de distribuţie.


109

Tabelul 4.15 – Avantaje şi dezavantaje în Scenariul III

Scenariul III: Alimentare cu energie termică în sistem individual Avantaje Dezavantaje

- Nu mai sunt necesare investiţii în IMA pentru conformare la mediu; - Nu mai sunt necesare investiţii pentru reabilitarea / modernizarea sursei existente; - Nu mai sunt necesare investiţii pentru reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie.

- Trebuie realizate surse proprii pentru cca 57.135 de apartamente situate în blocuri de locuinţe cu 4 până la 10 etaje şi cca 3.600 de case; - Amplasarea acestui număr extrem de mare de surse de poluare în municipiul Oradea se va suprapune peste celelalte surse de poluare din interiorul municipiului (cum ar fi traficul urban). şi va afecta sănătatea populaţiei (peste 200.000 de locuitori); - Este necesară dezafectarea echipamentelor şi instalaţiilor existente în sursă şi renaturarea terenului; - Impact social negativ, prin forţarea unui număr mare de locuitori să investească în centrale de apartament; - Impact estetic negativ, prin scoaterea pe peretele clădirilor a unui număr mare de coşuri; - Sunt necesare investiţii majore în reţeaua de distribuţie a gazelor naturale.

Aspecte instituţionale În Scenariul I, care se bazează pe alimentarea centralizată cu energie termică, se va menţine

actuala structură organizaţională a SC Electrocentrale Oradea SA. Personalul companiei este capabil de a opera echipamentele noi propuse în această opţiune.

În Scenariul II, caracterizat prin alimentare descentralizată cu energie termică, compania va avea de operat centrale termice de capacitate mică, precum şi sistemul de distribuţie.

În cazul Scenariului III, caracterizat prin alimentarea individuală cu energie termică, SC Electrocentrale Oradea SA va fi închisă, ceea ce va avea impact social negativ.

Analiza avantajelor şi dezavantajelor pentru cele trei scenarii strategice pune în evidenţă următoarele concluzii: • Alimentarea în sistem centralizat este mai avantajoasă din punct de vedere al poluării, deoarece

permite controlul acesteia. În cazul sistemelor descentralizate, şi îndeosebi cel individual, apare creşterea nivelului poluării într-un municipiu cu peste 200.000 locuitori, prin suprapunerea emisiilor generate la producerea energiei cu emisiile din traficul urban.

• Din punct de vedere al investiţiilor, în cazul sistemelor centralizat şi descentralizat acestea vor fi suportate de autoritatea locală / operator (deci parţial indirect de către populaţie). În cazul sistemului individual investiţia va trebui suportată direct de către fiecare familie. De asemenea, sunt necesare investiţii majore în reţeaua de gaze naturale a municipiului.

4.2.3. Analiza multicriterială comparativă

Cele trei scenarii strategice de alimentare cu energie termică sunt comparate şi printr-o analiză multicriterială, în baza următoarelor criterii: • Criterii de mediu:

Reducerea de emisii de CO2 raportată la energia echivalentă produsă; Reducerea poluării distribuite în zonele de locuinţe;

• Criterii sociale: estimarea procentuală a nivelul impactului scenariului asupra populaţiei, şi anume: Impactul lucrărilor de realizare a investiţiei asupra stării de bine a populaţiei;


110

Impactului costului investiţiei directe asupra situaţiei economice a populaţiei; • Criterii financiare:

Nivelul investiţiei

Etapele analizei multicriteriale elaborate sunt următoarele: Stabilirea unui coeficient de importanţă pentru fiecare criteriu (sub formă procentuală), astfel încât

suma acestora să fie egală cu 100%. Procentele de importanţă „nominale” sunt indicate în tabelul 4.16.

Tabelul 4.16 – Criterii şi procente de importanţă

Nr Criteriul Procent de importanţă „nominal”

1 Criterii de mediu 50%

1.1 Reducerea de emisii de CO2 raportată la energia echivalentă produsă 25%

1.2 Reducerea poluării distribuite în zonele de locuinţe 25%

2 Criterii sociale 30%

2.1 Impactul lucrărilor de realizare a investiţie asupra stării de bine a populaţiei 15%

2.2 Impactului costului investiţiei directe asupra situaţiei economice a populaţiei 15%

3 Criterii financiare 20% 3.1 Nivelul investiţiei 20%

Total 100%

Acordarea unui punctaj, în domeniul 0-10, valoarea 10 fiind asociată cu îndeplinirea totală a obiectivului criteriului respectiv. Se ierarhizează scenariile. Fiind 3 scenarii, scenariul cu cel mai mic grad de îndeplinire a obiectivului criteriului primeşte 3 puncte, iar scenariul cu cel mai mare grad de îndeplinire a obiectivului criteriului primeşte 10 puncte.

Determinarea importanţei, pentru fiecare criteriu, pentru fiecare scenariu analizat. Se determină prin efectuarea produsului dintre coeficientul de importanţă acordat şi punctajul acordat, raportat la punctajul maxim (10 puncte).

Determinarea punctajului total, obţinut de fiecare scenariu analizat, prin însumarea rezultatelor pentru fiecare criteriu.

Ierarhizarea scenariilor analizate funcţie de punctajul total.

Având în vedere aceste aspecte, s-au evaluat scenariile de alimentare cu energie termică în tabelele 4.17 – 4.21.

Tabelul 4.17 – Criteriul 1.1 - Reducerea de emisii de CO2 raportată la energia echivalentă produsă

Scenariul I Sistem centralizat

Scenariul II Sistem descentralizat

Scenariul III Sistem individual

S-a acordat punctajul maxim 10 (zece) deoarece în acest caz se produce energie termică şi electrică în cogenerare în centrale electrice cu eficienţa energeticǎ ridicatǎ (randamente de 80%)

Nu se utilizează cogenerarea. Pentru echivalarea soluţiilor se consideră că diferenţa de energie electrică se produce în CTE existente cu randamente mai mici decât în cele de cogenerare. Prin urmare, emisiile de CO2 în acest scenariu sunt mai mari şi i se acordă 7 (şapte) puncte.

Nu se utilizează cogenerarea. Pentru echivalarea soluţiilor se consideră că diferenţa de energie electrică se produce în CTE existente cu randamente mai mici decât în cele de cogenerare. Prin urmare emisiile de CO2 în acest scenariu sunt mai mari şi i se acordă 7 (şapte) puncte.


111

Tabelul 4.18 – Criteriul 1.2 - Reducerea poluării distribuite în zonele de locuinţe




S-a acordat punctajul maxim 10 (zece) deoarece în acest caz se produce energie electrică şi energie termică în sursă unică cu posibilitatea monitorizării emisiilor. Amplasarea sursei de energie în afara zonei locuibile conduce la reducerea poluării distribuite în zonele de locuinţe.

Sursele fiind localizate în oraş (20 centrale de zonă) se acordă 7 (şapte) puncte.

Considerând că în fiecare apartament se va monta câte o centrală termică, rezultă o creştere a poluării, datorită multitudinii de surse de poluare amplasate în zonele de locuit. Astfel s-a acordat punctajul minim 3 (trei) puncte.

Tabelul 4.19 – Criteriul 2.1 - Impactul realizării lucrărilor de investiţie asupra populaţiei




S-a acordat punctajul cel mai bun 8 (opt) deoarece în acest scenariu lucrările de investiţie pentru realizarea sursei se desfăşoară în afara oraşului, impactul asupra populaţiei fiind minim.

Sursele fiind localizate în oraş (20 centrale de zonă) va fi nevoie de intervenţii în zona locuită, se acordă 5 (cinci) puncte.

Din punct de vedere al impactului realizării lucrărilor asupra populaţiei, în acest scenariu acesta este minim, montarea centralelor individuale afectând doar cvartalul unde se realizează lucrările. Totuşi, fiind nevoie de redimensionarea reţelei de alimentare cu gaze naturale, există un impact negativ asupra populatie datorită lucrărilor necesare pentru realizarea acesteia. Prin urmare se acordă 7 (şapte) puncte.

Tabelul 4.20 – Criteriul 2.2 - Impactul costului investiţiei asupra populației




S-a acordat punctajul maxim 10 (zece) deoarece, prin utilizarea unei părţi din structura existentă valoarea investiţie este mai mică şi costul investiţiei îl suportă municipalitatea

Costul investiţiei îl suportă municipalitatea şi se acordă 10 (zece) puncte

Costurile aferente investiţiilor (centrale termice individuale) fiinf acoperite de consumator (populaţie) se acordă punctajul minim 3 (trei) puncte.

Tabelul 4.21 – Criteriul 3.1 –Nivelul investiţiei




Valoarea investiţiei este mai mare decât cea din scenariul III, şi se acordă 7 (şapte) puncte

Valoarea investiţiei este cea mai mare dintre cele trei scenarii şi se acordă 5 (cinci) puncte

Valoarea investiţiei este cea mai mică, fiind pe primul loc se acordă punctajul maxim 10 (zece) puncte


112

Rezultatele analizei multicriteriale sunt prezentate în tabelul 4.22.

Tabelul 4.22 – Rezultatele analizei multicriteriale

Criteriul 1.1 Criteriul 1.2 Criteriul 2.1 Criteriul 2.2 Criteriul 3.1

Reducere emisii CO2 raportat la

energia echivalenta

produsa

Reducere poluare

distribuita

Impactul realizarii

lucrarilor de investitie asupra

populatiei

Impact costului

investitiei

Nivelul investitiei

25% 25% 15% 15% 20% 100.0%

Punctaj acordat 10.00 10.00 8.00 10.00 7.00 45.00

Importanta 25.00% 25.00% 12.00% 15.00% 14.00% 91.0%

Punctaj acordat 7.00 7.00 5.00 10.00 5.00 34.00

Importanta 17.50% 17.50% 7.50% 15.00% 10.00% 67.5%

Punctaj acordat 7.00 3.00 7.00 3.00 10.00 30.00

Importanta 17.50% 7.50% 10.50% 4.50% 20.00% 60.0%

Total

Scenariul III - Alimentare individuala

Scenariul I - Alimentare centralizata

Scenariul II - Alimentare

descentralizata

Se constată că, în urma evaluării scenariilor, cu sublinierea efectelor asupra mediului şi asupra

populaţiei, scenariul de alimentare centralizată cu energie termică rezultă optim.

4.3. Analiza comparativă a opţiunilor în cadrul scenariilor propuse

În cadrul fiecărui scenariu prezentat în paragraful 4.2 se determină cele mai fezabile opţiuni. Opţiunile sunt definite pentru întregul sistem de alimentare centralizată cu energie termică din municipiul Oradea: sursă, sistemul de transport şi distribuţie, depozitul de zgură şi cenuşă.

Pentru opţiunile definite în cadrul fiecărui scenariu s-a realizat analiza financiară şi economică, rezultând, pentru fiecare scenariu, opţiunea optimă. Astfel, fiecare scenariu este definit printr-o opţiune.

Scenariile astfel definite printr-o opţiune sunt analizate comparativ pe baza indicatorilor de eficienţă financiară şi economică, rezultând scenariul şi opţiunea optimă pentru sistemul de alimentare cu energie termică din municipiul Oradea.

4.3.1. Metodologie şi ipoteze de lucru

4.3.1.1. Metodologie şi ipoteze de lucru pentru analiza energetică Principiul de bază considerat la definirea opţiunilor este îmbunătăţirea factorilor de mediu. Pornind de la acest considerent, obiectivul analizei este constituit de minimizarea costului de

producere a energiei termice, cu respectarea cerinţelor privind protecţia mediului şi totodată cu asigurarea calităţii şi fiabilităţii alimentării cu energie termică.

Opţiunile care vor fi analizate în cadrul fiecărui scenariu sunt definite pentru întregul sistem de alimentare centralizată cu energie termică din municipiul Oradea: sursă (în sursă există numai Instalaţii


113

Mari de Ardere), sistemul de transport şi distribuţie, depozitul de zgură şi cenuşă (pentru care este necesară conformarea la mediu).

Se ia în considerare şi evoluţia surselor geotermale. Opţiunile sunt fundamentate pe date de funcţionare (înregistrări orare) realizate în ultimii ani,

cu luarea în considerare a reducerii pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie. Un prim pas în definirea opţiunilor a fost acela de a încerca valorificarea structurii existente,

prin prevederea de reabilitări şi de echipamente de mediu. Astfel, la capacităţile existente în sistemul centralizat actual este necesară creşterea eficienţei şi reducerea poluării, asigurând durata de viaţă.

La definirea opţiunilor se iau în considerare următoarele principii de bază: • Conformarea cu cerinţele privind protecţia mediului, atât prin îndeplinirea obligaţiilor de

conformare asumate (prevederea de tehnologii pentru reducerea emisiilor de SO2, NOx, pulberi), cât şi prin reducerea poluării mediului prin utilizarea unor tehnologii moderne şi eficiente de producere a energiei;

• Conformarea cu cerinţele BREF-BAT şi cu prevederile legislaţiei UE şi naţionale privind domeniul energetic şi al protecţiei mediului. În principiu, acestea se referă la creşterea eficienţei energetice, în special prin utilizarea cogenerării;

• Nivelul emisiilor de CO2 şi implicaţiile schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră;

• Alte principii de bază: disponibilitatea combustibililor; caracteristicile tehnologiilor; alegerea unor tehnologii cu costuri de investiţii şi costuri de operare suportabile; posibilităţile de implementare locală; utilizarea surselor regenerabile; capacitatea operatorului de a opera tehnologii complexe.

Pe lângă aceste opţiuni, se defineşte un scenariu de referinţă, scenariul BAU, cu care se vor compara aceste opţiuni. Scenariul BAU presupune menţinerea situaţiei actuale la nivelul sursei şi reţelelor. La nivelul consumatorilor, scenariul BAU presupune toate acţiunile similare din opţiunile analizate (efectuarea programului de reabilitare termică a clădirilor, noi consumatori, etc).

Aşa cum rezultă din analiza situaţiei existente prezentate în capitolul 4, CET Oradea constituie o centrală în care capacităţile existente, cu excepţia cazanului nr.6 pe cărbune, au durata de viaţă depăşită cu mult. Pierderile în sistemul de transport şi distribuţie sunt de asemenea mari, îndeosebi în reţeaua de distribuţie.

Un aspect pozitiv este constituit de preocuparea autorităţilor locale pentru dezvoltarea producerii de energie termică prin utilizarea potenţialului geotermal existent în municipiu şi prin utilizarea energiei înglobate în deşeurile menajere municipale.

Ca urmare, deoarece nevoia de investiţii este stringentă pentru întregul sistem, dar îndeosebi pentru sursă, opţiunile care se analizează includ măsuri pe termen scurt, cum ar fi instalarea de echipamente pentru protecţia mediului necesare pentru conformare la cerinţele de mediu şi măsuri pe termen mediu, cum ar fi reabilitarea capacităţilor existente, instalarea de capacităţi noi, performante, pe combustibili fosili şi dezvoltarea surselor geotermale şi a surselor pe deşeuri menajere municipale. Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie este de asemenea o măsură care trebuie realizată, în vederea reducerii pierderilor.

Costurile unitare de investiţii sunt determinate pe baza a mai multor surse de informaţii, funcţie de disponibilitatea acestora. Sunt utilizate şi costuri obţinute din rularea unor programe specializate (THERMOFLOW – GT PRO, STEAM PRO, PEACE), care sunt comparate cu costuri din alte surse şi din proiecte similare.

Conformarea cu cerinţele privind protecţia mediului Termenele de conformare la cerinţele de mediu, pentru Instalaţiile Mari de Ardere din CET

Oradea, conform HG 322/2005, respectiv Autorizaţiei Integrate de Mediu revizuite la 04.08.2008, sunt următoarele:


114

• Conformare cu valorile limită de emisie pentru oxizi de azot: 31.12.2009, pentru IMA1 ( CA2) 31.12.2010, pentru IMA1 ( CA3)

• Conformare cu valorile limită de emisie pentru dioxid de sulf: 31.12.2011, pentru IMA2 (CA 4) 31.12.2012, pentru IMA2 (CA 5) 31.12.2013, pentru IMA2 (CA 6)

• Conformare cu valorile limită de emisie pentru pulberi: 31.12.2011, pentru IMA2 (CA 4) 31.12.2012, pentru IMA2 (CA 5) 31.12.2013, pentru IMA2 (CA 6)

• Conformare cu valorile limită de emisie pentru oxizi de azot pentru IMA cu o putere termică nominală mai mare de 500 MW, care utilizează combustibil solid: 1.01.2016.

În ceea ce priveşte depozitul de zgură şi cenuşă, pentru conformarea cu HG 349/2005, sistarea transportului şi depozitării sub formă de hidroamestec a zgurii şi cenuşii trebuie realizată până la 31.12.2013, iar începerea lucrărilor de închidere a depozitului trebuie realizată din 30.04.2015.

Conformarea cu cerinţele BAT-BREF pentru IMA Scopul Directivei Consiliului 96/61/EC asupra prevenirii şi controlului integrat al poluări este

de a realiza o prevenire şi un control integrat al poluării, conducând la un nivel ridicat de protecţie a mediului, în întregul său.

Termenul de “cele mai bune tehnici disponibile” este definit in articolul 2 (11) al Directivei ca fiind “stadiul cel mai avansat si efectiv de dezvoltare al activităţilor si a metodelor lor de operare, fapt ce indica adecvarea practica unor tehnici specifice de a oferi, in principiu, bazele pentru valorile limita de emise stabilite pentru a preveni, si acolo unde aceasta nu este posibila, pentru a reduce in general emisiile si impactul asupra mediului, în întregul său”. Articolul 2(11) detaliază această definiţie, astfel: • „tehnicile” reprezintă tehnologia utilizata şi modul in care instalatia este proiectata, construită,

întretinută, exploatată şi scoasă din uz; • “tehnici disponibile” sunt acelea dezvoltate la o scară care permite implementarea în sectorul

industrial relevant, in conditii economice si tehnice viabile, luându-se în considerare costurile şi avantajele, dacă aceste tehnici sunt sau nu folosite sau produse în interiorul statului membru avut în vedere, cu condiţia ca ele să fie accesibile într-un mod rezonabil operatorului”.

• “cele mai bune” înseamnă cele mai eficiente în atingerea unui nivel general înalt de protectie a mediului, în întregul său.

Conform articolului 9(4) al Directivei, valorile limită de emisii, fără a prejudicia, trebuie sa fie în conformitate cu standardele de calitate a mediului, să se bazeze pe cele mai bune tehnici disponibile, fără a se recomanda utilizarea vreunei tehnici sau tehnologii specifice, însă luându-se în considerare caracteristicile tehnice ale instalatiei respective, amplasarea ei geografica şi condiţiile locale de mediu.

Pentru centralele pe cărbune, în cadrul Documentului de Referinţă asupra Celor Mai Bune Tehnici Disponibile pentru instalaţiile mari de ardere – BREF- BAT IMA 2006, (BREF-BAT IMA 2006 ediţia engleză, Cap.4.5.4, pag.268-269), sunt prevăzute următoarele măsuri pentru creşterea eficienţei energetice: • pentru centrale existente:

cogenerare; schimbarea palelor turbinei; sisteme avansate de control al arderii; utilizarea căldurii gazului rezidual pentru încălzire locală; exces mic de aer; micşorarea temperaturii gazelor arse; reducerea carbonului nears în cenuşă.

• pentru centrale noi:


115

parametri supracritici ai aburului; cogenerare; dublă reîncălzire; încălzire regenerativă a apei de alimentare; sisteme avansate de control al arderii; utilizarea căldurii gazului rezidual pentru încălzire locală; exces mic de aer; micşorarea temperaturii gazelor arse. reducerea carbonului nears în cenuşă:

Pentru centrale pe cărbune (lignit, huilă), arderea pulverizată, arderea în strat fluidizat şi arderea în strat fluidizat sub presiune sunt considerate BAT (BREF-BAT IMA 2006, Cap.4.5.4, ediţia engleză, pag.269). De asemenea, şi arderea pe grătar este considerată BAT, dar pentru cazane cu puterea termică < 100 MW.

În principiu, atât pentru cazane noi cât şi pentru reabilitări, sunt conform BAT acele sisteme de ardere care asigură o eficienţă ridicată şi care include măsuri primare pentru reducerea emisiilor de NOx. Sistemele de automatizare avansate care conduc la reducerea emisiilor sunt de asemenea considerate BAT.

Valorile eficienţelor nete, pentru tehnologii pe cărbune, conform BREF IMA 2006, sunt prezentate în tabelul 4.23.

Tabelul 4.23 – Eficienţa netă pentru centrale pe cărbune conform BREF IMA 2006

Combustibil Tehnologie Eficiența netă Centrale noi

Eficiența netă Centrale existente

Condensţie Ardere pulverizata 42% ÷ 45% Ardere in strat fluidizat 40% Lignit Ardere in strat fluidizat sub presiune 42%

36%-40% sau o creştere de cca 3% (depind de specificul centralei, caracteristicile combustibilului, condiţiile climatice local)

Cogenerare Lignit Cogenerare 75% - 90% 75% - 90%

Sursa: BREF-BAT IMA 2006 ediţia engleză, Cap.4.5.4, pag.268-269 Pentru tehnologia de ardere pulverizată cu utilizare de combustibil lignit, valorile eficienţei

nete trebuie corectate cu influenţa instalaţiei de desulfurare a gazelor de ardere (IDG). Prevederea acestei instalaţii, necesară din punct de vedere al limitării emisiilor de SO2 , are ca efect un consum suplimentar de energie electrică de (1 – 3)%, ceea ce implică reducerea eficienţei nete, pentru cele două tipuri de combustibil, cu cca (1 - 1,5)%.

Pentru centralele pe combustibil gazos, BREF IMA 2006 (BREF-BAT IMA 2006, Cap.7.5.2, ediţia engleză, pag.477-479) prevede următoarele măsuri pentru creşterea eficienţei: • pentru centrale existente:

cogenerare; preîncălzirea combustibilului cu utilizarea căldurii reziduale; sisteme avansate de control a arderii; preîncălzirea aerului de ardere.

• pentru centrale noi: parametri supracritici ai aburului; cogenerare; preîncălzirea combustibilului cu utilizarea căldurii reziduale; dublă reâncălzire; sisteme avansate de control a arderii; preîncălzirea aerului de ardere;


116

utilizarea de materiale avansate pentru a obţine temperaturi de operare înalte.

Pentru centrale pe combustibil gazos, ciclul combinat abur-gaze şi cogenerarea reprezintă cele mai eficiente măsuri de creştere a eficienţei energetice. Prima opţiune, conform BAT, este reprezentată de ciclul combinat abur-gaze şi cogenerarea, corelat cu un nivel ridicat al cererii de energie termică.

Sistemele de automatizare avansate care conduc la reducerea emisiilor sunt de asemenea considerate BAT. Motoarele termice sunt potrivite atât pentru sisteme descentralizate, cât şi pentru sisteme centralizate.

Valorile eficienţelor nete, pentru tehnologii pe gaze naturale, conform BREF IMA 2006, sunt prezentate în tabelul 4.24.

Tabelul 4.24 – Eficienţa netă pentru centrale pe gaze naturale conform BREF-BAT IMA 2006

Tehnologie Eficiența

electrică netă Centrale noi

Eficiența electrică netă

Centrale existente

Utilizarea combustibilului

Ciclu simplu cu turbine cu gaze 36% - 40% 32% - 35% 75% - 85% Ciclu combinat cu turbine cu gaze cu ardere suplimentara, în cogenerare < 40% < 35% 75% - 85%

Ciclu combinat cu turbine cu gaze fără ardere suplimentara, în cogenerare < 38% < 35% 75% - 85%

Ciclu clasic 40% - 42% 38% - 40% Sursa: BREF-BAT IMA 2006 ediţia engleză, Cap.7.5.2, pag.479

Se remarcă faptul că, din punct de vedere al tipului tehnologiei, capacităţile existente în CET

Oradea se încadrează în prevederile BREF-BAT. Din punct de vedere al eficienţei energetice, însă, capacităţile existente în CET Oradea sunt cu mult sub nivelul eficienţei din BREF-BAT. Ca urmare, în CET Oradea sunt necesare măsuri de creştere a eficienţei energetice în sursă.

Pentru emisiile SO2, în cazul centralelor pe lignit, prevederea de instalaţii de desulfurare a gazelor de ardere şi utilizarea cărbunelui cu conţinut redus de sulf, sunt considerate BAT. Desulfurarea umedă este considerată BAT pentru unităţi cu puterea termică > 100 MWt (BREF-BAT IMA 2006, Cap.4.5.8, ediţia engleză, pag.272). Pentru pulberi, echiparea cu electrofiltre este considerată BAT (BREF-BAT IMA 2006, Cap.4.5.6, ediţia engleză, pag.270). Pentru unităţile pe gaze, reducerea emisiilor de NOx este considerată BAT (BREF-BAT IMA 2006, Cap.7.5.4, ediţia engleză, pag.480).

Constrângeri privind emisiile de CO2 CET Oradea, cu o putere termică > 20MW, intră sub incidenţa schemei de comercializare a

certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră, stabilită prin Directiva 2003/87/CE (Directiva ETS). In România, cadrul legal pentru funcţionarea schemei este asigurat de HG nr. 780/2006 privind

înfiinţarea schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră care transpune atât Directiva 2003/87/CE, cât şi Directiva 2004/101/CE.

România a decis, prin Planul Naţional de Alocare, ca în cadrul primelor două etape de funcţionare ale schemei, 2007 şi 2008-2012, atât alocarea certificatelor pentru instalaţiile existente, cât şi atribuirea certificatelor din rezerva creată pentru instalaţii nou intrate în schemă să se facă cu titlu gratuit.

Începând cu anul 2013 se vor aplica prevederile din Directiva ETS modificată, în vederea îmbunătăţirii şi extinderii schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră, care a fost aprobată de Consiliu în aprilie 2009.

Modificările importante aduse sunt următoarele: • Se va stabili un plafon la nivel UE. Plafonul UE va suporta o reducere liniară de 1,74% pe an. • Numărul total de certificate licitate de fiecare SM va fi compus din:


117

88% din numărul total de certificate care vor fi licitate se vor împărţi SM în funcţie de emisiile verificate 2005 sau media perioadei 2005-2007 (cea mai mare). Pentru România se va lua în considerare anul 2007, primul an cu emisii verificate.

10% din numărul total de certificate licitate se vor împărţi SM pentru reducerea emisiilor și adaptarea la schimbările climatice – (pentru România 53% din 10 %);

2% din numărul total de certificate licitate se vor împărţi SM care au avut emisii în 2005 mai mici cu cel puţin 20% fată de anul de bază stabilit de protocolul de la Kyoto (pentru România 29% din 2 %).

• Se acordă alocare gratuită doar pentru instalaţii pentru încălzire centralizată şi răcire şi pentru instalaţii pentru încălzire şi răcire, cu producere de energie termică în cogenerare de înaltă eficienţă destinată populaţiei, si pentru toate celelalte instalatii industriale, dar şi această alocare gratuită este redusă treptat astfel încât să devină 30% în anul 2020 şi 0% în anul 2027.

• Pentru producerea de energie electrică nu se acordă alocare gratuită. Certificatele necesare vor fi achiziţionate de pe piaţă.

• CE va adopta până pe 31.12.2010 reguli pentru alocarea certificatelor gratuite. Acestea se vor baza pe benchmark la nivel UE.

Având în vedere nivelul scăzut al eficienţei producerii energiei termice în actualele echipamente din CET Oradea, din 2013, costurile cu achiziţia certificatelor de CO2 vor deveni foarte mari, ceea ce va greva asupra preţului energiei termice vândute populaţiei.

Şi din punctul de vedere al emisiilor este astfel necesară creşterea eficienţei energetice. Alte principii de bază Disponibilitatea combustibililor Combustibilii fosili disponibili pentru utilizare în CET Oradea sunt lignitul şi gazele naturale.

Lignitul poate fi asigurat de la o distanţă de cca 80 de km faţă de centrală. Gazele naturale sunt luate în considerare deoarece în cazul utilizării acestora, investiţiile de mediu se pot diminua. S-a luat în considerare nedepăşirea nivelului maxim disponibil în prezent din punctul de preluare actual.

Caracteristicile tehnologiilor În tabelul 4.25 sunt prezentate succint avantajele şi dezavantajele celor două tipuri principale de

tehnologii.

Tabelul 4.25 – Compararea tehnologiilor

Tip echipament Avantaje Dezavantaje

Cazane de abur şi turbine cu abur

Randament general ridicat Pot utiliza orice tip de combustibil Scală largă de capacităţi disponibile Durată mare de viaţă

Costuri ridicate Timp de pornire mare

Instalaţii cu turbine cu gaze

Fiabilitate ridicată Căldura recuperabilă din gaze de ardere cu temperatură ridicată Nu necesită apă de răcire Pot funcţiona pe mai mulţi combustibili Nivel scăzut de emisii

Eficienţă mecanică mai scăzută decât la ITG Necesită presiune ridicată a gazelor la intrareNivel ridicat de zgomot Randament scăzut la sarcini joase Puterea electrică scade la creşterea temperaturii exterioare

Referitor la tehnologii pe cărbune, tehnologia de ardere a cărbunelui pulverizat reprezintă, pe

plan mondial, tehnologia de bază de ardere a cărbunelui în cazanele energetice. Tehnologia de ardere a cărbunelui în strat fluidizat, nu concurează total şi direct tehnologia de

ardere a cărbunelui pulverizat, ea putând servi producerii energiei şi din combustibili de calitate slabă. În opţiunile definite s-au luat în considerare numai echipamente existente în fabricaţie curentă.

Performanţele tehnice ale acestora sunt performanţe preluate din baza de date care garantează şi actualizează permanent aceste elemente (Thermoflow).


118

Alegerea unor tehnologii cu costuri de investiţii şi operare suportabile Costul de investiţie al unei capacităţi energetice este, în general, direct proporţional cu nivelul

eficienţei, pentru acelaşi tip de combustibil. Eficienţe ridicate se obţin, în general, pentru capacităţi mari. Pentru cărbune, utilizarea

ciclurilor cu parametri supracritici şi ultrasupracritici, care au un cost ridicat, este fezabilă pentru puteri electrice peste 400 MW. Costurile de operare depind de durata anuală de utilizare a capacităţii.

În cazul sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică, funcţionarea sursei diferă de cazul unei centrale care produce doar energie electrică. Funcţionarea sursei este dictată de variaţia necesarului de energie termică. Necesarul de energie termică are atât variaţii sezoniere (diferenţă mare între cererea iarna şi cererea vara), cât şi variaţii pe parcursul zilei, funcţie de variaţia temperaturii exterioare. Un echipament energetic nu poate funcţiona în condiţii de eficienţă ridicată la o sarcină mult redusă faţă de sarcina nominală.

Ca urmare, în cazul sursei unui sistem centralizat de alimentare cu energie termică, sursa trebuie echipată cu o capacitate dimensionată pentru sarcina termică de vară şi cu o altă capacitate care să fie dimensionată astfel încât să poată funcţiona la o încărcare cât mai apropiată de sarcina nominală, un număr de ore cât mai mare pe perioada de iarnă. Restul necesarului de energie termică trebuie asigurat din surse de vârf.

Pentru CET Oradea este indicată utilizarea, în cazul lignitului, a ciclului cu parametri subcritici. În cazul utilizării gazelor naturale, se vor considera atât cicluri simple cu instalaţie cu turbină

cu gaze şi cazan recuperator, cât şi cicluri combinate abur-gaze (conform prevederilor BREf-BAT). Posibilităţile de implementare locală La alegerea opţiunilor se are în vedere amplasamentul existent al centralei şi posibilitatea

implementării unui echipament cu implicaţii cât mai mici (costuri cât mai mici) privind dezafectarea unor capacităţi existente. Deoarece în CET Oradea sunt instalate în prezent 6 cazane de abur şi 5 turbine cu abur, prevederea unei capacităţi noi nu se poate realiza totuşi decât cu costuri de demolare şi dezafectare.

Utilizarea surselor regenerabile La definirea opţiunilor se ia în considerare evoluţia surselor geotermale, prezentată în

paragraful 4.1.2. 4.3.1.2. Metodologie de lucru pentru analiza financiară şi economică Metodologie Analiza financiară Principalul obiectiv al analizei financiare este de a calcula indicatorii de performanţă financiară

ai proiectului (profitabilitatea sa). Analiza se efectuează din punctul de vedere al beneficiarului (proprietarul) proiectului, prin metoda cost-beneficiu incrementală, cu luarea în considerare a tehnicii actualizării. In cadrul analizei financiare sunt determinate venituri exclusiv din energia termică şi cheltuieli pe întreaga perioadă de analiză.

Opţiunile rezultate vor fi ierarhizate pe baza analizei cost-beneficiu financiare a investiţiei. Metodologia utilizată în dezvoltarea analizei cost-beneficiu financiară pentru fiecare opţiune în

parte este cea a „fluxului net de numerar actualizat”, pe baza următoarelor premise: • vor fi luate în considerare numai fluxurile de numerar, fiecare flux fiind înregistrat în anul în care

este generat; fluxurile nemonetare, cum ar fi amortizarea şi provizioanele, nu vor fi incluse în analiză;

• agregarea fluxurilor generate pe parcursul mai multor ani din perioada de referinţă, necesită utilizarea unei rate de actualizare potrivită pentru a calcula valoarea netă actualizată a proiectului;

• determinarea fluxurilor proiectului va fi efectuată utilizând metoda incrementală care compară scenariul „cu proiect” cu scenariul „fără proiect”.

Metoda incrementală presupune definirea a două scenarii pentru care vor fi calculate fluxurile de numerar:

Scenariul „cu proiect”, asimilat pe rând opţiunilor supuse analizei;


119

Scenariul „fără proiect” (folosit ca scenariu de referinţă în analiza incrementală), asimilat situaţiei în care centrala ar funcţiona la parametri existenţi, fără a se implementa nici un fel de investiţie.

Astfel, pentru fiecare opţiune în parte, se vor parcurge următoarele etape: a) Determinarea Fluxului de Venituri si Cheltuieli pe perioada de analiză, reprezentând fluxul

financiar al scenariului „cu proiect” pentru opţiunea în cauză. FVC exprimă soldul anual al veniturilor şi cheltuielilor pe perioada de analiză considerată.

FVC constă într-o eşalonare pe durata de analiză a costurilor şi veniturilor previzionate cu evidenţierea veniturilor anuale nete. În baza FVC, se determină evoluţia în timp a fluxului financiar, arătând soliditatea financiară a proiectului şi capabilitatea acestuia de a asigura recuperarea fondurilor investite şi de a acoperi cheltuielile de operare determinate de exploatarea comercială a proiectului.

b) Determinarea Costului Unitar Actualizat al energiei termice (CUA) pe baza fluxului financiar al scenariului „cu proiect”.

CUA reprezintă valoarea medie pe perioada de analiză a costului unităţii de produs (căldură) pentru o rată de actualizare dată, respectiv reprezintă raportarea cheltuielilor totale actualizate pe perioada de analiză, determinate de realizarea noii investiţii, la energia totală livrată.

c) Determinarea Fluxului Financiar Incremental al investiţiei, reprezentând diferenţa dintre fluxul financiar al scenariului „cu proiect” şi fluxul financiar al scenariului „fără proiect”

d) Determinarea indicatorilor de performanţă financiară pe baza fluxului financiar incremental al investiţiei: • Valoarea Financiară Netă Actualizată a Investiţiei (VNAF/C). Indicatorul financiar VNAF/C

exprimă excedentul cumulat actualizat al fluxului financiar pe durata de analiză. VNAF/C reprezintă diferenţa dintre Veniturile totale actualizate şi Cheltuielile totale actualizate. VNAF/C arată capacitatea veniturilor nete de a susţine costurile investiţiei, indiferent de modul în care au fost finanţate. Acest indicator contribuie la stabilirea necesităţii asistenţei nerambursabile comunitare, în concordanţă cu tipul beneficiarului şi cu prevederile ghidului solicitantului.

• Costul Incremental Actualizat al energiei termice (CIA), care reprezintă diferenţa între CUA în situaţia cu proiect şi CUA în situaţia fără proiect.

Opţiunea recomandată pentru reabilitarea sistemelor de încălzire urbană va fi selectată pe baza criteriului VNAF/C maxim, CIA minim.

Analiza economică Analiza economică evaluează proiectul din punctul de vedere al impactului economic la nivelul

societăţii. Prin urmare, analiza economică este efectuată din punctul de vedere al societăţii în ansamblu şi nu doar al proprietarului infrastructurii, ca în cazul analizei financiare.

În acest sens, în analiza economică se iau în considerare şi externalităţile care conduc la costuri şi beneficii economice, sociale şi de mediu, care nu au fost considerate în cadrul analizei financiare, pentru că nu generează venituri sau cheltuieli monetare.

Punctul de plecare în analiza economică este analiza financiară incrementală a investiţiei, mai exact fluxul financiar incremental al investiţiei în care vor fi integrate (monetizate) externalităţile.

Pentru fiecare opţiune se vor parcurge următoarele etape: a) Determinarea Fluxului de Venituri si Cheltuieli pe perioada de analiză, reprezentând fluxul

financiar al scenariului „cu proiect” pentru opţiunea în cauză; b) Determinarea Fluxului Financiar Incremental al investiţiei, reprezentând diferenţa dintre fluxul

financiar al scenariului „cu proiect” şi fluxul financiar al scenariului „fără proiect”; c) Determinarea indicatorilor de performanţă economică pe baza fluxului financiar incremental al

investiţiei: Valoarea Netă Actualizată a Investiţiei (VNAE/C); Costul Incremental Actualizat al energiei termice (CIA);


120

Rata de Rentabilitate Economică (RIRE) – care exprimǎ acea rată de actualizare la care VNAE/C este egală cu zero, respectiv veniturile actualizate sunt egale cu cheltuielile actualizate.

Necesitatea analizei economice rezidă din faptul că avem nevoie de un instrument cu care să măsurăm impactul economic, social şi de mediu al proiectului. Astfel, dacă indicatorii de performanţă economică ai proiectului sunt pozitivi (VNAE>0, RIRE> rata de actualizare socială), atunci proiectul merită să fie cofinanţat din fonduri nerambursabile.

Premise Premisele avute în vedere pentru elaborarea analizei financiare sunt următoarele:

• Analiza financiară comparativă se va realiza pe baza metodei fluxului de numerar actualizat, utilizând metoda incremental;

• Rata de actualizare financiară luată în considerare este de 5% în termeni reali ca parametru de referinţă pentru costul de oportunitate al capitalului pe termen lung. Această rată este recomandată de Comisia Europeană conform documentelor „Guide to Cost-Benefit Analysis of investment projects – Structural Funds, Coehsion Fund and instrument for Pre-Accession” şi “The New Programming Period 2007-2013. Guidance on the Methodology for Carrying out Cost-Benefit Analysis. Working Document No. 4”;

• Analiza se efectuează în euro, pe conturul proiectului; • Cursul de schimb valutar utilizat în analiză este de 4.1835 lei/euro; • Perioada de analiză este aceeaşi pentru toate opţiunile considerate, respectiv 20 de ani; aceasta

cuprinde perioada de realizare a investiţiei noi care diferă în funcţie de opţiunea analizată şi perioada de funcţionare a centralei după realizarea investiţiei noi;

• Valorile de investiţie şi eşalonarea pe ani a acestora în opţiunile analizate sunt prezentate în Anexa 11;

• Performanţele anuale pe durata de analiză aferente opţiunilor considerate sunt prezentate în Anexa 12;

• Preţurile utilizate în analiză sunt prezentate în cele ce urmează; • Alocarea cheltuielilor între energia termică şi energia electrică se face conform Ordinului

ANRE nr. 57/2008 pentru aprobarea „Metodologiei de stabilire a preţurilor şi a cantităţilor de energie electrică vândute de producători pe bază de contracte reglementate şi a preţurilor pentru energia termică livrată din centrale cu grupuri de cogenerare”;

• Pentru perioada 2009-2012, în analiză va fi luat în considerare numărul de certificate de CO2 alocate SC Electrocentrale Oradea SA, în conformitate cu Planul Naţional de Alocare;

• Pentru perioada 2013-2029, vor fi luate în considerare prevederile Directivei Parlamentului European şi a Consiliului de modificare a Directivei 2003/87/CE privind schema de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră:

pentru energia electrică produsă în instalaţii noi sau existente, nu se va mai acorda alocare gratuită de certificate de emisii de CO2 ;

se va acorda alocare gratuită doar pentru energia termică destinată populaţiei, produsă în instalaţii de cogenerare de înaltă eficienţă şi în alte surse cu eficienţă conform BAT-BREF. Numărul de certificate alocate gratuit în 2013 pentru energia termică destinată populaţiei şi produsă în instalaţiile menţionate va fi egal cu 80% din cantitatea determinată şi va descreşte an de an, ajungând la 30% în 2020, respectiv la zero în 2027.

Preţuri În cadrul analizei sunt utilizate preţuri constante, la valoare contabilă (nu conţin TVA sau alte

taxe). Însă, conform principiului poluatorul plăteşte, pentru preţurile de vânzare a energiei electrice şi a aburului tehnologic, se va lua în considerare internalizarea costului aferent emisiilor de CO2, ceea ce va determina o variaţie a acestor preţuri pe perioada de analiză.


121

Evoluţia prezumată a preţului certificatelor de emisii de CO2 Preţurile medii pentru certificatele de emisii de CO2 luate în considerare în evaluarea costurilor

şi/sau veniturilor aferente opţiunilor analizate vor fi cele prognozate de Comisia Europeană în cadrul documentului „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”.

În fig. 4.5 este prezentată evoluţia preţului certificatelor de emisii CO2 pe perioada de analiză.

20.00

22.1024.2

26.328.4

30.532.6

34.7 36.8

38.941

41.642.2

42.8

43.4

44

44.6

45.2

45.8

46.4

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

50.00

Euro

/tCO

2

Ani

Preţul certificatelor de emisii de CO2 pe perioada de analiză

Pretul certificatelor

Fig. 4.5 – Evoluţia preţului la certificatele de emisii de CO2 pe perioada de analiză

Preţuri combustibili Preţul luat în considerare pentru gazele naturale este de 202,87 euro/1000 m3, în conformitate

cu Ordinul nr. 20/24.03.2009 emis de ANRE. Preţul corespunde alimentării cu gaze natural din reţeaua de transport a distribuitorului autorizat pentru municipiul Oradea, care se află la o distanţă de cca 400m de centrală.

Preţul luat în considerare pentru lignit este de 23,81 euro/tonă şi corespunde preţului actual de achiziţie de pe piaţă a combustibilului de către SC Electrocentrale Oradea SA.

Preţul luat în considerare pentru păcură este de 339,47 euro/tonă şi corespunde preţului actual de achiziţie de pe piaţă a combustibilului de către SC Electrocentrale Oradea SA.

Se elaborează şi o analiză de sensibilitate la variaţia preţurilor combustibililor, astfel: • gaze naturale: creştere cu 2% pe an în perioada 2011-2015, rămânând constant pe restul perioadei

de analiză; • lignit: creştere cu 0,5% pe an în perioada 2011-2015, rămânând constant pe restul perioadei de

analiză. Creşterea este motivată de necesitate efectuării de investiţii în mine; • păcură: creştere cu 1% pe an în perioada 2011-2015, rămânând constant pe restul perioadei de

analiză. Venituri Veniturile anuale aferente fiecărei opţiuni în parte, sunt constituite din următoarele elemente:

venituri din vânzarea energiei electrice; venituri din vânzarea aburului tehnologic; venituri din vânzarea certificatelor de emisii de CO2.


122

Cheltuieli anuale

Pentru fiecare opţiune, cheltuielile anuale sunt determinate, pentru fiecare an al perioadei analizate, structurat pe trei categorii principale, prezentate în tabelul 4.26.

Tabelul 4.26 - Structura cheltuielilor anuale

Nr. crt. Felul cheltuielilor

1 Cheltuieli variabile (1.1+1.2) 1.1 Cheltuieli cu combustibilul 1.2 Alte cheltuieli variabile 2 Cheltuieli fixe (2.1+2.2+2.3)

2.1 Cheltuieli cu personalul 2.2 Cheltuieli cu reparaţiile 2.3 Alte cheltuieli fixe 3 Cheltuieli cu achiziţia certificatelor de emisii de CO2 Total (1+2) Total (1+2+3)

Cheltuielile cu combustibilul sunt determinate pe baza cantităţilor de combustibili consumate în fiecare an, pe tipuri de combustibil (lignit, păcură, gaze naturale, biomasă), prezentate în Anexa 12, şi a preţurilor de achiziţie a combustibililor.

Cheltuielile cu personalul sunt determinate pe baza numărului de personal în fiecare opţiune şi a retribuţiei anuale de 7.655 Euro/om·an, aceasta fiind cheltuiala medie realizată de SC Electrocentrale Oradea SA în anul 2008.

Celelalte categorii de cheltuieli, respectiv alte cheltuieli variabile, cheltuieli cu reparaţiile, alte cheltuieli fixe sunt determinate în cadrul fiecărei opţiuni pe fiecare categorie de echipamente, astfel: • echipamente existente: la nivelul cheltuielilor specifice raportate la producţia de energie, realizate

în anul 2008; • echipamente noi: pe bază de indici specifici raportaţi la producţia de energie, indici preluaţi din

literatura de specialitate şi alte lucrări similare, pentru fiecare tip de tehnologie.

4.3.2. Analiza opţiunilor în cadrul Scenariului I

4.3.2.1. Prezentarea opţiunilor în Scenariul I În cadrul Scenariul I de alimentare centralizată au fost definite un număr de 8 opţiuni, în baza

principiilor prezentate în paragraful anterior. Au fost analizate atât opţiuni cu echipamente pe cărbune, cât şi opţiuni cu echipamente pe gaze

naturale. Toate opţiunile se conformează cerinţelor referitoare la emisiile de SO2, NOx şi pulberi. În toate opţiunile a fost luată în considerare utilizarea potenţialului de resurse regenerabile.

Opţiunile definite pentru sistemul de alimentare centralizată din municipiul Oradea, sunt prezentate sintetic în tabelul 4.27.

4.3.2.2. Descrierea opţiunilor în Scenariul I

Descrierea fiecărei opţiuni este structurată astfel: • Concepţia; • Evaluarea opţiunii (puncte tari şi puncte slabe); • Descriere tehnică; • Modul de acoperire a sarcinii termice.


123

Tabelul 4.27 – Prezentarea opţiunilor analizate în cadrul Scenariului I de alimentare centralizată

Opţiunea Caracterizarea Opţiunii Lucrări de investiţii

Opţiunea 1

CET Oradea va continua să funcţioneze cu echipamentele existente, reabilitate, pe combustibilii actuali (lignit + gaze naturale). Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu. Va fi realizat un depozit nou de zgură şi cenuşă şi o instalaţie de evacuare în şlam dens.

Investiţii în sursă Prevederea de echipamente de mediu pentru capacităţile existente: - arzătoare cu NOx redus la C3, C6 - IDG la C6 - modernizare electrofiltre la C6 Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Extinderea depozitului de zgură şi cenuşă Realizarea unei instalaţii de evacuare zgură şi cenuşă în şlam dens Reabilitarea de capacităţi în CET existent (C1, C2, C3, C6, TA1, TA2, TA3, TA5) (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, C2, C3, C6, TA1, TA2, TA3, TA5) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Investiţii în reţele şi puncte termice

Opţiunea 2

CET Oradea va continua să funcţioneze cu echipamentele existente, reabilitate, pe combustibilii actuali (lignit + gaze naturale). Ca echipamente noi se prevede o instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator dimensionat pentru vară şi o turbină cu abur care va înlocui o turbină existentă, veche. Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu. Va fi realizat un depozit nou de zgură şi cenuşă şi o instalaţie de evacuare în şlam dens.

Investiţii în sursă Prevederea de echipamente de mediu pentru capacităţile existente: - arzătoare cu NOx redus la C3, C6 - IDG la C6 - modernizare electrofiltre la C6 Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Extinderea depozitului de zgură şi cenuşă Reabilitarea de capacităţi în CET existent (C1, C3, C6, TA1, TA3) Prevederea unei instalaţii noi cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere suplimentară) dimensionată pentru vară Prevederea unei turbine cu abur nouă de 50 MW, care va înlocui turbina existentă TA5 (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, C3, C6, TA1, TA3) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie


124



Opţiunea 3

CET Oradea va continua să funcţioneze cu 2 dintre cazanele de abur existente (unul pe gaze şi unul pe lignit), reabilitate. Ca echipamente noi se prevede o instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator dimensionat pentru vară, o turbină cu abur care va înlocui o turbină existentă, veche şi cazane de apă fierbinte. Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu. Va fi realizat un depozit nou de zgură şi cenuşă şi o instalaţie de evacuare în şlam dens.

Investiţii în sursă Prevederea de echipamente de mediu pentru capacităţile existente: - arzătoare cu NOx redus la C6 - IDG la C6 - modernizare electrofiltre la C6 Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Extinderea depozitului de zgură şi cenuşă Reabilitarea de capacităţi în CET existent (C6) Prevederea unei instalaţii noi cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere suplimentară) dimensionată pentru vară Prevederea unei turbine cu abur nouă de 50 MW, care va înlocui turbina existentă TA5 Instalarea a 2 cazane de apă fierbinte noi, de 87,2 MWt fiecare, pe gaze naturale (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, TA1, C6) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Reabilitarea sist. de transport şi distribuţie

Opţiunea 4

În CET Oradea se va instala un grup nou pe lignit, în cogenerare, care va funcţiona iarna, o instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator dimensionat pentru vară şi cazane de apă fierbinte. O parte din capacităţile existente pe gaze vor continua să funcţioneze pentru vârful de sarcină. Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu. Va fi realizat un depozit nou de zgură şi cenuşă şi o istalaţie de evacuare în şlam dens.

Investiţii în sursă Prevederea de echipamente de mediu pentru capacităţile existente: - arzătoare cu NOx redus la C3 Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Extinderea depozitului de zgură şi cenuşă Reabilitarea de capacităţi în CET existent (C1, C3, TA1, TA3) Instalarea unui grup nou de cogenerare pe lignit, care cuprinde un cazan de abur 350t/h tip ASF şi o turbină cu abure 50 MW) Prevederea unei instalaţii noi cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere suplimentară) dimensionată pentru vară (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, TA1, C3, TA3) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Reabilitarea sist. de transport şi distribuţie


125



Opţiunea 5

În CET Oradea se va instala un grup nou pe lignit, în cogenerare, care va funcţiona iarna cu contrapresiune şi vara în condensaţie. O parte din capacităţile existente pe gaze vor continua să funcţioneze pentru vârful de sarcină. Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu. Va fi realizat un depozit nou de zgură şi cenuşă şi o istalaţie de evacuare în şlam dens.

Investiţii în sursă Prevederea de echipamente de mediu pentru capacităţile existente: - arzătoare cu NOx redus la C3 Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Extinderea depozitului de zgură şi cenuşă Reabilitarea de capacităţi în CET existent (C1, C3, TA1, TA3) Instalarea unui grup nou de cogenerare pe lignit, care cuprinde un cazan de abur 280t/h tip ASF şi o turbină cu abure 40 MW) (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, TA1, C3, TA3) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie

Opţiunea 6

Se va echipa CET Oradea cu un ciclu combinat abur-gaze şi instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator dimensionat pentru vară. O parte din capacităţile existente pe gaze vor continua să funcţioneze pentru vârful de sarcină. Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu. Va fi realizat un depozit nou de zgură şi cenuşă şi o istalaţie de evacuare în şlam dens.

Investiţii în sursă Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Reabilitarea de capacităţi în CET existent (C1, TA1) Instalarea unui ciclu combinat abur-gaze de cca 133 MWe+116,3 MWt, care va funcţiona iarna Prevederea unei instalaţii noi cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere suplimentară) dimensionată pentru vară Instalarea a 2 cazane de apă fierbinte noi, de 87,2 MWt fiecare, pe gaze naturale Instalarea unui cazan de abur de 12 t/h pentru asigurarea apei de adaos în reţeaua de termoficare pe perioada de vară (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, TA1) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie


126



Opţiunea 7

Se va echipa CET Oradea cu două instalaţii cu turbină cu gaze şi cazan recuperator: una dimensionată pentru iarnă şi una dimensionată pentru vară. O parte din capacităţile existente pe gaze vor continua să funcţioneze pentru acoperirea curbei de sarcină. Vârful de sarcină va fi asigurat din 2 cazane de apă fierbinte pe gaze. Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu.

Investiţii în sursă Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Reabilitarea de capacităţi în CET existent (C1, TA1) Prevederea unei instalaţii noi cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (80 MWe + 116,3 MWt, cu ardere suplimentară), care va funcţiona iarna Prevederea unei instalaţii noi cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere suplimentară) dimensionată pentru vară Instalarea a 2 cazane de apă fierbinte noi, de 87,2 MWt fiecare, pe gaze naturale Instalarea unui cazan de abur de 12 t/h pentru asigurarea apei de adaos în reţeaua de termoficare pe perioada de vară (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, TA1) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie

Opţiunea 8

Se va echipa CET Oradea cu o instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator dimensionată pentru vară şi cu cazane de apă fierbinte pe gaze naturale Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu.

Investiţii în sursă Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Prevederea unei instalaţii noi cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere suplimentară) dimensionată pentru vară Instalarea a 2 cazane de apă fierbinte noi, de 116,3 MWt fiecare, pe gaze naturale şi păcură Instalarea unui cazan de apă fierbinte nou, de 87,2 MWt, pe gaze naturale Instalarea a 3 cazane de abur de 14 t/h pentru asigurarea apei de adaos în reţeaua de termoficare (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, TA1, doar pentru producere sezonieră de abur industrial) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie


127

Scenariul I. Opţiunea 1 Concepţia în Scenariul I - Opţiunea 1 Concepţia aceste opţiuni constă în valorificarea structurii existente, prin prevederea de

reabilitări şi de echipamente de mediu, pentru creşterea eficienţei şi reducerea poluării, asigurând durata de viaţă.

În CET Oradea actual se menţin în funcţiune capacităţile existente, cu excepţia cazanelor de abur C4 şi C5, pe lignit, şi a turbinei cu abur TA4. Combustibilii de bază pentru CET Oradea vor fi lignitul şi gazele naturale.

Se menţine în funcţiune sistemul de transport şi distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Concepţia Opţiunii 1 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea în Scenariul I - Opţiunea 1 Nivelul capacităţilor menţinute în funcţiune în CET Oradea poate asigura necesarul de energie

termică. Reabilitarea capacităţilor existente pe gaze naturale, care au o durată de funcţionare totală de cca 250.000 ore, va conduce la mărirea duratei de viaţă necesară pentru funcţionarea acestora pe perioada de analiză. Această reabilitare nu va putea conduce însă la o creştere semnificativă a eficienţei energetice a acestora. Ca urmare, emisiile de CO2 vor avea un nivel ridicat.

Prevederea de arzătoare cu NOx redus la cazanele de abur C2 şi C3 va conduce la respectarea cerinţelor de mediu pe partea de emisii de NOx, şi nu pune probleme de implementare.

Cazanul de abur C6, pe lignit, este menţinut în funcţiune deoarece are cea mai mică durată de funcţionare (cca 100.000 ore). Prevederea instalaţiei de desulfurare a gazelor de ardere la acest cazan, necesară pentru conformarea la mediu, va pune probleme la realizarea efectivă a acesteia, din cauza condiţiilor locale din amplasament (spaţiu restrâns, legături tehnologice existente).

Funcţionarea centralei pe doi combustibili constituie un avantaj din punct de vedere al securităţii alimentării cu combustibil, precum şi prin posibilitatea de variere a structurii combustibilului funcţie de preţul de achiziţie al lignitului şi gazelor naturale.

Dezvoltarea producerii de energie termică din surse geotermale, chiar dacă nivelul sarcinii termice este relativ scăzut (cca 5 Gcal/h) va contribui la reducerea sarcinii centralei pe combustibili fosili, deci va contribui la reducerea emisiilor, în special a emisiilor de CO2.

Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie, care are pierderi în prezent de cca 26% în transport şi cca 13% în distribuţie, şi aducere acestuia la un nivel de pierderi de cca 15%, va conduce de asemenea la reducerea consumului la limita centralei pe combustibili fosili, cu efecte pozitive asupra mediului.

Lucrările de conformare la mediu a depozitului existent de zgură şi cenuşă sunt necesare din punct de vedere al protecţiei mediului.

Evacuarea zgurii şi cenuşii rezultate din funcţionarea cazanului de abur C6 va fi realizată în soluţie cu şlam dens, ceea ce va avea un efect pozitiv asupra mediului.

Descriere tehnică pentru Scenariul I - Opţiunea 1, cu referire la utilizarea BAT În CET Oradea sunt menţinute în funcţiune următoarele echipamente:

• cazanele de abur C1, C2 şi C3, cu funcţionare pe gaze natural; • cazanul de abur C6, cu funcţionare pe lignit; • turbinele cu abur TA1, TA2, TA3 şi TA5.

Cazanele de abur C1, C2, C3 şi C6 vor fi reabilitate pentru asigurarea funcţionării pe perioada de analiză. În acelaşi mod vor fi reabilitate şi turbinele cu abur TA1, TA2, TA3 şi TA5.

Cazanele de abur C2 şi C3 vor fi echipate cu arzătoare cu NOx redus. Cazanul de abur C6 va fi prevăzut cu instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere şi cu

echipament pentru reducerea nivelului pulberilor. Măsurile propuse sunt în concordanţă cu cerinţele BREF-BAT prezentate în paragraful 4.3.1. Depozitul existent de zgură şi cenuşă va fi închis şi se vor realiza lucrările necesare pentru

conformare la mediu. Lucrările de conformare prevăzute a fi executate sunt: lucrări de copertare şi amenajare a suprafeţei superioare a depozitului;


128

lucrări de captare şi evacuare a apelor infiltrate; lucrări de captare şi evacuare a apelor pluviale; lucrări de monitorizare; lucrări de amenajare şi întreţinere post închidere.

Lucrările de amenajare şi întreţinere post închidere nu sunt incluse în investiţie, ele constituind cheltuieli.

Pentru cazanul de abur C6 va fi realizată o instalaţie de evacuare a zgurii şi cenuşii în soluţie de şlam dens (respectiv amestec cu o cantitate foarte mică de apă).

Depozitarea zgurii şi cenuşii va fi realizată prin supraînălţarea depozitului existent. Schema termică de principiu a SC Electrocentrale SA Oradea pentru Opţiunea 1 este prezentată

în Anexa 14. Se va păstra alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX

(cca 1-2 Gcal/h). Energia termică achiziţionată de la TRANSGEX este introdusă în sistemul de distribuţie.

Se vor realiza 3 foraje noi pentru extragerea apei geotermale, se prevăd capacităţi de extractie, injectie şi repompare apa geotermală, sonde şi unităţi de pompare şi se vor realiza şi echipa puncte termice cu schimbătoare de căldură pentru preluarea căldurii din apa geotermală. Apa fierbinte rezultată va fi introdusă în sistemul de distribuţie.

Sursele geotermale noi vor contribui la reducerea consumului de combustibili fosili, cu reducerea corespunzătoare a emisiilor poluante, în special a emisiilor de CO2.

Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în Scenariul I - Opţiunea 1 Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe

combustibili fosili este ilustrat grafic în Anexa 15. Scenariul I. Opţiunea 2 Concepţia în Scenariul I - Opţiunea 2 Diferenţele faţă de Opţiunea 1 sunt următoarele:

• renunţarea la menţinerea în funcţiune a cazanului de abur C2 pe gaze naturale; • înlocuirea turbinei cu abur TA5, ajunsă la limita duratei de viaţă, cu o turbină nouă de aceeaşi

putere; • echiparea CET Oradea cu o instalaţie nouă cu turbină cu gaze (ITG) şi cazan recuperator,

dimensionată pentru necesarul de vară. Cazanul este prevăzut cu o cotă rezonabilă de ardere suplimentară, de cca 20%, pentru preluarea variaţiilor de sarcină. ITG este dimensionat pentru necesarul mediu vara, pentru necesarul maxim vara luând în considerare şi acumularea în reţea.

Concepţia Opţiunii 2 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea în Scenariul I - Opţiunea 2 Nivelul capacităţilor menţinute în funcţiune în CET Oradea poate asigura necesarul de energie

termică. Reabilitarea capacităţilor existente pe gaze naturale, care au o durată de funcţionare totală de

cca 250.000 ore, va conduce la mărirea duratei de viaţă necesară pentru funcţionarea acestora pe perioada de analiză. Această reabilitare nu va putea conduce însă la o creştere semnificativă a eficienţei energetice a acestora. Ca urmare, emisiile de CO2 vor avea un nivel ridicat.

Prevederea de arzătoare cu NOx redus la cazanele de abur C3 şi C6 va conduce la respectarea cerinţelor de mediu pe partea de emisii de NOx, şi nu pune probleme de implementare.


Prevederea în CET Oradea a unei instalaţii cu turbină cu gaze şi cazan recuperator vor conduce la creşterea eficienţei producerii energiei termice, cu impact pozitiv asupra mediului. O parte a energiei


129

termice produse va fi produsă mult mai eficient decât în cazul funcţionării numai a echipamentelor actuale.

Funcţionarea centralei pe doi combustibili constituie un avantaj din punct de vedere al securităţii alimentării cu combustibil, precum şi prin posibilitatea de variere a structurii combustibilului funcţie de preţul de achiziţie al lignitului şi gazelor naturale.





Descriere tehnică pentru Scenariul I - Opţiunea 2, cu referire la utilizarea BAT În CET Oradea se instalează următoarele echipamente noi:

• Instalaţie de turbină cu gaze (ITG) şi cazan recuperator, cca 18 MW + 32,6 MWt Măsura propusă este în concordanţă cu cerinţele BREF-BAT prezentate în paragraful 4.3.1. Instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona întregul an. Energia electrică este

strict corespunzătoare energiei termice produse, fiind produsă în totalitate în cogenerare. Se mai prevede 1 cazan de abur de 10 t/h necesar pentru prepararea apei de adaos vara. În CET Oradea sunt menţinute în funcţiune următoarele echipamente:

cazanele de abur C1 şi C3, cu funcţionare pe gaze naturale cazanul de abur C6, cu funcţionare pe lignit turbinele cu abur TA1, TA3 şi TA5.

Cazanele de abur C1, C3 şi C6 vor fi reabilitate pentru asigurarea funcţionării pe perioada de analiză. În acelaşi mod vor fi reabilitate şi turbinele cu abur TA1 şi TA3. Turbina cu abur TA5 va fi înlocuită cu o turbină nouă de aceeaşi putere.

Cazanele de abur C3 şi C6 vor fi echipate cu arzătoare cu NOx redus. Cazanul de abur C6 va fi prevăzut cu instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere şi cu

echipament pentru reducerea nivelului pulberilor. Măsurile propuse sunt în concordanţă cu cerinţele BREF-BAT prezentate în paragraful 4.3.1. Depozitul existent de zgură şi cenuşă va fi închis şi se vor realiza lucrările necesare pentru

conformare la mediu. Lucrările de conformare prevăzute a fi executate sunt: • Lucrări de copertare şi amenajare a suprafeţei superioare a depozitului; • Lucrări de captare şi evacuare a apelor infiltrate; • Lucrări de captare şi evacuare a apelor pluviale; • Lucrări de monitorizare; • Lucrări de amenajare şi întreţinere post închidere.







130

Se vor realiza 3 foraje noi pentru extragerea apei geotermale, se prevăd capacităţi de extracţie, injecţie şi repompare apa geotermală, sonde şi unităţi de pompare şi se vor realiza şi echipa puncte termice cu schimbătoare de căldură pentru preluarea căldurii din apa geotermală. Apa fierbinte rezultată va fi introdusă în sistemul de distribuţie.


Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în Scenariul I - Opţiunea 2 Instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona în bază, acoperind o parte din

necesar. Restul energiei termice este livrată din echipamentele existente. Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe

combustibili fosili este ilustrat grafic în Anexa J. Scenariul I. Opţiunea 3 Concepţia în Scenariul I - Opţiunea 3 Concepţia aceste opţiuni constă de asemenea în valorificarea structurii existente, prin

prevederea de reabilitări şi de echipamente de mediu, pentru creşterea eficienţei şi reducerea poluării, asigurând durata de viaţă.

În CET Oradea actual se menţin în funcţiune, dintre capacităţile existente, cazanul de abur C6 pe lignit şi turbina cu abur TA5, care va fi înlocuită cu o turbină cu abur nouă. Cazanul de abur C1 pe gaze naturale şi turbina cu abur TA1 se menţin în funcţiune, fără reabilitare, pentru asigurarea consumului sezonier de abur.

Combustibilii de bază pentru CET Oradea vor fi lignitul şi gazele naturale. CET Oradea se echipează cu o instalaţie nouă cu turbină cu gaze (ITG) şi cazan recuperator,

dimensionată pentru necesarul de vară. Cazanul este prevăzut cu o cotă rezonabilă de ardere suplimentară, de cca 20%, pentru preluarea variaţiilor de sarcină. ITG este dimensionat pentru necesarul mediu vara, pentru necesarul maxim vara luând în considerare şi acumularea în reţea.

Pentru vârf se prevăd cazane de apă fierbinte. Se menţine în funcţiune sistemul de transport şi distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Concepţia Opţiunii 3 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea în Scenariul I - Opţiunea 3 Prevederea în CET Oradea a unei instalaţii cu turbină cu gaze şi cazan recuperator vor conduce

la creşterea eficienţei producerii energiei termice, cu impact pozitiv asupra mediului. O parte a energiei termice produse va fi produsă mult mai eficient decât în cazul funcţionării echipamentelor actuale.


Reabilitarea cazanului de abur existent pe gaze naturale C6 va conduce la mărirea duratei de viaţă necesară pentru funcţionarea acestuia pe perioada de analiză. Reabilitarea nu va putea conduce însă la o creştere semnificativă a eficienţei energetice a acestuia. Ca urmare, emisiile de CO2 vor avea un nivel ridicat.

Înlocuirea turbinei cu abur TA5 ajunsă la limita duratei de viaţă cu o turbină cu abur nouă, de aceeaşi putere, cu un consum specific de căldură mai mic, va conduce la reducerea consumul de combustibil, deci la reducerea emisiilor poluante.

Prevederea de arzătoare cu NOx redus este necesară doar pentru cazanul de abur C6 şi va conduce la respectarea cerinţelor de mediu pe partea de emisii de NOx. Această intervenţie nu pune probleme de implementare.


131

Funcţionarea centralei pe doi combustibili constituie un avantaj din punct de vedere al securităţii alimentării cu combustibil.





Descriere tehnică pentru Scenariul I - Opţiunea 3, cu referire la utilizarea BAT În CET Oradea se instalează următoarele echipamente noi:

• Instalaţie de turbină cu gaze (ITG) şi cazan recuperator, cca 18 MWe + 32,6 MWt. Măsura propusă este în concordanţă cu cerinţele BREF-BAT prezentate în paragraful 4.3.1.

• 2 cazane de apă fierbinte de 87,2 MWt fiecare. Instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona întregul an. Energia electrică este

strict corespunzătoare energiei termice produse, fiind produsă în totalitate în cogenerare. Cazanele de apă fierbinte vor funcţiona doar iarna, în regim de vârf.

În CET Oradea sunt menţinute în funcţiune următoarele echipamente: cazanele de abur C1 cu funcţionare pe gaze naturale (doar pentru producere de abur); cazanul de abur C6, cu funcţionare pe lignit; turbinele cu abur TA1 şi TA5.

Cazanul de abur C6 va fi reabilitat pentru asigurarea funcţionării pe perioada de analiză. Turbina cu abur TA5 va fi înlocuită cu o turbină nouă de aceeaşi putere.

Cazanul de abur C6 va fi echipat cu arzătoare cu NOx redus şi va fi prevăzut cu instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere şi cu echipament pentru reducerea nivelului pulberilor.

Măsurile propuse sunt în concordanţă cu cerinţele BREF-BAT prezentate în paragraful 4.3.1. Depozitul existent de zgură şi cenuşă va fi închis şi se vor realiza lucrările necesare pentru

conformare la mediu. Lucrările de conformare prevăzute a fi executate sunt: • Lucrări de copertare şi amenajare a suprafeţei superioare a depozitului; • Lucrări de captare şi evacuare a apelor infiltrate; • Lucrări de captare şi evacuare a apelor pluviale; • Lucrări de monitorizare; • Lucrări de amenajare şi întreţinere post închidere.








132


Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în Scenariul I - Opţiunea 3 Instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona în bază, acoperind o parte din

necesar. Restul energiei termice este livrată din celelalte echipamente noi şi existente. Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe

combustibili fosili este ilustrat grafic în Anexa 15. Scenariul I. Opţiunea 4 Concepţia în Scenariul I - Opţiunea 4 Modul alimentare cu energie termică în cadrul acestei opţiuni este în sistem centralizat. Concepţia aceste opţiuni constă în valorificarea lignitului existent în zonă în echipamente

moderne, cu eficienţă ridicată precum şi în optimizarea livrării de energie termică vara dintr-o capacitate dimensionată conform necesarului şi cu eficienţă ridicată.

În CET Oradea se instalează un cazan de abur nou pe lignit, cu parametrii aburului 350 t/h, 137 bar, 540ºC şi o turbină cu abur nouă cu puterea de 55 MW, în contrapresiune.

Tehnologia aleasă pentru cazanul de abur este cu ardere în strat fluidizat, pentru evitarea echipării cu instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere, din cauza aspectelor legate de spaţiu în amplasament.

Noul grup este dimensionat astfel încât să poată funcţiona cât mai mult pe perioada de încălzire la sarcina termică apropiată de cea nominală, în vederea eficientizării funcţionării. Dimensionarea grupului a rezultat din analiza înregistrărilor orare statistice din anii precedenţi, luând în considerare reducerea consumului prin reducerea pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie. De asemenea s-a avut în vedere faptul că eficienţa ridicată se obţine pentru capacităţi cât mai mari.

A rezultat astfel alegerea unei turbine cu abur cu contrapresiune, pentru care investiţia este mai redusă decât în cazul unei turbine de abur cu condensaţie, iar energia electrică este produsă în totalitate în cogenerare.

CET Oradea se echipează şi cu o instalaţie nouă cu turbină cu gaze (ITG) şi cazan recuperator, dimensionată pentru necesarul de vară. Cazanul este prevăzut cu o cotă rezonabilă de ardere suplimentară, de cca 20%, pentru preluarea variaţiilor de sarcină. ITG este dimensionat pentru necesarul mediu vara, pentru necesarul maxim vara luând în considerare şi acumularea în reţea.

În CET Oradea actual se menţin în funcţiune cazanele de abur C1 şi C3, pe gaze naturale şi turbinele cu abur TA2 şi TA3.

Combustibilii de bază pentru CET Oradea vor fi lignitul şi gazele naturale. Se menţine în funcţiune sistemul de transport şi distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Concepţia Opţiunii 4 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea opţiunii 4 Prevederea în CET Oradea a unui grup nou pe cărbune şi a unei instalaţii cu turbină cu gaze şi

cazan recuperator vor conduce la creşterea eficienţei producerii energiei termice, cu impact pozitiv asupra mediului. O parte însemnată a energiei termice produse va fi produsă mult mai eficient decât în cazul funcţionării echipamentelor actuale.

Reabilitarea celor două cazane de abur existente pe gaze naturale (C1, C2) şi a turbinelor cu abur TA1 şi TA2, va conduce la mărirea duratei de viaţă necesară pentru funcţionarea acestora pe perioada de analiză. Reabilitarea nu va putea conduce însă la o creştere semnificativă a eficienţei energetice a acestora. Ca urmare, emisiile de CO2 vor avea un nivel ridicat.



133



Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie, care are pierderi în prezent de cca 26% în transport şi cca 13% în distribuţie, şi aducere acestuia la un nivel de pierderi totale de cca 15%, va conduce de asemenea la reducerea consumului la limita centralei pe combustibili fosili, cu efecte pozitive asupra mediului.



Descriere tehnică pentru opţiunea 3, cu referire la utilizarea BAT În CET Oradea se instalează următoarele echipamente noi:

• Grup nou de cogenerare format din cazan de abur pe lignit cu parametrii aburului 350 t/h, 137 bar, 540ºC, tip ASF şi turbină cu abur cu puterea electrică 55 MW, în contrapresiune;

• Instalaţie de turbină cu gaze (ITG) şi cazan recuperator, cca 18 MWe + 32,6 MWt. Aceste măsuri propuse sunt în concordanţă cu cerinţele BREF-BAT prezentate în paragraful

4.3.1. Grupul nou pe lignit va funcţiona doar iarna. Instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona întregul an. Energia electrică este strict corespunzătoare energiei termice produse, fiind produsă în totalitate

în cogenerare. În CET Oradea sunt menţinute în funcţiune următoarele echipamente:

cazanele de abur C1 şi C3, cu funcţionare pe gaze natural; turbinele cu abur TA1 şi TA3.

Cazanele de abur C1 şi C3 vor fi reabilitate pentru asigurarea funcţionării pe perioada de analiză. În acelaşi mod vor fi reabilitate şi turbinele cu abur TA1 şi TA3.

Cazanul de abur C3 vor fi echipate cu arzătoare cu NOx redus, măsură în conformitate cu cerinţele BREF-BAT.

Depozitul existent de zgură şi cenuşă va fi închis şi se vor realiza lucrările necesare pentru conformare la mediu. Lucrările de conformare prevăzute a fi executate sunt: • lucrări de copertare şi amenajare a suprafeţei superioare a depozitului; • lucrări de captare şi evacuare a apelor infiltrate; • lucrări de captare şi evacuare a apelor pluviale; • lucrări de monitorizare; • lucrări de amenajare şi întreţinere post închidere.


Pentru cazanul de abur nou pe lignit va fi realizată o instalaţie de evacuare a zgurii şi cenuşii în soluţie de şlam dens (respectiv amestec cu o cantitate foarte mică de apă).

Depozitarea zgurii şi cenuşii va fi realizată prin supraînălţarea depozitului existent. Investiţia în supraînălţarea depozitului este mai mică decât în Opţiunea 1, datorită cantităţii mai mici de cenuşă evacuată, ca urmare a eficienţei mai ridicate.

Schema termică de principiu a SC Electrocentrale Oradea SA pentru Opţiunea 3 este prezentată în Anexa 14.

Se va păstra alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX (cca 1-2 Gcal/h). Energia termică achiziţionată de la TRANSGEX este introdusă în sistemul de distribuţie.

Se vor realiza 3 foraje noi pentru extragerea apei geotermale, se prevăd capacităţi de extractie, injectie şi repompare apa geotermală, sonde şi unităţi de pompare şi se vor realiza şi echipa puncte


134

termice cu schimbătoare de căldură pentru preluarea căldurii din apa geotermală. Apa fierbinte rezultată va fi introdusă în sistemul de distribuţie.

Atât grupul de cogenerare cât şi sursele geotermale noi vor contribui la reducerea consumului de combustibili fosili, cu reducerea corespunzătoare a emisiilor poluante, în special a emisiilor de CO2.

Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în opţiunea 4 Pe perioada de vară necesarul va fi acoperit în totalitate din instalaţia cu turbină cu gaze şi

cazan recuperator. Pe perioada de iarnă, vor funcţiona în bază, grupul nou pe lignit şi instalaţia cu turbină cu gaze

şi cazan recuperator. Restul energiei termice este livrată din echipamentele existente, care vor funcţiona în vârf. Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe

combustibili fosili şi grupul de cogenerare cu funcţionare pe deşeuri municipale este ilustrat grafic în Anexa 15.

Scenariul I. Opţiunea 5 Concepţia în Scenariul I - Opţiunea 5 Concepţia aceste opţiuni constă în valorificarea lignitului existent în zonă în echipamente

moderne, cu eficienţă ridicată precum şi în optimizarea livrării de energie termică vara dintr-o capacitate dimensionată conform necesarului şi cu eficienţă ridicată. Diferenţa faţă de Opţiunea 4 este dată de modul de asigurare a necesarului vara.

În CET Oradea se instalează un cazan de abur nou pe lignit, cu parametrii aburului 280 t/h, 137 bar, 540ºC şi o turbină cu abur nouă cu puterea de 40 MW. Turbina cu abur va funcţiona în contrapresiune iarna şi în condensaţie vara. În vederea acestei funcţionări, cazanul de abur este dimensionat la o capacitate mai mică şi este construit cu două corpuri. Aceasta va permite funcţionarea vara cu un minim de energie electrică produsă în condensaţie

Tehnologia aleasă pentru cazanul de abur este cu ardere în strat fluidizat, pentru evitarea echipării cu instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere, din cauza aspectelor legate de spaţiu în amplasament.

Noul grup este dimensionat astfel încât să poată funcţiona cât mai mult pe perioada de încălzire la sarcina termică apropiată de cea nominală, în vederea eficientizării funcţionării. Dimensionarea grupului a rezultat din analiza înregistrărilor orare statistice din anii precedenţi, luând în considerare reducerea consumului prin reducerea pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie. De asemenea, s-a avut în vedere faptul că eficienţa ridicată se obţine pentru capacităţi cât mai mari.

În CET Oradea actual se menţin în funcţiune cazanele de abur C1 şi C3, pe gaze naturale şi turbinele cu abur TA2 şi TA3.

Combustibilii de bază pentru CET Oradea vor fi lignitul şi gazele naturale. Se menţine în funcţiune sistemul de transport şi distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Concepţia Opţiunii 4 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea în Scenariul I - Opţiunea 5 Prevederea în CET Oradea a unui grup nou pe cărbune va conduce la creşterea eficienţei

producerii energiei termice, cu impact pozitiv asupra mediului. O parte însemnată a energiei termice produse va fi produsă mult mai eficient decât în cazul funcţionării echipamentelor actuale.

Prevederea noului grup cu turbină cu abur care să poată funcţiona în condensaţie vara, pentru a putea livra energia termică redusă pe perioada de vară va conduce la diminuarea eficienţei energetice pe perioada de vară, consumul de combustibil al unui grup la funcţionarea în condensaţie fiind mult mai mare decât la funcţionarea turbinei cu abur în contrapresiune. De asemenea, eficienţa cazanului de abur va fi mai mică deoarece va funcţiona pe perioada de vară la o sarcină mică, neeconomică.


135

Funcţionarea în regim de vară în condensaţie are ca efect producerea unei cantităţi de energie electrică cu un cost mai mare, care nu va putea fi vândută pe piaţă.

Reabilitarea celor două cazane de abur existente pe gaze naturale (C1, C2) şi a turbinelor cu abur TA1 şi TA2, va conduce la mărirea duratei de viaţă necesară pentru funcţionarea acestora pe perioada de analiză. Reabilitarea nu va putea conduce însă la o creştere semnificativă a eficienţei energetice a acestora. Ca urmare, emisiile de CO2 vor avea un nivel ridicat.




Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie, care are pierderi în prezent de cca 26% în transport şi cca 13% în distribuţie, şi aducere acestuia la un nivel de pierderi totale de cca 15%, va conduce de asemenea la reducerea consumului la limita centralei pe combustibili fosili, cu efecte pozitive asupra mediului.


Evacuarea zgurii şi cenuşii rezultate din funcţionarea cazanului de abur CA6 va fi realizată în soluţie cu şlam dens, ceea ce va avea un efect pozitiv asupra mediului.

Descriere tehnică pentru Scenariul I - Opţiunea 5, cu referire la utilizarea BAT În CET Oradea se instalează un grup nou de cogenerare format din cazan de abur pe lignit cu

parametrii aburului 280 t/h, 137 bar, 540ºC, tip ASF şi turbină cu abur cu puterea electrică 40 MW cu funcţionare în contrapresiune iarna şi în condensaţie vara

Măsura propusă este în concordanţă cu cerinţele BREF-BAT prezentate în paragraful 4.3.1. Grupul nou pe lignit va funcţiona atât iarna, cât şi vara. Energia electrică produsă cuprinde o cantitate produsă în condensaţie, vara. În CET Oradea sunt menţinute în funcţiune următoarele echipamente:

• cazanele de abur C1 şi C3, cu funcţionare pe gaze naturale; • turbinele cu abur TA1 şi TA3.

Cazanele de abur C1 şi C3 vor fi reabilitate pentru asigurarea funcţionării pe perioada de analiză. În acelaşi mod vor fi reabilitate şi turbinele cu abur TA1 şi TA3.

Cazanul de abur C3 vor fi echipate cu arzătoare cu NOx redus, măsură în conformitate cu cerinţele BREF-BAT.

Depozitul existent de zgură şi cenuşă va fi închis şi se vor realiza lucrările necesare pentru conformare la mediu. Lucrările de conformare prevăzute a fi executate sunt:

lucrări de copertare şi amenajare a suprafeţei superioare a depozitului; lucrări de captare şi evacuare a apelor infiltrate; lucrări de captare şi evacuare a apelor pluviale; lucrări de monitorizare; lucrări de amenajare şi întreţinere post închidere.



Depozitarea zgurii şi cenuşii va fi realizată prin supraînălţarea depozitului existent. Investiţia în supraînălţarea depozitului este mai mică decât în Opţiunea 2, datorită cantităţii mai mici de cenuşă evacuată, ca urmare a eficienţei mai ridicate, dar este mai mare decât în Opţiunea 4.



136



Atât grupul de cogenerare cât şi sursele geotermale noi vor contribui la reducerea consumului de combustibili fosili, cu reducerea corespunzătoare a emisiilor poluante, în special a emisiilor de CO2.

Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în opţiunea 4 Pe perioada de vară necesarul va fi acoperit în totalitate din grupul nou pe lignit. Pe perioada de iarnă, vor funcţiona în bază, grupul nou pe lignit şi instalaţia cu turbină cu gaze

şi cazan recuperator. Restul energiei termice este livrată din echipamentele existente. Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe

combustibili fosili este ilustrat grafic în Anexa 15. Scenariul I. Opţiunea 6 Concepţia în Scenariul I – Opţiunea 6 Concepţia aceste opţiuni constă în reducerea poluării mediului prin utilizarea drept combustibil

fosil doar a gazului natural, în echipamente moderne, cu eficienţă ridicată precum şi în optimizarea livrării de energie termică vara dintr-o capacitate dimensionată conform necesarului şi cu eficienţă ridicată.

În CET Oradea se instalează un ciclu combinat abur-gaze cu puterea totală de cca 133 MW. Se va produce energie termică în cogenerare. Ciclul combinat reprezintă prima soluţie indicată de BREF-BAT ca măsură de creştere a eficienţei.

Ciclul combinat este dimensionat astfel încât să poată funcţiona cât mai mult pe perioada de încălzire la sarcina termică apropiată de cea nominală, în vederea eficientizării funcţionării. Dimensionarea grupului a rezultat din analiza înregistrărilor orare statistice din anii precedenţi, luând în considerare reducerea consumului prin reducerea pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie.

CET Oradea se echipează şi cu o instalaţie nouă cu turbină cu gaze (ITG) şi cazan recuperator, dimensionată pentru necesarul de vară. Cazanul este prevăzut cu o cotă rezonabilă de ardere suplimentară, de cca 20%, pentru preluarea variaţiilor de sarcină. ITG este dimensionat pentru necesarul mediu vara, pentru necesarul maxim vara luând în considerare şi acumularea în reţea.

Pentru vârf se prevăd cazane de apă fierbinte. În CET Oradea actual se menţin în funcţiune cazanul de abur C1 pe gaze naturale şi turbina cu abur TA1, care va participa cu o mică cotă la acoperirea vârfului.

Combustibilul de bază pentru CET Oradea va fi gazul natural. Se menţine în funcţiune sistemul de transport şi distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Concepţia Opţiunii 5 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea în Scenariul I – Opţiunea 6 Prevederea în CET Oradea a unor capacităţi noi pe gaze naturale va conduce atât la creşterea

eficienţei producerii energiei termice, cât mai ales, la reducerea impactului asupra mediului faţă de situaţia existentă. O parte însemnată a energiei termice produse va fi produsă mult mai eficient decât în cazul funcţionării echipamentelor actuale.

Ciclul combinat abur-gaze reprezintă cea mai eficientă soluţie tehnică pentru creşterea eficienţei energetice, fapt precizat şi în BREF-BAT.


137

Reabilitarea cazanului de abur existent pe gaze naturale C1 şi a turbinei cu abur TA1 va conduce la mărirea duratei de viaţă necesară pentru funcţionarea acestora pe perioada de analiză. Reabilitarea nu va putea conduce însă la o creştere semnificativă a eficienţei energetice a acestora. Ca urmare, emisiile de CO2 vor avea un nivel ridicat.

Funcţionarea centralei doar pe gaze naturale prezintă dezavantajul dependenţei de variaţia preţului gazelor naturale pe piaţa internaţională, având în vedere descreşterea producţiei interne de gaze naturale.




Descriere tehnică pentru Scenariul I – Opţiunea 6, cu referire la utilizarea BAT În CET Oradea se instalează un ciclu combinat abur-gaze cu puterea totală de cca 133 MW.

Ciclul combinat cuprinde o instalaţie cu turbină cu gaze de cca 88 MW, un cazan recuperator de abur şi o turbină cu abur de cca 45 MW. Turbina cu abur este cu contrapresiune.

Ciclul combinat reprezintă prima soluţie indicată de BREF-BAT ca măsură de creştere a eficienţei.

În CET Oradea se instalează şi o instalaţie de turbină cu gaze şi cazan recuperator, mai mică, de cca 18 MWe + 32,6 MWt dimensionată pentru necesarul de vară. Instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona întregul an.

Energia electrică produsă în noile echipamente este produsă în totalitate în cogenerare. De asemenea, în CET Oradea se instalează două cazane de apă fierbinte cu sarcina termică de

87,2 MWt fiecare. Pentru ca în perioadele de vârf de consum să nu fie depăşit disponibilul orar de gaze naturale, cazanele de apă fierbinte vor funcţiona pe gaze naturale şi păcură.

Se mai prevede un cazan de abur de 12 t/h necesar pentru prepararea apei de adaos vara. În CET Oradea sunt menţinute în funcţiune următoarele echipamente:

• cazanul de abur C1 cu funcţionare pe gaze natural; • turbina cu abur TA1.

Cazanul de abur C1 şi CA3 va fi reabilitat pentru asigurarea funcţionării pe perioada de analiză. În acelaşi mod va fi reabilitată şi turbina cu abur TA1.






Se vor realiza 3 foraje noi pentru extragerea apei geotermale, se prevăd capacităţi de extractie, injectie şi repompare apa geotermală, sonde şi unităţi de pompare şi se vor realiza şi echipa puncte


138

termice cu schimbătoare de căldură pentru preluarea căldurii din apa geotermală. Apa fierbinte rezultată va fi introdusă în sistemul de distribuţie.

Atât grupurile de cogenerare cât şi sursele geotermale noi vor contribui la reducerea consumului de combustibili fosili, cu reducerea corespunzătoare a emisiilor poluante, în special a emisiilor de CO2.

Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în Scenariul I - Opţiunea 6 Pe perioada de vară necesarul va fi acoperit în totalitate din instalaţia mică cu turbină cu gaze şi

cazan recuperator. Pe perioada de iarnă, vor funcţiona în bază ciclul combinat abur-gaze şi instalaţia cu turbină cu

gaze şi cazan recuperator. Restul energiei termice este livrată din cele două cazane de apă fierbinte noi, pe gaze naturale şi

păcură şi din echipamentele existente. Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe



CET Oradea se echipează cu o instalaţie nouă cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, dimensionată pentru a funcţiona cât mai mult pe perioada de încălzire (iarna) la sarcina termică apropiată de cea nominală, în vederea eficientizării funcţionării. Dimensionarea grupului a rezultat din analiza înregistrărilor orare statistice din anii precedenţi, luând în considerare reducerea consumului prin reducerea pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie.

CET Oradea se echipează şi cu o instalaţie nouă cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, dimensionată pentru necesarul de vară. Cazanul este prevăzut cu o cotă rezonabilă de ardere suplimentară, de cca 20%, pentru preluarea variaţiilor de sarcină. ITG este dimensionat pentru necesarul mediu vara, pentru necesarul maxim vara luând în considerare şi acumularea în reţea.

Ambele măsuri sunt conform cerinţelor BREF-BAT. În CET Oradea actual se menţine în funcţiune cazanul de abur CA1 pe gaze naturale şi turbina

cu abur TA1. Combustibilul de bază pentru CET Oradea va fi gazul natural. Se menţine în funcţiune sistemul de transport şi distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Se valorifică potenţialul biomasei prin instalarea unui grup de cogenerare (cazan de abur şi

turbină cu abur) cu funcţionare pe deşeuri municipale. Concepţia Opţiunii 7 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea în Scenariul I – Opţiunea 7 Prevederea în CET Oradea a unor capacităţi noi pe gaze naturale va conduce atât la creşterea

eficienţei producerii energiei termice, cât mai ales, la reducerea impactului asupra mediului faţă de situaţia existentă. O parte însemnată a energiei termice produse va fi produsă mult mai eficient decât în cazul funcţionării echipamentelor actuale.

Diferenţa faţă de Opţiunea 6 constă în înlocuirea ciclului combinat cu o instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator. Această înlocuire este justificată de investiţia mai scăzută necesară în acest caz.

Măsurile sunt conforme cu prevederile BREf-BAT.


139

Reabilitarea cazanului de abur existent pe gaze naturale C1 şi a turbinei cu abur TA1 va conduce la mărirea duratei de viaţă necesară pentru funcţionarea acestora pe perioada de analiză. Reabilitarea nu va putea conduce însă la o creştere semnificativă a eficienţei energetice a acestora. Ca urmare, emisiile de CO2 vor avea un nivel ridicat.

Funcţionarea centralei doar pe gaze naturale prezintă dezavantajul dependenţei de variaţia preţului gazelor naturale pe piaţa internaţională, având în vedere descreşterea producţiei interne de gaze naturale.




Descriere tehnică pentru Scenariul I - Opţiunea 7, cu referire la utilizarea BAT Pentru CET Oradea se prevede o instalaţie de turbină cu gaze şi cazan recuperator care va livra

cca 95 Gcal/h şi cca 80 MW. În CET Oradea se instalează şi o instalaţie mai mică de turbină cu gaze şi cazan recuperator, de

cca 18 MWe + 32,6 MWt, dimensionată pentru necesarul de vară. Această instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona întregul an.

Energia electrică produsă în noile echipamente este produsă în totalitate în cogenerare. De asemenea, în CET Oradea se instalează două cazane de apă fierbinte cu sarcina termică de

87,2 MWt fiecare. Pentru ca în perioadele de vârf de consum să nu fie depăşit disponibilul orar de gaze naturale, cazanele de apă fierbinte vor funcţiona pe gaze naturale şi păcură.

Se mai prevede 1 cazan de abur de 12 t/h necesar pentru prepararea apei de adaos vara. În CET Oradea sunt menţinute în funcţiune următoarele echipamente:

• cazanul de abur C1 cu funcţionare pe gaze natural; • turbina cu abur TA1.

Cazanul de abur CA1 şi turbina cu abur TA1 vor fi reabilitate pentru asigurarea funcţionării pe perioada de analiză.





Depozitarea zgurii şi cenuşii va fi realizată prin supraînălţarea depozitului existent. Investiţia în supraînălţarea depozitului este mai mică decât în Opţiunea 1, datorită cantităţii mai mici de cenuşă evacuată, ca urmare a eficienţei mai ridicate, dar este mai mare decât în Opţiunea 2.




140


Atât grupurile de cogenerare cât şi sursele geotermale noi vor contribui la reducerea consumului de combustibili fosili, cu reducerea corespunzătoare a emisiilor poluante, în special a emisiilor de CO2.

Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în Scenariul I - Opţiunea 7 Pe perioada de vară necesarul va fi acoperit în totalitate din instalaţia mică cu turbină cu gaze şi

cazan recuperator. Pe perioada de iarnă, vor funcţiona în bază ambele instalaţii cu turbină cu gaze şi cazan

recuperator. Restul energiei termice este livrată din cele două cazane de apă fierbinte noi, pe gaze naturale şi

păcură şi din echipamentele existente. Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe



La asigurarea consumului de apă fierbinte nu va mai participa nici un echipament existent în prezent în CET Oradea.

Centrala se echipează cu o instalaţie nouă cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, dimensionată pentru necesarul de vară. Cazanul este prevăzut cu o cotă rezonabilă de ardere suplimentară, de cca 20%, pentru preluarea variaţiilor de sarcină. ITG este dimensionat pentru necesarul mediu vara, pentru necesarul maxim vara luând în considerare şi acumularea în reţea.

Măsura este conform cerinţelor BREF-BAT. În vederea reducerii efortului investiţional, pentru asigurarea restului de necesar de energie

termică se prevăd cazane de apă fierbinte cu funcţionare pe gaze naturale. În CET Oradea actual se menţin în funcţiune cazanul de abur CA1 pe gaze naturale şi turbina

cu abur TA1, fără reabilitare, care vor fi utilizate doar sezonier, pentru alimentarea unor mici consumatori de abur.

Combustibilul de bază pentru CET Oradea va fi gazul natural. Se menţine în funcţiune sistemul de transport şi distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Concepţia Opţiunii 8 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea în Scenariul I – Opţiunea 8 Prevederea în CET Oradea a unor capacităţi noi pe gaze naturale va conduce îndeosebi la

reducerea impactului asupra mediului faţă de situaţia existentă, dar şi la creşterea eficienţei producerii energiei termice.

Măsurile sunt conforme cu prevederile BREF-BAT. Centrala va produce o cantitate mai mică de energie electrică comparativ cu celelalte opţiuni,

deoarece cea mai mare parte a energie termice este produsă în cazane de apă fierbinte. Funcţionarea centralei doar pe gaze naturale prezintă dezavantajul dependenţei de variaţia

preţului gazelor naturale pe piaţa internaţională, având în vedere descreşterea producţiei interne de gaze naturale.


141

Pentru a putea funcţiona totuşi şi pe alt combustibil, respectiv păcură, cu evitarea unui efort investiţional într-o instalaţie de desulfurare, se restricţionează funcţionarea pe păcură cu conţinut de sulf < 1% doar pentru cazanele de apă fierbinte, pentru o perioadă de maxim 10 zile pe an, conform prevederilor HG 541/2003.




Descriere tehnică pentru Scenariul I - Opţiunea 8, cu referire la utilizarea BAT În CET Oradea se instalează o instalaţie de turbină cu gaze şi cazan recuperator, de cca 18

MWe + 32,6 MWt dimensionată pentru necesarul vara. Această instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona întregul an. Energia electrică este produsă în totalitate în cogenerare.

De asemenea, în CET Oradea se instalează două cazane de apă fierbinte cu sarcina termică de 116,3 MWt fiecare şi un cazan de apă fierbinte cu sarcina termică de 87,2 MWt Cele două cazane de apă fierbinte de 116,3 MWt vor putea funcţiona atât pe gaze natural, cât şi pe păcură.

Se mai prevăd 3 cazane de abur de 14 t/h fiecare, necesare pentru prepararea apei de adaos. Depozitul existent de zgură şi cenuşă va fi închis şi se vor realiza lucrările necesare pentru

conformare la mediu. Lucrările de conformare prevăzute a fi executate sunt: lucrări de copertare şi amenajare a suprafeţei superioare a depozitului; lucrări de captare şi evacuare a apelor infiltrate; lucrări de captare şi evacuare a apelor pluviale; lucrări de monitorizare; lucrări de amenajare şi întreţinere post închidere.





Atât grupul de cogenerare, cât şi sursele geotermale noi vor contribui la reducerea consumului de combustibili fosili, cu reducerea corespunzătoare a emisiilor poluante, în special a emisiilor de CO2.

Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în Scenariul I - Opţiunea 8 Pe perioada de vară necesarul va fi acoperit în totalitate din instalaţia cu turbină cu gaze şi

cazan recuperator. Pe perioada de iarnă, instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona la bază.

Restul energiei termice este livrată din cele trei cazane de apă fierbinte noi, pe gaze naturale şi păcură. Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe

combustibili fosili este ilustrat grafic în Anexa 15.


142

4.3.2.3. Performanţe energetice şi de mediu în Scenariul I În acest paragraf sunt prezentate sintetizat principalele performanţe energetice şi de mediu

prevăzute a se obţine în opţiunile analizate în cadrul Scenariului I. Performanţele nominale ale echipamentelor noi prevăzute în opţiunile analizate sunt estimate

conform bazei de date a softului specializat THERMOFLOW. Baza de date a acestuia cuprind numai echipamente aflate în fabricaţie curentă. Baza de date este actualizată periodic.

Aceste performanţe au fost comparate şi cu performanţele unor echipamente pentru care se deţin oferte de la furnizori de specialitate.

Performanţele echipamentelor existente pleacă de la performanţele actuale şi ţin seama de lucrările de reabilitare prevăzute.

Performanţele anuale pe durata de analiză cuprind, pentru fiecare opţiune, şi pentru fiecare tip de capacitate din cadrul opţiunii (capacităţi existente, capacităţi noi), următoarele:

• Energia termică produsă; • Energia termică vândută; • Energia electrică produsă; • Consumul de servicii interne electrice; • Energia electrică livrată; • Consumul de combustibili; • Eficienţa globală; • Emisii de CO2 generate.

Performanţele anuale, pe perioada de analiză, în opţiunile analizate din cadrul Scenariului I sunt prezentate în Anexa 12.

4.3.2.4. Valoarea investiţiilor în Scenariul I Valorile se bazează pe date obţinute din studii de fezabilitate elaborate de SC ISPE SA, lucrări

de investiţii realizate în Romania în domeniul producerii şi furnizării energiei electrice şi termice, precum şi din literatura de specialitate.

Valorile includ toate lucrările necesare realizării investiţiilor propuse. În valoarea investiţiilor au fost estimate şi cheltuieli pentru management de proiect şi execuţie,

asistenţă tehnică, proiectare, taxe şi cheltuieli neprevăzute. Valorile de investiţie sunt determinate în preţuri la nivelul anului 2009,exclusiv TVA. Valorile lucrărilor de investiţii propuse pentru fiecare opţiune analizată sunt prezentate în

tabelele 4.28 – 4.35.


143

Tabelul 4.28 – Investiţii Scenariul I - Opţiunea 1

Nr. crt.

LUCRĂRI DE INVESTIŢII VALOAREmii EURO

Reabilitare echipamente existente 73.000Reabilitare CA1 + TA1 10.000Reabilitare CA2 +TA2 10.000Reabilitare CA3 +TA3 18.000Reabilitare CA6 +TA5 25.000

1

Instalaţie şlam dens 10.000Echipamente de mediu 50.100

Arzătoare cu NOx redus la CA3 5.000Arzătoare cu NOx redus la CA6 10.000IDG la CA6 30.000

2

Modernizare electrofiltru la CA6 ( reduceri pulberi ) 5.100Depozit zgură şi cenuşă 2.5003

Conformare mediu (închidere depozit) 2.5004 Suprainaltare depozit 1.446

Surse noi geotermale 20.625Investiţii în sonde (3 foraje) 18.000

5

Investiţii în schimbătoare 2.6256 Demolări 150 TOTAL INVESTIŢII ÎN SURSĂ 147.821

Reţele transport, distribuţie şi PT: Reţele primare 41.200Reţele secundare 59.000

7

Puncte termice 31.200 TOTAL INVESTIŢII ÎN REŢELE ŞI PUNCTE TERMICE 131.400 TOTAL SCENARIUL I OPŢIUNEA 1 279.221 TOTAL SCENARIUL I OPŢIUNEA 1 ÎN PREŢURI CURENTE 314.221


144


Nr. crt.


Reabilitare cazane existente 63.000Reabilitare CA1 +TA1 10.000Reabilitare CA3 +TA3 18.000

1

Reabilitare CA6 plus TA noua 35.000Echipamente de mediu 60.100

Arzatoare cu NOx redus la CA3 5.000Arzatoare cu NOx redus la CA6 10.000IDG CA6 30.000Modernizare electrofiltru CA6 5.100

2

Instalatie slam CA6 10.0003 ITG+CR 18 MWe+32,6 MWt 21.0004 CA 1 x 12 t/h pt SI apa adaos termoficare 220

Depozit zgura si cenusa 2.5005 conformare mediu (inchidere depozit) 2.500

6 Depozit nou in slam dens 1.446Surse noi geotermale 20.625

Investitii in sonde 18.0007

Investitii in schimbatoare 2.6258 Demolari 150 TOTAL INVESTITII 169.041

Retele si PT Retele primare 41.200Retele secundare 59.000

9



145


Nr. crt.


Reabilitare echipamente existente 35.0001 Reabilitare CA6 +TA5 nouă 35.000

Echipamente de mediu 55.100Arzătoare cu NOx redus la CA6 10.000IDG la CA6 30.000Modernizare electrofiltru la CA6 ( reduceri pulberi ) 5.100

2

Instalaţie şlam dens 10.0003 ITG + CR 18 MWe + 32,6 MWt 21.0004 CAF 2 x 87,2 MWt pe gaze 9.0005 CA 1 x 12 t/h pt SI apa adaos termoficare 220

Depozit zgură şi cenuşă 2.5006 conformare mediu (închidere depozit) 2.500

7 Suprainaltare depozit 1.446Surse noi geotermale 20.625

Investiţii în sonde (3 foraje) 18.0008



9



146


Nr. crt.


Reabilitare cazane existente 28.000Reabilitare CA1 +TA1 10.000

1

Reabilitare CA3 +TA3 18.000Echipamente de mediu 5.0002

Arzătoare cu NOx redus la CA3 5.0003 Grup nou 55 MW lignit – cazan de 350t/h tip ASF +TA de 55 MW

(inclusiv instalaţie şlam dens) 144.568

4 ITG+CR 18 MWe+32,6 MWt 21.000Depozit zgură şi cenuşă 2.5005

conformare mediu (închidere depozit) 2.5006 Suprainaltare depozit 635

Surse noi geotermale 20.625Investiţii în sonde 18.000

7

Investiţii în schimbătoare 2.6258 Demolări 3.100 TOTAL INVESTIŢII ÎN SURSĂ 225.428


9



147


Nr. crt.


Reabilitare cazane existente 28.000Reabilitare CA1 +TA1 10.000

1

Reabilitare CA3 +TA3 18.000Echipamente de mediu 5.0002

Arzătoare cu NOx redus la CA3 5.0003 Grup nou 40 MW lignit– cazan de 280t/h tip ASF +TA de 40 MW

(inclusiv instalaţie şlam dens) 129.333

Depozit zgură şi cenuşă 2.5004 Conformare mediu (inchidere depozit) 2.500

5 Suprainaltare depozit 635Surse noi geotermale 20.625

Investiţii în sonde 18.0006



8



148


Nr. crt.


Reabilitare cazane existente 10.0001 Reabilitare CA1 +TA1 10.000

2 Ciclu combinat abur-gaze cca 133 MW 120.0003 ITG+CR 18 MWe+32,6 MWt 21.000


5 2 CAF X 87,2 MWt pe gaze 9.0006 Cazan abur 1 x 12 t/h pentru apa adaos 220


7



9



149


Nr. crt.


Reabilitare cazane existente 10.0001 Reabilitare CA1 +TA1 10.000

2 ITG 80 MWe + CR 116,3 MWt 85.6003 ITG+CR 18 MWe+32,6 MWt 21.000


5 2 CAF X 87,2 MWt pe gaze 9.0006 Cazan abur 1 x 12 t/h pentru apa adaos 220


7



9



150


Nr. crt.


1 ITG+CR 18 MWe+32,6 MWt 21.0002 2 CAF X 116,3 MWt pe gaze şi păcură şi 1 CAF X 87,2 MWt pe gaze 15.5003 3 cazane de abur de 14 t/h 1000



5



7


4.3.2.5. Analiza financiară în Scenariul I Prin analiza financiară a opţiunilor se determină opţiunea cea mai bună din punct de vedere al

costului energiei termice livrate şi a suportabilităţii. Analiza reflectă impactul financiar al lucrărilor efectuate în diversele opţiuni. Analiza financiară se elaborează conform metodologiei prezentate în paragraful 4.3.1 şi a

următoarelor elemente: • premisele prezentate în paragraful 4.3.1; • preţurile combustibililor şi certificatelor de emisii de CO2 prezentate în paragraful 4.3.1; • modul de calcul a veniturilor prezentat în paragraful 4.3.1; • modul de calcul a cheltuielilor anuale prezentat în paragraful 4.3.1.

Evoluţia prezumată a preţului energiei electrice livrate Pornind de la metodologia ANRE de departajare a costurilor între energia electrică şi energia

termică produse în cogenerare, s-a stabilit pentru fiecare opţiune în parte evoluţia costului energiei electrice livrate de SC Electrocentrale Oradea SA.

Însă, conform Directivei Parlamentului European şi a Consiliului de modificare a Directivei 2003/87/CE privind schema de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră, începând cu anul 2013, nu se va mai acorda alocare gratuită de certificate de emisii de CO2 pentru nici un producător existent sau nou de energie electrică.

Având în vedere cele de mai sus, în proiecţia costului energiei electrice livrate de SC Electrocentrale Oradea SA, începând cu 2013 se va ţine seama şi de costurile determinate de


151

achiziţionarea certificatelor de emisii CO2. Aceste costuri sunt determinate pe baza numărului necesar de certificate de emisii de CO2 aferente energiei electrice şi a preţului certificatului de emisii, conform evoluţiei prezentate în paragraful 4.3.1.

Astfel, începând cu anul 2013, pentru fiecare opţiune în parte, costul energiei electrice stabilit conform metodologiei ANRE se va majora corespunzător prin internalizarea cheltuielilor suplimentare determinate de achiziţia certificatelor de emisii de CO2 aferente producerii energiei electrice. Costurile astfel determinate pentru fiecare opţiune în parte sunt prezentate în fig. 4.6 – 4.13.

E voluția cos tului energ iei elec tric e livrate ‐ S cenariul I, Opțiunea 1

0.0

50.357.0

72.3 74.3 76.3

158.9 158.7172.4 176.8 178.8 180.6 182.5

88.1

114.4 108.3 108.5 108.4 108.4 108.4 108.3 108.2 108.2

44.5

63.9 68.4 70.4

165.5

184.5

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

200.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/M

Wh

C os t energie elec trică conform metodologie ANREC os t CO2 ce va fi internaliz atC os tul total al energiei elec trice livrate Opțiunea 1

Fig. 4.6 – Evoluţia costului energiei electrice livrate din SC Electrocentrale Oradea SA – Opţiunea 1


0.0

106.6 108.9120.4 123.2 124.3 124.6 125.8

86.675.6 73.9 73.3 75.0 74.8 74.6 73.8 73.7 73.6

31.035.1 39.3

45.5 48.5 49.750.8 52.0 53.3

112.7

127.0

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/M

Wh




152

Evolutia costului energiei electrice livrate - Scenariul I, Optiunea 3

86.84104.55

83.11

104.55

80.04 79.57 81.16 80.97 80.78 80.02 79.76 79.66

33.31

38.31 43.17 49.76 53.05 54.42 55.52 56.94 58.35

86.34

116.42115.65119.91 128.31 133.33 134.52 135.14 135.99 138.01

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro

/MW

h

Cost energie electrică conform metodologie ANRECost CO2 ce va fi internalizatCostul total al energiei electrice livrate Opţiunea 3


E voluția c os tului energ iei elec tric e livrate ‐ S cenariul I, Opțiunea 4

87.0

48.7 49.1 49.5

0.0

21.0 19.6 22.2 25.5 28.4 29.1 29.9

87.0

67.3 69.375.4 76.4 77.1

50.847.7 47.1 47.9 48.2 48.4

27.2 27.9

71.8 73.578.2 79.4

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/M

Wh




153


54.6 53.0 53.4 53.6 53.9 54.7 55.0

0.0

23.4 26.031.0 31.9 33.1 34.0 35.0

87.078.0

84.6 85.8 87.8 89.0

62.455.3

29.6 28.9

92.0

78.9 82.3

90.3

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/M

Wh

Cos t energie electrică conform metodologie ANRECos t CO2 ce va fi internaliz atC os tul total al energiei electrice livrate Opțiunea 5



87.0

48.7 45.8 45.8 46.3 46.2 46.2 45.6 45.7

60.8

0.0

13.8 14.7 15.1 15.4 15.8

60.556.5 57.9

82.4

11.8 10.7 12.1

21.6

60.1 60.9 61.3 61.0 61.5

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/M

Wh




154


87.0

54.950.0 50.0 50.6 50.7 50.4 49.8 49.8 49.7

0.0

14.0 11.9 13.5 15.4 16.5 16.9 17.1

68.962.0 63.5 66.0 67.2 67.3 66.9 67.4 67.8

17.6 18.0

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/M

Wh



Evolutia costului energiei electrice livrate - Scenariul I, Optiunea 8

86.5793.86

63.91

93.86

58.3158.4258.6760.2560.5560.8558.3858.16

21.8121.2720.7420.7920.3119.1016.3414.3217.22

80.1279.4379.2180.8080.6278.9673.7071.49

81.1386.34

0.0010.00

20.0030.0040.0050.00

60.0070.00

80.0090.00

100.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro

/MW

h



Evoluţia prezumată a preţului aburului tehnologic Preţul în vigoare pentru aburul tehnologic livrat de SC Electrocentrale Oradea SA, pus la

dispoziţie de către beneficiar este de 25,83 euro/Gcal, conform Deciziei ANRE nr. 1259 din 24.06.2008 privind aprobarea preţurilor practicate în sectorul energiei electrice şi termice de SC Electrocentrale Oradea SA.

Conform Directivei Parlamentului European şi a Consiliului de modificare a Directivei 2003/87/CE privind schema de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră, începând cu anul 2013, în sectorul energetic se va acorda alocare gratuită doar pentru energia termică


155

destinată populaţiei, produsă în instalaţii de cogenerare de înaltă eficienţă şi în alte surse cu eficienţă conform BAT-BREF. În consecinţă, începând cu anul 2013, pentru aburul tehnologic livrat nu se va mai acorda alocare gratuită de certificate de emisii de CO2.

Având în vedere cele de mai sus, în proiecţia preţului aburului tehnologic, începând cu 2013 se va ţine seama şi de costurile determinate de achiziţionarea certificatelor de emisii de CO2. Aceste costuri sunt determinate pe baza numărului necesar de certificate de emisii de CO2 aferente aburului tehnologic şi a preţului certificatului de emisii, conform evoluţiei prezentate în paragraful 4.3.1.

Astfel, începând cu anul 2013, pentru fiecare opţiune în parte, preţul aburului tehnologic se va majora corespunzător prin internalizarea cheltuielilor suplimentare determinate de achiziţia certificatelor de emisii de CO2. Preţurile astfel determinate pentru fiecare opţiune în parte sunt prezentate în fig. 4.14 – 4.21.

E voluția prețului la aburul tehnolog ic ‐ S c enariul I, Opțiunea 1

25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8

0.0

8.910.8

34.7

38.1

12.213.7 14.7 15.1 15.5 15.9 16.4

36.639.5 40.5 40.9 41.3 41.8 42.2

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/G

cal

P reț în vigoare abur tehnologic C os t CO2 ce va fi internaliz at

P reț total abur tehnologic Opțiunea 1

Fig. 4.14 – Evoluţia preţului la aburul tehnologic livrat de SC Electrocentrale Oradea SA – Opţiunea 1


156


25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8

0.0

9.4 10.712.2

13.9 14.8 15.2

35.238.0

15.716.1

16.5

36.5 39.7 40.6

41.1 41.5 42.0 42.4

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/G

cal

P reț în vigoare abur tehnologicC os t CO2 ce va fi internaliz atP reț total abur tehnologic Opțiunea 2



25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8

0.0

9.4 10.812.3

14.0 14.9 15.4 15.8 16.2 16.7

35.2 36.6 38.139.8 40.8 41.2 41.6 42.1 42.5

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/G

cal





157


25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8

0.0

7.110.0

11.513.1 13.9 14.2 14.5 14.8 15.1

33.0

37.338.9 39.7 40.1 40.3 40.6

35.8

41.0

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/G

cal




E voluția prețului la aburul tehnolog ic ‐ S cenariul I, Opțiunea 5

25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8

0.0

12.0 13.3 14.2 14.6 14.9

35.7 36.237.8 39.1

25.8 25.8

9.9 10.4

15.3 15.6

40.0 40.4 40.7 41.1 41.5

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/G

cal





158


25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8

0.0

8.6 9.7 10.4 10.8

25.8

33.1 33.5 34.4

25.8 25.8

7.2 7.7

11.3 11.7 12.0

35.5 36.2 36.6 37.1 37.5 37.8

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/G

cal





25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8

0.0

25.8

25.8

25.8

7.4

33.2

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/G

cal





159

Evolutia pretului la aburul tehnologic - Scenariul I, Optiunea 8

11.4711.0310.8510.4410.149.127.717.41

7.706.42

25.8325.8325.8325.8325.8325.8325.8325.8325.83

37.3036.8636.6736.2635.9734.9433.5433.53

32.2525.83

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Ani

Euro

/Gca

l

Cost CO2 ce va fi internalizat Pret in vigoare abur tehnologic Pret total abur tehnologic Optiunea 8


Venituri anuale Veniturile anuale aferente fiecărei opţiuni în parte se determină conform metodologiei

prezentate în paragraful 4.3.1. Veniturile din vânzarea energiei electrice se determină pe baza cantităţii anuale de energie

electrică livrată şi a preţurilor determinate anterior. Variaţia veniturilor din vânzarea energiei electrice aferente fiecărei opţiuni în parte este prezentată în tabelul 4.36.

Tabelul 4.36 – Venituri din vânzarea energiei electrice în Scenariul I

Venituri din vânzarea energiei electrice (mii euro) Specificaţie

2010 2029 Opţiunea 1 24.755,1 41.167,2 Opţiunea 2 24.321,0 38.429,0 Opţiunea 3 24.321,0 37.237,8 Opţiunea 4 24.444,0 26.411,8 Opţiunea 5 24.444,0 23.994,7 Opţiunea 6 24.444,0 43.681,4 Opţiunea 7 24.444,0 33.796,8 Opţiunea 8 24.321,0 13.925,6

Variaţia veniturilor din vânzarea aburului tehnologic, în baza preţurilor determinate anterior, este prezentată în tabelul 4.37.

Pentru fiecare opţiune în parte, în anul 2012, vor fi luate în considerare veniturile din vânzarea excedentului de certificate de emisii CO2 în funcţie de alocarea acordată SC Electrocentrale Oradea SA pe perioada 2008-2012. Pentru determinarea veniturilor sunt utilizate preţurile anuale ale certificatelor de CO2 asa cum au fost ele prezentate în paragraful 4.3.1. Veniturile din vânzarea certificatelor de emisii de CO2 aferente fiecărei opţiuni, înregistrate la nivelul anului 2012 sunt prezentate în tabelul 4.38.


160

Tabelul 4.37 – Venituri din vânzarea aburului tehnologic în Scenariul I

Venituri din vânzarea aburului tehnologic (mii euro) Specificaţie

2010 2029 Opţiunea 1 3565,2 5824,5 Opţiunea 2 3565,2 5849,1 Opţiunea 3 3565,2 5865,1 Opţiunea 4 3565,2 5654,7 Opţiunea 5 3565,2 5723,0 Opţiunea 6 3565,2 5223,1 Opţiunea 7 3565,2 5241,1 Opţiunea 8 3565,2 5148,5

Tabelul 4.38 – Venituri din vânzarea excedentului de certificate de emisii de CO2 în Scenariul I

Specificaţie Venituri din vânzarea certificatelor de emisii de CO2 (mii euro)

Opţiunea 1 5169,8 Opţiunea 2 5171,6 Opţiunea 3 3103,6 Opţiunea 4 5171,6 Opţiunea 5 5171,6 Opţiunea 6 5171,6 Opţiunea 7 5620,4 Opţiunea 8 1830,8

Cheltuieli anuale Cheltuielile anuale, determinate în baza metodologiei şi premiselor prezentate, în fiecare

opţiune, pe fiecare tip de sursă, pentru fiecare an al perioadei de analiză, sunt prezentate în Anexa 16. Rezultatele analizei financiare comparative În baza premiselor menţionate mai sus s-au calculat Fluxurile Financiare Incrementale ale

Investiţiei precum şi indicatorii de performanţă financiară pentru fiecare opţiune în parte. Rezultatele analizei financiare comparative sunt prezentate în tabelul 4.39.

Tabelul 4.39 – Rezultatele analizei comparative în Scenariul I

Specificaţie VNAF/C (mii euro)

CIA (euro/Gcal)

CUA (euro/Gcal) Ierarhizare

Opţiunea 1 -130.347 16,43 86,33 6 Opţiunea 2 -108.678 13,70 83,60 3 Opţiunea 3 -108.406 13,67 83,57 2 Opţiunea 4 -120.758 15,22 85,12 4 Opţiunea 5 -150.527 18,98 88,88 8 Opţiunea 6 -138.271 17,43 87,33 7 Opţiunea 7 -124.709 15,72 85,62 5 Opţiunea 8 -72.978 9,20 79,10 1


161

Din analiza indicatorilor prezentaţi mai sus reiese faptul că în cadrul Scenariului I, Opţiunea 8 este pe primul loc.

4.3.2.6. Analiza economică în Scenariul I Identificarea şi cuantificarea externalităţilor În cadrul analizei economice se iau în considerare externalităţi care conduc la costuri şi

beneficii economice, sociale şi de mediu care nu au fost considerate în cadrul analizei financiare, pentru că nu generează venituri sau cheltuieli la nivelul proiectului.

Astfel au fost identificate următoarele efecte economice rezultate în urma implementării lucrărilor de investiţii propuse în cadrul fiecărei opţiuni analizate: • creşterea producţiei agricole datorită reducerii emisiilor de NOx și SO2 prin evitarea formării

ploilor acide (SO2) şi inhibării procesului de creştere şi fructificare (NOx); • reducerea efectului de încălzire globală determinat de reducerea emisiilor de CO2; • reducerea costurilor de întreţinere a clădirilor prin reducerea emisiilor de NOx şi SO2; • reducerea costurilor cu sănătatea datorită reducerii emisiilor echivalente de SO2 şi pulberi.

Cea mai mare parte a efectelor economice benefice menţionate nu pot fi cuantificate cu suficientă acurateţe, prin urmare acestea nu pot fi monetizate.

Totuşi, în cadrul studiului „Externalities of Energy: Extension of accounting framework and Policy Applications” finanţat de CE, este calculată şi cuantificată valoarea pagubelor atribuite diverselor emisii poluante la nivel global.

Astfel, la nivelul EU – 15, valoarea pagubelor, pentru întregul lanţ de producere a energiei electrice şi termice, a fost estimată astfel:

pentru evacuarea în atmosferă a unei tone de CO2 echivalent: cca 19 EUR/tCO2, pentru o tonă de NOx evacuată în atmosferă: cca 2.908 EUR/tNOx, pentru o tonă de SO2: cca 2.939 EUR/tSO2, pentru pulberi: cca 11.723 EUR/t (PM10) şi cca 19.539 EUR/t (PM2,5)

Aplicând aceste estimări pentru România, valoarea pagubelor produse de evacuarea în atmosferă a poluanţilor menţionaţi se estimează astfel: 19,5 EUR/tCO2, 528 EUR/tSO2, 523 EUR/tNOx, 2.108 EUR/tPM10 şi 3514 EUR/tPM2,5.

Prin implementarea proiectului în opţiunile propuse se obţin reduceri de emisii poluante şi de gaze cu efect de seră comparativ cu opţiunea de bază (situaţia existentă).

Reducerile de emisii poluante şi de emisii de CO2, estimate la finalizarea investiţiilor, se prezintă în tabelul 4.40.

Tabelul 4.40 – Reduceri de emisii poluante în Scenariul I

Reduceri emisii pulberi (t/an) Opţiunea

Reduceri emisii CO2

tCO2/an

Reducere emisii NOx

tNOx/an

Reducere emisii SO2

tSO2/an PM10 PM2,5 Opţiunea 1 362.695 950,8 10.619,5 905,7 100,6 Opţiunea 2 420.529 1.076,3 10.655,7 908,3 100,9 Opţiunea 3 420.636 1.141,8 10.541,7 907,6 100,8 Opţiunea 4 560.579 1.176,5 12.821,9 1.021,3 113,5 Opţiunea 5 503.553 1.120,9 12.711,9 1.006,2 111,8 Opţiunea 6 794.046 1.273,3 13.056,0 1.053,0 117,0 Opţiunea 7 736.179 1.287,0 13.060,0 1.053,0 117,0 Opţiunea 8 655.480 1.315,4 13.065,6 1.053,9 117,1


162

Rezultatele analizei economice Datorită reducerii cantităţilor de emisii prin implementarea proiectului comparativ cu opţiunea

de bază (situaţia existentă), pot fi cuantificate economiile de cheltuieli care se realizează pentru fiecare opţiune în parte.

Aplicând aceste economii la calculul economic, se determină valoarea netă actualizată economică (VNAE/C) şi rata de rentabilitate economică (RIRE) pentru fiecare opţiune, conform tabelului 4.41.

Tabelul 4.41 – Rezultatele analizei economice în Scenariul I

Opţiunea VNAE/C (mii euro) RIRE (%)

Opţiunea 1 14.494 6,50% Opţiunea 2 45.724 8,62% Opţiunea 3 43.894 8,45% Opţiunea 4 72.308 9,34% Opţiunea 5 32.477 7,36% Opţiunea 6 102.852 11,15% Opţiunea 7 102.705 11,39% Opţiunea 8 137.373 15,98%

Din analiza indicatorilor prezentaţi mai sus reiese faptul că Opţiunea 8 a obţinut şi cei mai

buni indicatori de performanţă economică. În privinţa reducerilor de emisii poluante, Opţiunea 8 conduce la cele mai mari reduceri de

SO2, NOx şi pulberi. Reducerile de CO2 sunt de asemenea semnificative, chiar dacă din acest punct de vedere opţiunea este ierarhizată pe locul trei.

4.3.2.7. Opţiunea propusă în cadrul Scenariului I Ca urmare a acestei analize financiare şi economice Scenariul I - Alimentare cu energie

termică în sistem centralizat, Opţiunea 1 este propus a fi reţinut pentru analiza comparativă a scenariilor.

Scenariul I - Opţiunea 1 va fi definit astfel: SC Electrocentrale Oradea SA va fi sursa de producere a energiei termice pentru consumatorii

din municipiul Oradea şi va fi echipată astfel: • o instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 33,7 MWt), cu ardere

suplimentară, dimensionată pentru vară, care va funcţiona pe tot parcursul anului; • două cazane de apă fierbinte de 116,3 MWt fiecare, cu funcţionare pe gaze naturale, care vor

funcţiona iarna, pentru acoperirea sarcinii de semivârf şi vârf. Cazanele vor putea funcţiona şi pe păcură pe o perioadă de maxim 10 zile pe an, pentru acoperirea situaţiilor de indisponibilitate a gazelor naturale;

• un cazan de apă fierbinte de 87,2 MWt, cu funcţionare pe gaze naturale, care va funcţiona iarna, pentru acoperirea sarcinii de semivârf şi vârf;

• 3 cazane de abur de 14 t/h pentru asigurarea apei de adaos în reţeaua de termoficare.

Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Se prevede şi extinderea producţiei de energie termică din surse geotermale.


163

4.3.3. Analiza opţiunilor în cadrul Scenariului II

4.3.3.1. Prezentarea opţiunilor în Scenariul II În cadrul Scenariul II de alimentare descentralizată a fost definită o singură opţiune, în baza

principiilor prezentate în paragraful 4.3.1. Opţiunea definită pentru acest scenariu este, sintetic, prezentată în tabelul 4.42.

Tabelul 4.42 – Caracterizarea Scenariului II

Caracterizarea opţiunii Lucrări de investiţii Alimentarea din CET Oradea se sistează. Vor fi construite centrale termice noi în unele puncte termice existente. Se extind reţelele de distribuţie de gaze naturale. Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi şi într-un grup nou de cogenerare pe deşeuri municipale, care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de distribuţie va fi redimensionat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu.

Centrale termice noi de zonă. Extindere reţele gaze naturale. Închidere depozit existent de zgură şi cenuşă. Surse noi geotermale pentru producere energie termică. Reabilitare sistem de distribuţie.

4.3.3.2. Descrierea opţiunii în Scenariul II Concepţia în Scenariul II Modul de alimentare cu energie termică în cadrul acestei opţiuni este în sistem descentralizat. Definirea opţiunii descentralizate a pornit de la existenţa infrastructurii dezvoltate de-a lungul

timpului pentru sistemul centralizat, având în vedere necesitatea de a nu afecta populaţia din municipiu prin lucrările de reconfigurare a sistemului.

Ca urmare, opţiunea descentralizată este concepută astfel încât să conducă la efecte mari asupra mediului şi efecte minime (investiţii, durată de realizare) cu impact direct asupra stării de bine a populaţiei. Aceasta deoarece lucrările majore de reconfigurare a sistemului într-un oraş de nivelul municipiului Oradea ar însemna concentrarea unor forţe uriaşe.

Se consideră sistarea funcţionării CET Oradea şi se prevede realizarea de centrale termice de zonă în cea mai acceptabilă variantă privind impactul asupra populaţiei.

Combustibilul de bază pentru centralele de zonă va fi gazul natural. Se redimensionează sistemul de distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Evaluarea în Scenariul II Sistarea funcţionării CET Oradea va avea ca impact necesitatea dezafectării echipamentelor şi

instalaţiilor existente şi renaturarea terenului. Deoarece termenul de realizare nu este în prezent legiferat, costul acestei măsuri nu este inclus în evaluarea investiţiei.

Pentru amplasarea centralelor termice de zonă se au în vedere punctele termice existente, dintre care o parte vor fi transformate în centrale termice.

Realizarea centralelor termice va implica lucrări majore în reţeaua de distribuţie a gazelor natural, precum şi în reţelele de alimentare cu apă, canalizare şi în reţelele electrice.

Realizarea acestei opţiuni va duce la creşterea nivelului poluării în municipiu, prin aceste surse de poluare amplasate în zonele de locuit. Poluarea aferentă acestor surse se va suprapune peste celelalte surse de poluare din interiorul municipiului (cum ar fi traficul urban).

Se va dezvolta producerea de energie termică din surse geotermale la nivelul de cca 5 Gcal/h. Această energie va fi preluată în reţeaua de distribuţie din zona cea mai apropiată.

Este necesară reabilitarea şi redimensionarea sistemului de distribuţie.


164


Descriere tehnică pentru Scenariul II, cu referire la utilizarea BAT Vor fi realizate cca 20 de centrale termice de zonă, care vor fi echipate cu cazane de apă

fierbinte în gama (4,6 – 11,6) MWt. BREF-BAT nu prevede cerinţe pentru surse mai mici de 50 MWt. Depozitul existent de zgură şi cenuşă va fi închis şi se vor realiza lucrările necesare pentru

conformare la mediu. Lucrările de conformare prevăzute a fi executate sunt: lucrări de copertare şi amenajare a suprafeţei superioare a depozitului; lucrări de captare şi evacuare a apelor infiltrate; lucrări de captare şi evacuare a apelor pluviale; lucrări de monitorizare; lucrări de amenajare şi întreţinere post închidere.




Se vor realiza lucrări de extindere a reţelei de distribuţie a gazelor naturale precum şi lucrări în reţelele de alimentare cu apă, canalizare şi în reţelele electrice

Se va reabilita şi redimensiona sistemului de distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în Scenariul II Necesarul de energie termică sub formă de apă fierbinte va fi asigurat din centrale termice de

zonă pe combustibil gaze naturale şi sursele geotermale. 4.3.3.3. Performanţe energetice şi de mediu în Scenariul II În acest paragraf prezentăm sintetizat principalele performanţe energetice şi de mediu

prevăzute a se obţine în opţiunea analizate în cadrul Scenariului II. Performanţele sunt estimate pe bază de lucrări similare şi oferte de la furnizori de specialitate. Performanţele anuale pe durata de analiză cuprind următoarele:

• Energia termică produsă; • Energia termică vândută; • Consumul de servicii interne electrice; • Consumul de combustibili; • Eficienţa globală; • Emisii de CO2 generate.

Performanţele anuale, pe perioada de analiză, în opţiunea analizată în cadrul Scenariului II sunt prezentate în Anexa 12.

4.3.3.4. Investiţii în Scenariul II Valorile se bazează pe date obţinute din studii de fezabilitate elaborate de SC ISPE SA, lucrări

de investiţii realizate în Romania în domeniul producerii şi furnizării energiei electrice şi termice, precum şi din literatura de specialitate.


asistenţă tehnică, proiectare, taxe şi cheltuieli neprevăzute. Valorile de investiţie sunt determinate în preţuri 2009,exclusiv TVA. Valorile lucrărilor de investiţii propuse pentru opţiunea specifică Scenariului II, sunt prezentate

în tabelul 4.43.


165

Tabelul 4.43 – Investiţii Scenariul II

Nr. crt. LUCRĂRI DE INVESTIŢII VALOARE

mii EURO 1 CT zona (20 CT cu 3 x CAF 4 Gcal/h) 45.000 2 Surse noi geotermale 20.625 3 Depozit zgură şi cenuşă (închidere depozit) 2.500 4 Demolări 2.700 TOTAL INVESTIŢII ÎN SURSĂ 770.825 5 Retele gaze naturale 80.000

Reţele distribuţie şi PT: Reţele distribuţie legături CT 13.190 Reţele secundare 59.000

6

Puncte termice 31.200 TOTAL INVESTIŢII ÎN REŢELE ŞI PUNCTE TERMICE 254.215 TOTAL SCENARIUL II 283.117

4.3.3.5. Analiza financiară în Scenariul II Analiza reflectă impactul financiar al lucrărilor propuse. Analiza financiară se elaborează conform metodologiei prezentate în paragraful 4.3.1 şi a

următoarelor elemente: • premisele prezentate în paragraful 4.3.1; • preţurile combustibililor şi certificatelor de emisii de CO2 prezentate în paragraful 4.3.1; • modul de calcul a veniturilor prezentat în paragraful 4.3.1; • modul de calcul a cheltuielilor anuale prezentat în paragraful 4.3.1.

Evoluţia prezumată a preţului energiei electrice livrate Pornind de la metodologia ANRE de departajare a costurilor între energia electrică şi energia

termică produse în cogenerare, s-a stabilit evoluţia costului energiei electrice livrate de SC Electrocentrale Oradea SA, prezentată în fig. 4.22.

Evolutia costului energiei electrice livrate - Scenariul II

137.89

83.0698.47

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

82.75

39.42

108.39

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro

/MW

h


Fig. 4.22 – Evoluţia costului energiei electrice livrate de SC Electrocentrale Oradea SA – Scenariul II


166

Evoluţia prezumată a preţului aburului tehnologic Preţul în vigoare pentru aburul tehnologic livrat de SC Electrocentrale Oradea SA, pus la

dispoziţie de către beneficiar este de 25,83 euro/Gcal, conform Deciziei ANRE nr. 1259 din 24.06.2008 privind aprobarea preţurilor practicate în sectorul energiei electrice şi termice de SC Electrocentrale Oradea SA.

Evoluţia preţului este prezentat în fig. 4.23.

Evolutia pretului la aburul tehnologic - Scenariul II

25.8325.8325.8325.8325.8325.8325.8325.8325.83

0.000.000.000.000.000.000.000.00

25.8325.83

34.69

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Ani

Euro

/Gca

l

Cost CO2 ce va fi internalizatPret in vigoare abur tehnologicPret total abur tehnologic Optiunea 9

Fig. 4.23 – Evoluţia preţului la aburul tehnologic livrat de SC Electrocentrale Oradea SA – Scenariul II

Venituri anuale Veniturile anuale aferente fiecărei opţiune în parte se determină conform metodologiei

prezentate în paragraful 4.3.1. Veniturile din vânzarea energiei electrice se determină pe baza cantităţii anuale de energie

electrică livrată şi a preţurilor determinate. Variaţia veniturilor din vânzarea energiei electrice aferente fiecărei opţiuni în parte este prezentată în tabelul 4.44.

Tabelul 4.44 – Venituri din vânzarea energiei electrice în Scenariul II

Venituri din vânzarea energiei electrice (mii euro) Specificaţie

2010 2029 Scenariul II 23.987,5 0,0

Variaţia veniturilor din vânzarea aburului tehnologic, în baza preţurilor determinate în

paragraful 4.3.3, este prezentată în tabelul 4.45.

Tabelul 4.45 – Venituri din vânzarea aburului tehnologic în Scenariul II

Venituri din vânzarea aburului tehnologic (mii euro) Specificaţie

2010 2029 Scenariul II 3.565,2 0,0

În anul 2012 vor fi luate în considerare veniturile din vânzarea excedentului de certificate de

emisii CO2 în funcţie de alocarea acordată SC Electrocentrale Oradea SA pe perioada 2008-2012. Pentru determinarea veniturilor sunt utilizate preţurile anuale ale certificatelor de CO2 asa cum sunt ele


167

prezentate în paragraful 4.3.1. Veniturile din vânzarea certificatelor de emisii de CO2 înregistrate la nivelul anului 2012 sunt prezentate în tabelul 4.46.

Tabelul 4.46 – Venituri din vânzarea excedentului de certificate de emisii de CO2 în Scenariul II

Specificaţie Venituri din vânzarea

certificatelor de emisii de CO2 (mii euro)

Scenariul II 13.672,5 Cheltuieli anuale Cheltuielile anuale, determinate în baza metodologiei şi premiselor prezentate în paragraful

4.3.1, pentru fiecare an al perioadei de analiză, sunt prezentate în Anexa 16. Rezultatele analizei financiare comparative În baza premiselor menţionate mai sus s-au calculat Fluxurile Financiare Incrementale ale

Investiţiei precum şi indicatorii de performanţă financiară. Rezultatele analizei financiare sunt prezentate în tabelul 4.47.

Tabelul 4.47 – Rezultatele analizei financiare în Scenariul II

Specificaţie VNAF/C (mii euro)

CIA (euro/Gcal)

CUA (euro/Gcal)

Scenariul II -154.202 19,44 89,34 4.3.3.6. Analiza economică în Scenariul II Identificarea şi cuantificarea externalităţilor Analiza economică în Scenariul II se elaborează în baza aceleiaşi metodologii şi ipoteze

prezentate pentru Scenariul I. Prin implementarea proiectului se obţin reduceri de emisii poluante şi de gaze cu efect de seră

comparativ cu opţiunea de bază (situaţia existentă). Reducerile de emisii poluante şi emisii de CO2 în Scenariul II, estimate la finalizarea

investiţiilor, se prezintă în tabelul 4.48.

Tabelul 4.48 – Reduceri de emisii poluante şi emisii de CO2 în Scenariul II

Reduceri emisii pulberi (t/an) Opţiunea

Reduceri emisii CO2

tCO2/an

Reducere emisii NOx

tNOx/an

Reducere emisii SO2

tSO2/an PM10 PM2,5

Scenariul II 669.565 1.208,3 13.081,9 1.055,7 117,3 Rezultatele analizei economice Datorită reducerii cantităţilor de emisii prin implementarea proiectului comparativ cu opţiunea

de bază (situaţia existentă), pot fi cuantificate economiile de cheltuieli realizate. Aplicând aceste economii la calculul economic, se determină valoarea netă actualizată

economică (VNAE/C) şi rata de rentabilitate economică (RIRE), conform tabelului 4.49.

Tabelul 4.49 – Rezultatele analizei economice

Opţiunea VNAE/C (mii euro)

RIRE (%)

Scenariul II -17.243 3,81%


168

4.3.4. Analiza opţiunilor în cadrul Scenariului III

4.3.4.1. Prezentarea opţiunilor în Scenariul III În cadrul Scenariul III de alimentare descentralizată a fost definită o singură opţiune, în baza

principiilor prezentate în paragraful 4.3.1. Opţiunea definită pentru acest scenariu este, sintetic, prezentată în tabelul 4.50.

Tabelul 4.50 – Caracterizarea Scenariului III

Caracterizarea opţiunii Lucrări de investiţii Alimentarea din CET Oradea se sistează. Se vor realiza centrale de apartament. Se vor extinde reţelele de gaze naturale.

Centrale termice de apartament. Extindere reţele gaze naturale.

4.3.4.2. Descrierea opţiunii în Scenariul III Concepţia în Scenariul III Modul alimentare cu energie termică în cadrul acestei opţiuni este în sistem individual. Se consideră sistarea funcţionării CET Oradea. Populaţia din municipiul Oradea îşi va realiza

centrale de apartament, pe gaze naturale. Evaluarea în Scenariul III Sistarea funcţionării CET Oradea va avea ca impact necesitatea dezafectării echipamentelor şi

instalaţiilor existente şi renaturarea terenului. Deoarece termenul de realizare nu este în prezent legiferat, costul acestei măsuri nu este inclus în evaluarea investiţiei.

Numărul de apartamente fizice alimentate în prezent din sistemul centralizat este de 60.735 apartamente. Dintre acestea, cca 3.600 reprezintă case, iar restul de cca 57.135 de apartamente sunt situate în blocuri de locuinţe cu 4 până la 10 etaje.

Ca urmare, realizarea în aceste blocuri a celor peste 57.000 de centrale termice va avea un impact puternic negativ, astfel: • impact negativ asupra mediului, prin creşterea nivelului poluării distribuite în municipiu.

Amplasarea acestui număr extrem de mare de surse de poluare în municipiu se va suprapune peste celelalte surse de poluare din interiorul municipiului (cum ar fi traficul urban) și va afecta sănătatea populaţiei unui număr mare de persoane, municipiul Oradea având peste 200.000 de locuitori.

• Impact social negativ, prin forţarea unui număr mare de locuitori să investească în centrale de apartament.

• Impact estetic negativ, prin scoaterea pe peretele clădirilor a unui număr mare de coşuri.

Pentru realizarea alimentării cu gaze naturale a centralelor de apartament vor fi necesare majore în reţeaua de distribuţie a gazelor naturale.

Nu se va mai putea dezvolta şi utiliza în mod centralizat producerea de energie termică din surse geotermale. Pentru utilizarea acestuia, locuitorii ar trebui să investească individual în reţelele de alimentare.

Descriere tehnică pentru Scenariul III, cu referire la utilizarea BAT Vor fi instalate în municipiul Oradea cca 60.735 de centrale de apartament. BREF-BAT nu prevede cerinţe surse mai mici de 50 MWt. Depozitul existent de zgură şi cenuşă trebuie închis şi trebuie realizate lucrările necesare pentru

conformare la mediu. Costul acestei măsuri nu este inclusă în investiţie. De asemenea, nu sunt incluse costurile aferente lucrărilor de amenajare şi întreţinere post închidere (ele constituind cheltuieli).

Se vor realiza lucrări majore de extindere şi redimensionare a reţelei de distribuţie a gazelor naturale.

Modul de acoperire a sarcinii termice în în Scenariul III Necesarul de energie termică sub formă de apă fierbinte va fi asigurat din centrale termice de

apartament pe combustibil gaze naturale.


169

4.3.4.3. Performanţe energetice şi de mediu în Scenariul III Performanţele anuale, energetice şi de mediu, pe perioada de analiză, în opţiunea analizată în

cadrul Scenariului III sunt prezentate în Anexa 12. 4.3.4.4. Investiţii în Scenariul III Investiţii propuse pentru Scenariul III sunt prezentate în tabelul 4.51.

Tabelul 4.51 – Investiţii propuse pentru Scenariul III

Nr. crt. LUCRĂRI DE INVESTIŢII VALOARE

mii EURO 1 Centrale de apartament 212.573 2 Retele gaze naturale 45.000 TOTAL SCENARIUL III 257.572 TOTAL SCENARIUL III ÎN PREŢURI CURENTE 265.540

(*) In valoarea de investiţie nu sunt incluse valorile reinvestite din anii 2018 şi 2028 4.3.4.5. Analiza financiară în Scenariul III Analiza reflectă impactul financiar al lucrărilor propuse. Analiza financiară se elaborează conform metodologiei prezentate în paragraful 4.3.1 şi a

următoarelor elemente: • premisele prezentate în paragraful 4.3.1; • preţurile combustibililor prezentate în paragraful 4.3.1; • modul de calcul a veniturilor prezentat în paragraful 4.3.1; • modul de calcul a cheltuielilor anuale prezentat în paragraful 4.3.1.

Cheltuieli anuale Cheltuielile anuale, determinate în baza metodologiei şi premiselor prezentate în paragraful

4.3.1, pentru fiecare an al perioadei de analiză, sunt prezentate în Anexa 16. Rezultatele analizei financiare comparative În baza premiselor menţionate mai sus s-au calculat Fluxurile Financiare Incrementale ale

Investiţiei precum şi indicatorii de performanţă financiară. Rezultatele analizei financiare sunt prezentate în tabelul 4.52.

Tabelul 4.52 – Rezultatele analizei financiare în Scenariul III

Opţiunea VNAF/C (mii euro)

CIA (euro/Gcal)

CUA (euro/Gcal)

Scenariul III -745.523 - 93,92

4.4. Identificarea scenariului optim și a opțiunii optime

4.4.1. Analiza comparativă a opţiunilor în cadrul scenariilor analizate

Scenariile, cu opţiunea aferentă, care sunt analizate comparativ, sunt prezentate în tabelul 4.53. Pentru a determina scenariul cel mai bun din punct de vedere al costului energiei termice livrate

şi a suportabilităţii s-a efectuat analiza financiară şi economică comparativă a scenariilor. Rezultatele analizei financiare comparative, în baza celor determinate în cadrul paragrafele

4.3.2, 4.3.3 și 4.3.4, sunt prezentate în tabelul 4.54.


170

Tabelul 4.53 – Scenarii comparate

Scenariul I Opţiunea 8 Sistem centralizat



Sursa sistemului de termoficare va fi echipată cu o instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 33,7 MWt), cu ardere suplimentară, care va funcţiona pe tot parcursul anului, 2 cazane de apă fierbinte de 116,3 MWt fiecare, cu funcţionare pe gaze naturale, care vor funcţiona iarna (cu posibilitatea de a funcţiona şi 10 zile pe păcură) şi un cazan de apă fierbinte de 87,2 MWt, cu funcţionare pe gaze naturale, care va funcţiona iarna. Se prevăd şi 3 cazane de abur de 14 t/h pentru apa de adaos în reţeaua de termoficare. Se va extinde producerea de energie termică din surse geotermale (cu cca 6,4 MWt). Se va reabilita sistemul de transport şi distribuţie. Se va conforma la mediu depozitul existent.

Sursa existentă se închide. Se vor realiza cca 20 centrale termice de zonă, amplasate în unele din punctele termice existente. Se va extinde producerea de energie termică din surse geotermale (cu cca 6,4 MWt). Se va reabilita sistemul de distribuţie. Se vor extinde reţelele de gaze naturale în municipiu. Se va conforma la mediu depozitul existent de zgură şi cenuşă.

Sursa existentă se închide. Se vor instala cca 60.000 centrale termice de apartament. Se vor realiza lucrări majore de extindere şi redimensionare a reţelei de distribuţie a gazelor naturale în municipiu.

Tabelul 4.54 – Compararea financiară a scenariilor

Scenariul Investiţia (mii euro)

VNAF/C (mii euro)

CIA (euro/Gcal)


Scenariul I 191.875 -72.978 9,20 79,10 1 Scenariul II 254.215 -142.437 17,96 87,86 2 Scenariul III 394.226 -745.018 - 93,92 3

Rezultatele analizei economice comparative sunt prezentate în tabelul 4.55.

Tabelul 4.55 – Compararea economică a scenariilor

Reduceri emisii pulberi (t/an) Scenariul

VNAE/C

(mii euro)

RIRE

(%)

Reduceri emisii CO2

tCO2/an

Reducere emisii NOx

tNOx/an

Reducere emisii SO2

tSO2/an PM10 PM2,5

Scenariul I 137.373 15,98% 655.480 1.315,4 13.065,6 1.053,9 117,1 Scenariul II 63.040 9,04% 666.028 1.208,3 13.081,9 1.055,7 117,3

Din analiza indicatorilor prezentaţi mai sus reiese faptul că Scenariul 1 - Opţiunea 8 a obţinut

cei mai buni indicatori de performanţă financiară şi economică. Acest scenariu conduce la reduceri de emisii cu cea mai mică investiţie. Trebuie menţionat că în Scenariul I a fost considerată şi funcţionarea unui cazan existent, nereabilitat, pentru acoperirea consumului sezonier de abur, în timp ce în Scenariul II s-a considerat închiderea totală a centralei. Ca urmare, emisiile poluante reale în Scenariul II sunt de fapt mai mari decât cele prezentate.

S-a considerat pentru analiză şi Scenariul III, în care se presupune că serviciul de alimentare cu energie termică nu se mai asigură de către municipalitate, fiecare apartament fiind dotat cu centrală termică individuală, costurile aferente fiind acoperite integral de consumatorul final.


171

În urma analizei elaborate, pentru Scenariul III, în care fiecare apartament este dotat cu centrală termică individuală, costurile aferente fiind acoperite integral de consumatorul final, rezultă un CUA pentru energia termică livrată dintr-o centrală individuală de cca 93,92 euro/Gcal. Comparativ cu Scenariul I, se observă un CUA mai mare pentru energia termică livrată din centrale individuale. Prin urmare, în Scenariul III - asigurarea necesarului de energie termică din centrale individuale, consumatorul ar trebui să suporte un cost mai mare decât în Scenariul I.

Astfel, Scenariul I este mai avantajos şi decât Scenariul III. Analiza de sensibilitate Se elaborează o analiză de sensibilitate la variaţia simultană a preţurilor combustibililor

prezentaţi în paragraful 4.3.1, astfel: • gaze naturale: creştere cu 2% pe an în perioada 2011-2015, rămânând constant pe restul perioadei

de analiză; • lignit: creştere cu 0,5% pe an în perioada 2011-2015, rămânând constant pe restul perioadei de

analiză. Creşterea este motivată de necesitate efectuării de investiţii în mine; • păcură: creştere cu 1% pe an în perioada 2011-2015, rămânând constant pe restul perioadei de

analiză. Rezultatele analizei de sensibilitate sunt prezentate în tabelele 4.56 și 4.57.

Tabelul 4.56 – Rezultatele analizei de sensibilitate – Analiza financiară

Scenariul VNAF/C (mii euro)

CIA (euro/Gcal)


Scenariul I -95.445 12,03 81,93 1 Scenariul II -179.869 22,68 92,58 2 Scenariul III - - 96,61 3

Tabelul 4.57 – Rezultatele analizei de sensibilitate – Analiza economică

Scenariul VNAE/C (mii euro)

RIRE (%)

Scenariul I 116.053 14,54% Scenariul II 38.662 7,72%

Se constată că în situaţia creşterii preţurilor combustibililor în ipoteza prezentată mai sus,

rezultatele analizei se modifică astfel: • Indicatorii financiari pentru Scenariul I se înrătăţesc, dar rămân mai buni decât în Scenariile II şi,

respectiv, III: CIA creşte de la 9,20 Euro/Gcal la 12,03 Euro/ Gcal; CUA creşte de la 79,10 Euro/Gcal la 81,93 Euro/Gcal;

• Indicatorii economici pentru Scenariul I se înrăutăţesc, dar rămân de asemenea mai buni decât în Scenariile II şi III

RIRE scade de la 15,98% la 14,54%.

4.4.2. Scenariul şi opţiunea optimă propusă

Se constată că, în urma evaluării scenariilor cu sublinierea efectelor asupra mediului şi asupra populaţiei, rezultă optim Scenariul I, care rezultă cel mai bun şi din punct de vedere al analizei financiare şi economice.

Scenariul I presupune alimentarea cu energie termică în continuare în sistem centralizat. Se prevăd următoarele echipamente noi în incinta SC Electrocentrale Oradea SA:


172

• o instalaţie nouă cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, cca 18 MWe + 32,6 MWt , cu ardere suplimentară, dimensionată pentru vară, care va funcţiona pe tot parcursul anului;

• două cazane de apă fierbinte de 116,3 MWt fiecare, cu funcţionare pe gaze naturale, care vor funcţiona iarna (cu posibilitatea de a funcţiona şi 10 zile pe păcură);

• un cazan de apă fierbinte de 87,2 MWt, cu funcţionare pe gaze naturale, care va funcţiona iarna; • 3 cazane de abur de 14 t/h pentru asigurarea apei de adaos în reţeaua de termoficare.

Se va extinde producerea de energie termică din surse geotermale (cu cca 6,4 MWt). Se vor realiza 3 foraje noi pentru extragerea apei geotermale, se prevăd capacităţi de extracţie, injecţie şi repompare apa geotermală, sonde şi unităţi de pompare şi se vor realiza şi echipa puncte termice cu schimbătoare de căldură pentru preluarea căldurii din apa geotermală. Apa fierbinte rezultată va fi introdusă în sistemul de distribuţie.

Se va reabilita sistemul de transport şi distribuţie. Se va conforma la mediu depozitul existent de zgură şi cenuşă.

Avantajele opţiunii alese sunt următoarele: Se asigură respectarea obligaţiilor de mediu asumate în Tratatul de Aderare, prin înlocuirea capacităţilor vechi , poluatoare şi ineficiente, cu capacităţi noi, cu respectarea prevederilor BREF-BAT;

Se produce energie termică în cogenerare de înaltă eficienţă, în instalaţia nouă cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, atât pe perioada de vară, cât şi pe perioada de iarnă, ceea ce va contribui la creşterea eficienţei globale a centralei, deci la creşterea eficienţei energetice şi astfel la reducerea emisiilor de CO2.

Se valorifică infrastructura existentă, prin menţinerea în funcţiune, cu reabilitare, a sistemului existent de transport şi distribuţie. Reabilitarea acestui sistem va conduce la reducerea pierderilor de energie termică, şi, implicit, la reducerea emisiilor poluante de NOx şi a emisiilor de gaze cu efect de seră.

Utilizarea resurselor regenerabile prin sursele geotermale noi, va contribui la reducerea consumului de combustibili fosili, cu reducerea corespunzătoare a emisiilor poluante, în special a emisiilor de CO2.

4.5. Concluzii

În urma analizelor efectuate în cadrul acestui capitol (analiza energetică, analiza investiţiilor, analiza financiară, analiza economică), se recomandă pentru implementare Scenariul I – Opţiunea 8.

Această opţiune implică o instalaţie nouă cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, dimensionată pentru necesarul de vară, 3 cazane de apă fierbinte, surse noi geotermale, conformarea depozitului existent de zgură şi cenuşă şi reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie.

Selectarea acestei opţiuni este în concordanţă cu strategia naţională şi municipală, deoarece corespunde următoarelor obiective strategice: • Creşterea eficienţei energetice; • Promovarea producerii energiei pe bază de resurse regenerabile; • Promovarea producerii de energie electrică şi termică în centrale cu cogenerare, în special în

instalaţii de cogenerare de înaltă eficienţă; • Reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului înconjurător; • Utilizarea raţională şi eficientă a resurselor energetice primare.

În prezent, sistemul centralizat din municipiul Oradea alimentează cu energie termică localităţile Sânmartin şi Felix. Referitor la alimentarea în continuare a acestora, se fac următoarele comentarii:

Cele două localităţi sunt conectate la magistrala 6, care face legătura între platforma de vane din nodul 54 şi centrala termică de zonă (CTZ) Sânmartin, având o lungime de 2,9 km cu 2xDn 400, în amplasare supraterană. Magistrala 6 aparţine SC Electrocentrale Oradea SA. De la CTZ existent,


173

amplasat la intrarea în comuna Sânmartin, apa fierbinte se injectează în reţelele existente de distribuţie ale CTZ, spre Sânmartin şi Felix. Plecările din CTZ nu mai aparţin SC Electrocentrale Oradea SA. CTZ nu mai funcţionează.

Cantităţile de energie termică vândute celor două localităţi în anul 2008 sunt indicate în tabelul 4.58.

Tabelul 4.58 – Energia termică vândută în Sânmartin și Felix

Specificație UM Sânmartin Felix Total Total MWt/an 7.360 29.249 36.609

iarna MWt/an 6.583 24.525 31.107 vara MWt/an 777 4.724 5.502

Valorile necesarului de căldură, la nivelul punctului de vânzare (intrarea în reţeaua de distribuţie),

sunt prezentate în tabelul 4.59.

Tabelul 4.59 – Necesarul de căldură în Sânmartin și Felix

Specificație UM Sânmartin Felix Total Maxim iarna MWt 2,4 10,3 12,7 Mediu iarna MWt 1,5 6,1 7,6 Mediu vara MWt 0,2 1,1 1,3

Consumul anual de energie termică al acestor localităţi reprezintă cca 5% din consumul total (cca

1% pentru Sânmartin şi cca 4% pentru Felix). Densitatea de energie termică aferentă acestor consumatori, determinată prin raportarea consumului

la lungimea magistralei 6, este 12,6 GWh/km. Densitatea de energie termică aferentă energiei totale vândute de SC Electrocentrale

Oradea SA, determinată prin raportarea consumului total la lungimea reţelei primare de 77 km, este de 8,59 GWh/km.

Rezultă că din punct de vedere al densităţii energiei termice, alimentarea acestor consumatori este corespunzătoare, având în vedere că valorile limită pentru acest indicator sunt în general de cca (3 – 4) GWh/km.

O estimare a consumului de energie electrică pentru pompajul energiei termice aferente strict celor două localităţi este dificilă în cadrul sistemului complex de alimentare cu energie termică al municipiului Oradea, dar se poate estima totuşi un consum de cca 36 MWh/an, care reprezintă cca 0,4% din consumul anual total pentru pompaj.

Magistrala M6 trebuie reabilitată. Investiţia aferentă este de cca 1.500 mii Euro, reprezentând cca 3,6% din investiţia totală necesară în reţelele primare de 41.200 mii Euro.

Pentru evitarea realizării acestei investiţii, s-ar putea avea în vedere sistarea alimentării cu energie termică a celor două localităţi din sistemul centralizat al municipiului Oradea.

Această modificare nu va afecta analiza comparativă şi rezultatele prezentului studiu.


174

5. ANALIZA TEHNICOECONOMICĂ A SOLUTIEI OPTIME PROPUSE PENTRU ALIMENTAREA CU ENERGIE TERMICĂ A MUNICIPIULUI ORADEA

5.1. Aspecte introductive

Îmbunătăţirea pe termen lung a performanţelor alimentării centralizate cu energie termică în municipiul Oradea, din punct de vedere al impactului asupra mediului, al creşterii eficienţei energetice şi asigurării suportabilităţii preţului energiei termice pentru populaţie, se realizează luînd în considerare respectarea angajamentelor asumate de România în domeniul protecţiei mediului prin Tratatul de Aderare, transpuse în termenele de conformare şi nivelul emisiilor aferente SC Electrocentrale Oradea SA.

În conformitate cu legislaţia în vigoare şi cu condiţiile prevăzute în AIM nr. 31 NV 6-23.11.2006, revizuită în 04.08.2008, perioadele de tranziţie pentru conformarea cu VLE stabilite pentru SO2, NOx şi pulberi sunt prezentate în tabelul 5.1.

Tabelul 5.1 - Termene de conformare* pentru SC Electrocentrale Oradea SA

IMA Poluant Termen conformare IMA 1 – funcţionare pe gaze naturale

Cazan de abur C3 NOx 31.12.2010 IMA 2 – funcţionare pe lignit

SO2 31.12.2011 NOx 31.12.2014 Cazan de abur C4

pulberi 31.12.2011 SO2 31.12.2012 NOx 31.12.2015 Cazan de abur C5

pulberi 31.12.2012 SO2 31.12.2013 NOx 31.12.2015 Cazan de abur C6

pulberi 31.12.2013 *) Termenele de conformare din tabel sunt cele prevăzute în AIM, fiind mai conservative

şi implicând sistarea funcţionării în cazul nerespectării termenului. În conformitate cu angajamentele privind implementarea Directivei 2001/80/EC privind

limitarea emisiilor de poluanţi emişi în aer şi proveniţi de la instalaţiile mari de ardere, plafoanele de emisie permise, aferente perioadei 2007 ÷ 2016, stabilite prin Programul Naţional de Reducere Progresivă a emisiilor anuale de bioxid de sulf, oxizi de azot şi pulberi provenite de la instalaţiile mari de ardere, aprobat prin Ordinul MMGA nr. 833/2005, sunt indicate în tabelul 5.2.

În privinţa emisiilor de CO2, s-a luat în considerare ţinta naţională de reducere cu 21%, comparativ cu anul 2005, a emisiilor de gaze cu efect de seră în sectoarele sub incidenţa ETS.

Pentru depozitul de zgură şi cenuşă s-au avut în vedere termenele de conformare, în baza HG 349/2005, care transpune Directiva 1999/31/EC privind depozitarea deşeurilor, şi a Autorizaţiei


175

Integrate de Mediu în vigoare, pentru sistarea transportului şi depozitării sub formă de hidroamestec a zgurii şi cenuşii (31.12.2013) şi începerea lucrărilor de închidere a depozitului (30.04.2015).

Tabelul 5.2 - Plafoanele anuale de emisie

IMA 1 IMA 2 Anul

SO2 NOx Pulberi SO2 NOx Pulberi 2009 0 680 0 16900 1010 1700 2010 0 510 0 16900 1010 1700 2011 0 510 0 11605 1010 1700 2012 0 510 0 6310 1010 710 2013 0 510 0 1015 1010 215 2014 - - - - 785 - 2015 - - - - 560 - 2016 - - - - 560 - Investiţiile propuse în Scenariul I - Opţiunea 8 sunt conforme cu obiectivele POS Mediu. Se

respectă obiectivul global al acestui program, de protecţie şi îmbunătăţire a calităţii mediului şi a standardelor de viaţă 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”.

De asemenea, se încadrează în obiectivele specifice ale POS Mediu, şi anume: • Reducerea impactului negativ asupra mediului şi diminuarea schimbărilor climatice cauzate de

sistemele de încălzire urbană în cele mai poluate localităţi până în 2015; • Dezvoltarea sistemelor durabile de management al deşeurilor prin îmbunătăţirea managementului

deşeurilor şi reducerea numărului de zone poluate istoric în minimum 30 de judeţe până în 2015.

Investiţiile propuse pentru finanţare în perioada 2010-2013 fac parte dintr-un plan pe termen lung de îmbunătăţire a sistemului centralizat de alimentare cu energie termică a municipiului Oradea, în vederea respectării cerinţelor privind protecţia mediului, creşterea eficienţei energetice şi asigurarea suportabilităţii preţului energiei termice pentru populaţie. Acest plan cuprinde măsuri de îmbunătăţire a întregului sistem: sursă, sistem de transport şi distribuţie, depozit de zgură şi cenuşă, consumatori. Planul include creşterea contribuţiei surselor regenerabile de energie, respectiv surse geotermale.

Investiţiile propuse au în vedere toate obiectivele din strategiile relevante pentru sistemul de termoficare şi protecţia mediului.

Operatorul, SC Electrocentrale Oradea SA, are o experienţă de peste 40 de ani în operarea unui sistem centralizat de alimentare cu energie termică într-un oraş cu o populaţie de peste 200.000 locuitori. Operatorul are experienţă în producerea energiei termice în cogenerare.

Sistemul centralizat din municipiul Oradea este un sistem viabil, care nu a fost marcat de deconectări substanţiale.

Investiţiile propuse contribuie la creşterea eficienţei energetice şi îmbunătăţirea protecţiei mediului. Totodată, au o contribuţie importantă la reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, deci la reducerea încălzirii globale.

5.2. Investițiile pe termen lung

Investiţiile care urmează a fi realizate în Scenariul I - Opţiunea 8 vor asigura respectarea tuturor cerinţelor legislaţiei UE şi naţionale în domeniul protecţiei mediului, sectorului energetic şi în special al sectorului alimentării centralizate cu energie termică.


176

Justificarea investiţiilor propuse rezultă din următoarele analize efectuate: • Analiza obiectivelor naţionale şi ţintelor municipale (paragraful 1.3); • Analiza situaţiei existente (capitolul 3); • Analiza tehnică, financiară şi economică (paragraful 4.3); • Analiza de suportabilitate (capitolul 6); • Analiza impactului asupra mediului, sănătăţii publice, socio-economic şi al securităţii alimentării

(paragraful 5.5); • Analiza atingerii ţintelor (paragraful 5.6).

Măsurile propuse în Scenariul I - Opţiunea 8 şi investiţiile aferente sunt prezentate sintetic în tabelul 5.3.

Tabelul 5.3 - Investiţiile propuse în Scenariul I Opţiunea 8

Nr Specificatie Investiţia (mii Euro)

Procent din total

(%) 1 Investitii în sursă 60.775 31,62

Sursa CET Oradea 40.150 20,89 ITG+CR 18 MW+28 Gcal/h 21.000 10,93 2 CAF X 100 Gcal/h pe gaze/pacura + 1 CAF 75 Gcal/h pe gaze 15.500 8,06 CA 3 x 14 t/h pentru apa adaos termoficare 1.000 0,52 Demolari 150 0,08

1.1

Conformare depozit zgura si cenusa 2.500 1,30 Surse regenerabile (geotermale) 20.625 10,73 Investitii in sonde (3 foraje) 18.000 9,37

1.2

Investitii in schimbatoare 2.625 1,36 Sistem transport si distributie 131.400 68,38 Retele primare 41.200 21,44 Retele secundare 59.000 30,70

2

Puncte termice 31.200 16,24 3 Total Optiunea 8 192.175 100,00

Investiţia totală este de 192.175 mii Euro, exclusiv TVA. Efectele fiecărei măsuri de investiţii propuse sunt prezentate în tabelul 5.4. Riscuri privind implementarea Operatorul, SC Electrocentrale Oradea SA, are o experienţă de peste 40 de ani în operarea unui

sistem centralizat de alimentare cu energie termică într-un oraş cu o populaţie de peste 200.000 locuitori. Operatorul are experienţă în producerea energiei termice în cogenerare.

Nu se estimează riscuri privind implementarea investiţiei. Municipalitatea derulează deja proiecte cu finanţare europeană.

Operatorul derulează proiecte de reabilitare a sistemului de distribuţie. În sursă, operatorul nu a derulat proiecte majore de modernizare a echipamentelor principale,

din lipsa fondurilor, dar a derulat lucrări importante de reparaţii capitale. De asemenea, are în derulare implementarea de arzătoare cu NOx redus.

Riscuri privind operarea şi mentenanţa Nu se estimează riscuri privind operarea şi mentenanţa. Operatorul are experienţă în operarea

de capacităţi mari (nivel 50 MW). Riscuri privind sustenabilitatea


177

Sistemul centralizat din municipiul Oradea este un sistem viabil, care nu a fost marcat de deconectări substanţiale.

Tabelul 5.4 - Efectele investiţiilor propuse în Scenariul I Opţiunea 8

Nr Lucrări de investiţii Efecte 1 Investitii în sursă

Sursa CET Oradea

ITG+CR 18 MW+28 Gcal/h Reducerea emisiilor de SO2, NOx şi pulberi Creşterea eficienţei energetice Reducerea emisiilor de CO2

2 CAF X 100 Gcal/h pe gaze/păcură + 1 CAF 75 Gcal/h pe gaze

Reducerea emisiilor de SO2, NOx şi pulberi Creşterea eficienţei energetice Reducerea emisiilor de CO2

CA 3 x 14 t/h pt apă adaos termoficare Este necesară pentru funcţionarea capacităţilor de producere

Demolări Conformarea cu cerinţele legislaţiei de mediu

1.1

Conformare depozit zgură și cenușă Respectarea termenului din Tratatul de Aderare şi conformarea cu cerinţele legislaţiei de mediu

1.2 Surse regenerabile (geotermale) Utilizarea surselor regenerabile Reducerea emisiilor de CO2 Reducerea emisiilor de SO2, NOx şi pulberi

Sistem transport si distributie

Retele primare Creşterea eficienţei energetice Reducerea emisiilor de CO2

Retele secundare Creşterea eficienţei energetice Reducerea emisiilor de CO2

2

Puncte termice Creşterea eficienţei energetice Reducerea emisiilor de CO2

5.3. Estimarea costurilor

5.3.1. Parametri de bază şi predimensionarea

Perioada de timp pentru care se realizează studiul este de 20 de ani (intervalul 2010 -2029). Parametri de bază au în vedere termenele asumate de conformare la prevederile directivelor de

mediu relevante şi populaţia municipiului Oradea, care este de peste 200.000 locuitori.

Evoluţia consumului de energie termică pe perioada de analiză Evoluţia consumului de energie termică pe perioada de analiză a plecat de la consumul actual,

care a fost verificat atât prin calcule, pentru categoriile de consumatori populaţie, instituţii, servicii, cât şi prin analiza facturilor lunare privind energia termică vândută în anii 2007 şi 2008. S-au luat în considerare aspectele privind reducerea necesarului pentru încălzire prin măsurile de eficientizare deja luate (izolare ferestre, robinete termostatice) şi reducerea necesarului de energie termică pentru apă caldă prin contorizare. De asemenea, s-au avut în vedere aspectele legate de climă (an mai cald sau an mai rece), pe baza temperaturilor medii lunare realizate.

La stabilirea evoluţiei necesarului de energie termică pentru perspectiva următorilor 20 de ani s-au luat în considerare aspectele privind evoluţia debranşărilor şi rebranşărilor, apariţia de noi consumatori, urmare a dezvoltării urbanistice conform planificării autorităţilor locale, reducerea


178

necesarului prin programul de reabilitare termică a blocurilor de locuinţe precum şi efectele schimbărilor climatice (respectiv încălzirea globală) conform estimărilor din surse oficiale (rapoarte ANM, documente MM).

Pentru estimarea evoluţiei consumului necesar a fi asigurat din sursă s-a luat în considerare reducerea pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie. S-a considerat un necesar redus în sursă, aferent unei temperaturi exterioare mai mari decât temperatura de proiectare de -15ºC, pentru evitarea supradimensionării sursei. Astfel, din analiză a reieşit că temperaturi exterioare mai mici de -12ºC se întâlnesc o durată foarte mică într-un an şi neconsecutiv. Ca urmare, capacitatea în sursă s-a dimensionat pentru o temperatură exterioară minimă de -12ºC, corelat şi cu înregistrările orare realizate de centrală din anii 2004-2008.

De asemenea, la estimarea evoluţiei consumului necesar a fi asigurat din sursa pe combustibili fosili (CET Oradea) s-a luat în considerare evoluţia producţiei de energie termică din surse geotermale.

În tabelul 5.5 este prezentată evoluţia necesarului la consumator, a pierderilor din sistemul de transport şi distribuţie şi a producţiei de energie termică, pe perioada 2009-2029.

Tabelul 5.5 – Evoluţia necesarului de energie termică în sistemul centralizat

Energie termică din surse geotermale (intrată în reţeaua de

distribuţie) Necesarul la consumator

Pierderi STD

TRANSGEX Surse noi Total

Productia la sursa Anul

Gcal/an Gcal/an Gcal/an Gcal/an Gcal/an Gcal/an 2009 609.088 324278 16.498 - 16.498 916.868 2010 606.848 323.064 16.498 - 16.498 913.414 2011 604.608 275.611 16.498 - 16.498 863.721 2012 604.259 233.076 16.498 - 16.498 820.837 2013 623.850 200.495 16.498 - 16.498 807.847 2014 621.610 160.704 16.498 13.250 29.748 752.566 2015 646.652 130.748 16.498 26.500 42.998 734.402 2016 644.412 97.333 16.498 39.750 56.248 685.497 2017 644.412 96.335 16.498 53.000 69.498 671.250 2018 644.412 96.415 16.498 51.940 68.438 672.390 2019 644.412 96.493 16.498 50.901 67.399 673.507 2020 644.412 96.570 16.498 49.883 66.381 674.601 2021 644.412 96.645 16.498 48.886 65.384 675.674 2022 644.412 96.719 16.498 47.908 64.406 676.725 2023 644.412 96.791 16.498 46.950 63.448 677.756 2024 660.393 99.380 16.498 46.011 62.509 697.264 2025 660.393 99.449 16.498 45.090 61.588 698.254 2026 660.393 99.517 16.498 44.189 60.687 699.223 2027 660.393 99.584 16.498 43.305 59.803 700.173 2028 660.393 99.649 16.498 42.439 58.937 701.105 2029 660.393 99.713 16.498 41.590 58.088 702.017

Evoluţia sarcinii termice orare necesare a fi asigurată din centrală în perioada 2009-2029 este prezentată în tabelul 5.6 şi fig. 5.1.

Tabelul 5.6 – Evoluţia sarcinii orare la limita sursei (în Gcal/h)

Anul Iarna (încălzire + apă caldă de consum)

Vara (apă caldă de consum)

2009 342,7 31,3


179

2029 269,4 19,3

Evolutia sarcinii termice orare asigurate din CET Oradea

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ener

gia

term

ica

la li

mita

sur

sei (

Gca

l/h)

Sarcina termica iarna Sarcina termica vara

Fig. 5.1 – Evoluţia sarcinii orare la limita sursei

Dimensionarea sursei se va realiza în baza sarcinii termice care trebuie asigurate începând cu anul finalizării investiţiei în sursă, astfel încât să poată funcţiona în regim optim corelat şi cu evoluţia sarcinii termice în anii următori.

Valoarea sarcinii termice aferente apei calde de consum mediu vara este utilizată pentru dimensionarea capacităţii de bază.

Valorile limită pentru emisiile poluante Valorile limită pentru emisiile poluante se regăsesc în paragraful 3.3.

Emisii de CO2 şi cogenerare de înaltă eficienţă Prin creşterea aportului surselor regenerabile (surse geotermale) emisiile de CO2 se reduc. De asemenea, prin prevederea instalaţiei cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, cu eficienţă

ridicată, emisiile de CO2 se reduc. Începând cu anul 2013, în cadrul participării la ETS nu se mai alocă certificate gratuite pentru

producerea de energie electrică. Se alocă însă certificate gratuite pentru emisiile aferente producerii energiei termice pentru populaţie în cogenerare de înaltă eficienţă sau în centrale termice cu eficienţă la nivelul BREF-BAT. Alocarea gratuită este acordată în procent de 80% din cantitatea determinată în anul 2013, scăzând la 30% în anul 2020 şi la 0% în anul 2027.

La definirea Scenariului I – Opţiunea 8 s-a avut în vedere ca noua capacitate, instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, să respecte criteriile prin care se defineşte cogenerarea de înaltă eficienţă, conform Directivei 8/2004 (respectiv HG 219/2007 privind promovarea cogenerării bazate pe cererea de energie termică utilă), şi s-au luat în considerare valorile de referinţă pentru producerea separată a energiei electrice şi termice conform Deciziei Comisiei Europene 2007/74/CE. Astfel, ITG+CR prevăzut are eficienţa globală > 75% şi conduce la o economie de energie primară > 10%.

Parametrii de bază care rezultă prin predimensionare sunt următorii:

Instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator (ITG+CR) Turbina cu gaze Putere electrică (condiţii ISO): 18 MW - Iarna (-15ºC): cca 19,5 MW


180

- Vara (20ºC): cca 17 MW Combustibil: gaze naturale Parametrii gazelor la intrarea în TG: cca 30 bar, 295ºC Eficienţa electrică brută: 30% Consum combustibil (condiţii ISO): cca 5.550 m3/h Cazanul recuperator de căldură cu producere de apă fierbinte Sarcina termică: 32,6 MWt, din care prin recuperare 22,6 MWt Tip combustibil pentru arderea suplimentară: gaze naturale Consum combustibil pentru arderea suplimentară: cca 820 m3/h Temperatura gaze ardere la coş: cca 120ºC

Cazan de apă fierbinte CAF1 şi CAF2 Bucăţi: 2 Sarcina termică nominală: 116,3 MWt Temperatură agent termic: 60ºC/150ºC Debit apă prin CAF: 1600 t/h Tip combustibil: gaze naturale / păcură Randament: - funcţionare pe gaze: 90% - funcţionare pe păcură: 89% Consum combustibil la sarcina nominală: - funcţionare pe gaze: cca 12.900 m3/h - funcţionare pe păcură: cca 9 t/h

Cazan de apă fierbinte CAF3 Bucăţi: 1 Sarcina termică: 87,2 MWt Temperatură agent termic: 60ºC/150ºC Debit apă prin CAF: cca 1150 t/h Tip combustibil: gaze naturale Randament: 90% Consum combustibil la sarcina nominală: cca 10.300 m3/h

Cazan de abur 14 t/h Bucăţi: 3 Debit abur: 14 t/h Presiune abur: 10 – 12 bar Temperatura abur: 190ºC Combustibil: gaze naturale, păcură cu S<1% Consum combustibil la sarcina nominală: - funcţionare pe gaze: cca 10.300 m3/h - funcţionare pe păcură: cca 1 t/h

5.3.2. Costuri unitare

Pentru a face estimări competente privind costurile totale pentru stabilirea şi utilizarea soluţiilor tehnice prezentate în paragraful 4.3, a fost realizat un set de costuri unitare.

Costurile unitare se bazează pe date obţinute din studii de fezabilitate elaborate de SC ISPE SA, lucrări de investiţii realizate în România în domeniul producerii şi furnizării energiei electrice şi termice, precum şi din literatura de specialitate.


asistenţă tehnică, proiectare, taxe şi cheltuieli neprevăzute.


181

Costurile unitare sunt prezentate în Anexa 17.

5.3.3. Costuri de investiţii

Valorile lucrărilor de investiţii propuse sunt prezentate în paragraful 4.3.2.

5.3.4. Costuri de operare, întreţinere şi administrative

Costurile de operare, întreţinere şi administrative, inclusiv costurile cu combustibilul sunt prezentate în paragraful 4.3.2.

5.4. Planul de implementare și eșalonarea investițiilor

5.4.1. Criterii pentru eşalonare

Criteriile pentru eşalonarea investiţiilor sunt următoarele: • Criteriile principale sunt termenele de conformare pentru Instalaţiile Mari de Ardere şi pentru

depozitul de zgură şi cenuşă, care impun realizarea capacităţilor noi corelat cu aceste termene, pentru a nu periclita alimentarea consumatorilor.

• Alte criterii generale considerate sunt următoarele: Termenele prevăzute pentru obiectivele naţionale şi ţintele municipale; Capacitatea beneficiarului de a implementa investiţiile; Capacitatea beneficiarului de a opera facilităţile; Capacitatea de cofinanţare a beneficiarului; Capacitatea consumatorilor de a plăti pentru serviciile îmbunătăţite şi voinţa acestora de a plăti.

• Eşalonarea investiţiilor în sistemul de transport şi distribuţie este agreată cu autoritatea locală şi operatorul şi ţine seama de mărimea sistemului de transport şi distribuţie şi de volumul de lucrări practic posibil a fi realizat într-un oraş de mărimea municipiului Oradea, fără a afecta major traficul şi starea de bine a populaţiei;

• Eşalonarea investiţiilor pentru dezvoltarea surselor regenerabile este agreată cu autoritatea locală şi ţine seama de stadiul actual al cercetărilor privind potenţialul de dezvoltare în zonă.

5.4.2. Planul de implementare şi planul de eşalonare

Eşalonarea investiţiilor este prezentată în Anexa 11. Valoarea investiţiilor este prezentată în preţuri 2009 şi în preţuri curente. Valoarea în preţuri curente a fost determinată aplicând rata inflaţiei şi cursul de schimb leu/euro

prognozate de CNP (iunie 2009) pentru perioada 2010-2029.

5.5. Evaluarea impactului măsurilor propuse

5.5.1. Impactul asupra mediului

Protecţia mediului este un obiectiv de interes major menit să conducă la o dezvoltare durabilă a societăţii pe principii şi elemente strategice reglementate prin legislaţie.

Protecţia mediului poate şi trebuie să fie un criteriu important în luarea deciziilor privind varianta optimă de echipare, deoarece este necesară respectarea legislaţiei de mediu, iar efectele economice care decurg din această analiză pot fi majore.


182

Impactul asupra mediului înconjurător trebuie analizat în acord cu regulile şi normele impuse în România, armonizate cu normele şi recomandările europene referitoare la protecţia mediului.

În toate opţiunile de echipare analizate se vor respecta prevederile şi reglementările din legislaţia de mediu în vigoare la această dată în ţara noastră şi anume: • Legea nr. 265/2006, care aprobă cu modificări Ordonanţa de Urgenţă nr. 195/2005 privind

protecţia mediului, modificată şi completată cu OUG nr. 164/2008; • Legea Protecţiei Atmosferei nr. 655/2001 care urmăreşte prevenirea, eliminarea, limitarea

deteriorării şi ameliorarea calităţii atmosferei, în scopul evitării efectelor negative asupra sănătăţii omului şi mediului, asigurându-se alinierea la normele juridice internaţionale şi la reglementările Uniunii Europene;

• Legea Apelor nr. 107/1996, cu modificările şi completările din Legea nr. 310/2004 şi Legea nr. 112/2006, care urmăreşte conservarea, dezvoltarea şi protecţia resurselor de apă, precum şi protecţia împotriva oricărei forme de poluare şi de modificare a caracteristicilor apelor de suprafaţă şi subterane;

• Legea nr. 84/2006, care aprobă cu modificări Ordonanţă de urgenţă nr. 152/2005 privind prevenirea şi controlul integrat al poluării;

• Legea Securităţii şi Sănătăţii în Muncă nr. 319/2006 şi Normele generale de Protecţia muncii; • Ordin MAPM nr. 860/2002 pentru aprobarea procedurii de evaluare a impactului asupra mediului

şi de emitere a acordului de mediu, modificat de Ordinul nr. 210/2004; • Ordin MAPM nr. 863/2002 pentru aprobarea ghidurilor aplicabile procedurii cadru de evaluare a

impactului asupra mediului; • HG nr.1213/2006 privind stabilirea procedurii-cadru de evaluare a impactului asupra mediului

pentru anumite proiecte publice şi private.

Pentru asigurarea necesarului de energie termică a municipiului Oradea s-au analizat, în cadrul a 3 scenarii, 10 opţiuni de echipare, constând în instalaţii de ardere (cazane de abur sau apă fierbinte, module de cogenerare – turbine cu gaze şi cazane recuperatoare) cu funcţionare pe combustibil gazos, solid (cărbune).

Principala sursă de poluare a aerului o constituie substanţele poluante evacuate în atmosferă cu gazele de ardere provenite din arderea combustibilului.

Evacuarea gazelor de ardere provenite de la noile instalaţii de ardere se va realiza prin intermediul unor coşuri de fum noi.

În toate opţiunile analizate, instalaţiile de ardere, care vor acoperi necesarul de energie a consumatorilor urbani şi industriali vor trebui să respecte prevederile legislative în vigoare privind protecţia calităţii aerului şi anume:

HG nr. 541/2003 (reprezintă transpunerea Directivei 2001/80/EC – Directiva LCP) privind stabilirea unor măsuri pentru limitarea emisiilor în aer ale anumitor poluanţi proveniţi din instalaţii mari de ardere cu modificările din HG nr. 322/2005, principala reglementare care guvernează sectorul producerii energiei, privind limitarea emisiilor de poluanţi (SO2, NOx şi pulberi) în aer de la centrale mari, cu puterea termică egală sau mai mare de 50 MWt, pentru orice tip de combustibil (solid, lichid sau gazos) şi din HG nr. 1502/2006 pentru modificarea Hotărârii Guvernului nr. 541/2003;

Ordin MAPM nr. 592/2002 (Directiva 2008/50/EC – Directiva calitate aer), pentru aprobarea Normativului privind stabilirea valorilor limită, a valorilor de prag şi a criteriilor şi metodelor de evaluare a dioxidului de sulf, dioxid de azot şi oxizi de azot, pulberi în suspensie (PM10 şi PM 2,5), plumb, benzen, monoxid de carbon şi ozon în aerul înconjurător, modificat şi completat de Ordinul nr. 27/2007 pentru modificarea şi completarea unor ordine, care transpun acquis-ul comunitar de mediu;

Ordinul MAPPM nr. 462/1993 – Condiţii tehnice privind protecţia atmosferei pentru instalaţii de ardere sub 50 MWt şi pentru valoarea limită de emisie a monoxidului de carbon.

În prezent se află în dezbatere la Comisia Europeană şi cu statele membre o propunere de modificare a valorilor limită de emisie a substanţelor poluante din gazele de ardere sub forma unei noi


183

Directive privind emisiile industriale, care se va aplica la instalaţiile mari de ardere cu puterea termică mai mare de 20 MWt. În această analiză s-au luat în considerare şi noile valori propuse.

În continuare sunt prezentate VLE (tabelul 5.7) pentru soluția optimă propusă (Scenariul I – Opțiunea 8), care constă în reabilitarea echipamentelor existente (C1 cu măsuri de conformare cu legislaţia de mediu) şi montarea de echipamente noi – (ITG+CR) şi CAF-urile de 50 respectiv 100 Gcal/h.

Tabelul 5.7 – Valorile limită de emisie a substanţelor poluante în gazele de ardere

Substanţa poluantă [mg/Nm3]

Instalaţia de ardere Puterea termică

Combus-tibil

utilizat Legislaţie

SO2 NOx PM CO

O2 (%)

HG nr. 541/2003 sau Ordin nr. 462/1993 35 300* 5 100 3 IMA1(CA

1) 114 MWt

Gaz natural Noua Directivă LCP 35 100 5 100 3

HG nr. 541/2003 sau Ordin nr. 462/1993 35** 50 5** 100** 3 IMA nou

(ITG+CR) 58,8

Gaz natural Noua Directivă LCP

sau Ordin nr. 462/1993 35** 50 5** 100 15

HG nr. 541/2003 sau Ordin nr. 462/1993 35 150 5 100 3 CAF 1 ***

100Gcal/h 116 MWt


sau Ordin nr. 462/1993 35 100 5 100 3

HG nr. 541/2003 sau Ordin nr. 462/1993 35 150 5 100 3 CAF 2

100Gcal/h 116 MWt


sau Ordin nr. 462/1993 35 100 5 100 3

HG nr. 541/2003 sau Ordin nr. 462/1993 35 150 5 100 CAF 3

50 Gcal/h 63 MWt


sau Ordin nr. 462/1993 35 100 5 100 3 Notă: *termen de conformare - 31. 12. 2010; ** conţinut de O2 de 3%;

*** Cazanele nr. 1 şi 2 de 100 Gcal/h vor funcţiona în mod uzual pe gaze naturale; în mod exceptional, este prevăzută şi posibilitatea de funcţionare pe combustibil lichid – păcură, 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.

Arderea combustibililor fosili şi a deşeurilor în cazanele energetice va conduce la prezenţa

următoarelor substanţe poluante în aerul înconjurător, care, suprapunându-se peste fondul local, nu trebuie să depăşească valorile prezentate în tabelele 5.8 – 5.14.

• Bioxidul de sulf (SO2), care se formează în urma arderii combustibililor fosili cu conţinut de sulf şi care se regăseşte în cantitatea cea mai mare în gazele de ardere evacuate în atmosferă prin coşurile de fum ale centralelor electrice

Tabelul 5.8 - Bioxid de sulf [μg/m3]

Sănătate umană Ecosisteme Specificație Orară* Zilnică** Anuală Valori limită 350 125 20 Prag superior - 75 12 Prag inferior - 50 8

Prag alertă 500, trei ore consecutiv pe o arie mai mare de 100 km2 sau o întreagă zonă/ aglomerare


184

* depăşire de 24 ori pe an [PER 99,7]; ** depăşire de 3 ori pe an [PER 99,2] • Oxizii de azot (NOX), care includ atât oxidul de azot (NO) – datorat arderii combustibililor fosili

în cazanele energetice, dar în special traficului, cât şi bioxidul de azot (NO2) – datorat oxidării ulterioare a oxidului de azot

Tabelul 5.9 - Oxizi de azot [μg/m3]

Sănătate umană Orară* Anuală Specificație

01.01.2007 01.01.2010 01.01.2007 01.01.2010 Vegetaţie

Valori limită 260 200 52 40 30 Prag superior 140 32 24 Prag inferior 100 26 19,5

Prag alertă 400, trei ore consecutiv pe o arie mai mare de 100 km2

sau o întreagă zonă/ aglomerare * depăşire de 18 ori pe an [PER 99,7]

• Pulberile (PM10), care se datorează particulelor foarte fine, cu diametrul mai mic de 10 μm, care

rămân în suspensie în aer. Acestea pot proveni atât din surse natural, cât şi industriale (arderea combustibililor fosili cu conţinut ridicat de cenuşă, din spulberările de praf din depozitele de cărbune sau de zgură şi cenuşă, din traficul autovehiculelor)

Tabelul 5.10 - Pulberi [μg/m3]

Zilnică Anuală Specificație 01.01.2007 01.01.2010 01.01.2007 01.01.2010

Valori limită 50* 50** 40 20 Prag superior 30** 14 Prag inferior 20** 10

Prag alertă 400, trei ore consecutiv pe o arie mai mare de 100 km2

sau o întreagă zonă/ aglomerare

• Plumb (Pb), care provine în mod special din trafic şi din industria prelucrătoare

Tabelul 5.11 - Plumb [μg/m3]

Specificație Anual Valori limită 0,5*

Prag superior 0,35 Prag inferior 0,25

* de la 01.01.2007 sau 01.01.2010 în vecinătatea surselor contaminate

• Benzen (C6H6)

Tabelul 5.12 - Benzen [μg/m3]

Anual Specificație 01.01.2007 01.01.2010 Valori limită 8,0 5,0

Prag superior 3,5

Prag inferior 2,0

• Monoxidul de carbon (CO), care este rezultatul arderii parţiale a combustibilului în autovehicule

şi în cazanele energetice


185

Tabelul 5.13 - Monoxid de carbon [μg/m3]

Specificație Valoarea maximă zilnică a mediilor pe 8 ore

Valori limită 10 Prag superior 7 Prag inferior 5

• Ozonul (O3), un poluant secundar, care apare la joasă altitudine ca rezultat al reacţiilor chimice şi

fotochimice dintre bioxidul de azot şi hidrocarburile prezente în atmosferă

Tabelul 5.14 - Ozon [μg/m3]

Specificație Sănătate umană*

Vegetaţie (AOT ‘40)

Valori ţintă 120 Obiective pe termen lung 120 Prag alertă 204, media orară trei ore consecutiv Prag informare 180, media orară

* valoare maximă zilnică a mediilor pe opt ore Precizăm că, în funcţie de poluarea de fond locală şi de cele mai bune tehnici disponibile,

Autoritatea Competentă de Protecţia Mediului (ARPM Cluj-Napoca) va stabili valorile limită ale emisiilor de substanţe poluante evacuate în atmosferă pentru sursele de poluare din opţiunea aleasă pentru alimentarea cu energie termică a minicipiului Oradea.

Pentru instalaţii care funcţionează cu combustibili solizi, monitorizarea emisiilor de substanţe poluante în gazele de ardere se va realiza astfel:

putere termică ≥ 100 MWt: monitorizare continuuă; putere termică < 100 MWt: monitorizare discontinuă sau alte proceduri de determinare adecvate,

verificate şi aprobate de APM, cu o frecvenţă de cel puţin 6 luni sau cea stabilită de APM;

În ceea ce priveşte ceilalţi factori de mediu (apă, sol, zgomot, managementul deşeurilor), pentru toate variantele analizate se va respecta legislaţia de mediu în vigoare, şi anume:

calitatea apelor uzate evacute va respecta indicatorii prevăzuţi în HG nr. 188/2002, cu completările şi modificările din HG nr. 352/2005;

nivelul de zgomot la limita incintelor va respecta valorile maxime prevăzute de STAS nr. 10009/1988 - Acustica Urbană, de 65 dB(A);

depozitul de zgură şi cenuşă - HG. nr. 349/2005 privind depozitarea deşeurilor, modificată şi completată de HG nr. 210/2007 pentru modificarea şi completarea unor acte normative, care transpun acquis-ul comunitar în domeniul protecţiei mediului;

colectarea, gestionarea şi depozitarea deşeurile rezultate în timpul executării lucrărilor de construcţii montaj vor respecta prevederile din OUG nr. 78/2000 privind regimul deşeurilor, aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 426/2001, modificată de OUG 61/2006, aprobată prin Legea nr. 27/2007.

Monitorizarea indicatorilor de calitate a apelor uzate evacuate în receptori se va realiza în funcţie de parametri care trebuie determinaţi continuu, zilnic, lunar, trimestrial sau semestrial.

Nivelul de zgomot se va monitoriza semestrial, ziua şi noaptea, în punctele stabilite de comun acord cu APM.

Emisiile de poluanţi în sol se vor monitoriza cu o frecvenţă semestrială/anuală sau stabilită de APM.

Din punct de vedere al dispersiei substanţelor poluante în atmosferă, opţiunile în care producerea energiei electrice şi termice se realizează în mod centralizat sunt favorabile celor parţial sau complet descentralizat.


186

În fiecare din cele 3 scenarii analizate echipamentele reabilitate sau cele noi vor respecta prevederile legislaţiei de mediu din ţara noastră şi din UE, astfel încât impactul funcţionării acestora asupra mediului înconjurător să fie în limitele acceptabilităţii.

Emisiile de CO2 Emisiile de CO2 vor fi reduse după realizarea investiţiei cu cca 665.000 tone/an faţă de

scenariul BAU. Începând cu anul 2013, certificatele de emisii de GES pentru emisiile aferente energiei electrice

produse trebuie cumpărate integral, indiferent de eficienţa producerii. Pentru emisiile aferente energiei termice pentru populaţie, pentru care numărul de certificate alocate gratuit scade de la 80% în 2013, la 30% în 2020, respectiv 0% în 2027, Opţiunea 8 conduce la o cantitate mai mică de achiziţionat, datorită eficienţei înalte a producerii acesteia în cogenerare în instalaţa cu turbină cu gaze şi cazan recuperator.

5.5.2. Impactul asupra sănătăţii publice

Conform încadrării localităţilor in punct de vedere al calităţii aerului, în baza Ordinelor MMGA nr. 346 ÷ 352/2007 privind aprobarea încadrării localităţilor din cadrul Regiunilor 1 ÷ 7 în liste, potrivit prevederilor Ordinului MAPM nr. 745/2002, municipiul Oradea se încadrează în prezent astfel: • pentru SO2 şi pulberi: în Lista 1 , deoarece nivelurile concentraţiilor sunt mai mari decât valoarea

limită plus marja de toleranţă; • pentru NOx: în Sublista 3.1, deoarece nivelurile concentraţiilor sunt mai mici decât valoarea

limită, dar între aceasta şi pragul superior de evaluare.

Implementarea investiţiilor va conduce la îmbunătăţirea calităţii aerului, ceea ce va avea un impact pozitiv asupra sănătăţii celor peste 200.000 de locuitori ai municipiului Oradea.

5.5.3. Impactul socio-economic

Deoarece Scenariul I - Opţiunea 8 conduce, dintre opţiunile analizate, la cel mai mic preţ al energiei termice, implementarea acestei opţiuni va avea un impact pozitiv atât direct asupra populaţiei, cât şi indirect, prin nivelul subvenţiei acordate de autoritatea locală.

5.5.4. Securitatea alimentării

Scenariul I - Opţiunea 8 conduce la creşterea securităţii alimentării cu energie termică în municipiul Oradea, prin următoarele aspecte:

Echipamentele nou instalate au o fiabilitate crescută faţă de echipamentele existente, ajunse la limita duratei de viaţă;

Se utilizează resurse regenerabile care aduc un aport la înlocuirea gazelor naturale, în special pentru producerea de apă caldă de consum;

Preţul energiei termice fiind suportabil de către populaţie, va avea ca efect evitarea unor deconectări ulterioare.

5.6. Atingerea țintelor

Contribuţia Scenariului I - Opţiunea 8 la atingerea ţintelor naţionale şi municipal, prezentate în paragraful 1.3, este prezentată, pe etape, în tabelul 5.15.


187

Tabelul 5.15 - Efectele investiţiilor propuse în Scenariul I - Opţiunea 8

Nr Rezultate UM Etapa 2013 Etapa 2016 Conformarea cu Directiva LCP - Da Da - reducerea emisiilor de SO2 tone 13.065 13.065 - reducerea emisiilor de NOx tone 1.315 1.315

1

- reducerea emisiilor de pulberi tone 1.171 1.171 2 Reducerea emisiilor de CO2 tone/an 520.715 655.480 3 Creşterea ponderii surselor

regenerabile în consumul final % - 3,6

4 Nivelul pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie (actual: 39,7%)

% 27,4 15

5.7. Cerinţe instituţionale

Conform angajamentelor asumate, a fost creat cadrul instituţional pentru coordonarea, implementarea şi gestionarea instrumentelor structurale prin adoptarea Hotărârii Guvernului nr.497/2004, cu modificările şi completările ulterioare, prin care au fost desemnate structuri instituţionale armonizate cu structurile comunitare specifice.

Ministerul Finanţelor Publice, prin Autoritatea pentru Coordonarea Instrumentelor Structurale, îndeplineşte rolul de coordonator naţional al instrumentelor structurale.

Cadrul instituţional la nivel local trebuie să asigure atât capabilitatea beneficiarului – autoritatea locală, cât şi capabilitatea SC Electrocentrale Oradea SA - operator al sistemului de încălzire centralizată - de a implementa investiţiile propuse şi de a opera facilităţile noi sau reabilitate.

Autoritatea locală – cerinţe instituţionale Autorităţii locale îi revin atribuţii importante în cadrul implementării proiectului, în special în

procesul de achiziţie, contractare şi plăţi. Este necesară stabilirea unui contract cadru între Autoritatea de Management şi Consiliul local,

care să definească responsabilităţile, fluxurile financiare şi toate celelalte cerinţe necesare implementării proiectului.

La nivelul autorităţii locale trebuie înfiinţată o Unitate de Management a Proiectului (UMP) formată din specialişti cu expertiză în domeniile tehnic, achiziţii, financiar, juridic.

UMP va avea ca responsabilităţi: • Monitorizarea procurării în vederea respectării cerinţelor legale; • Monitorizarea plăţilor în vederea respectării cerinţelor legale; • Activităţi tehnice; • Raportări către Autoritatea de Contractare; • Evaluarea internă.

Operatorul SC Electrocentrale Oradea SA– cerinţe instituţionale SC Electrocentrale Oradea SA, ca operator al sistemului de încălzire centralizată din municipiul

Oradea, va avea responsabilitatea operării infrastructurii finanţate cu suport UE. Trebuie înfiinţată şi la nivelul operatorului o echipă de implementare a proiectului, pentru

ţinerea permanentă a legăturii cu echipa de proiect din cadrul autorităţii locale, în vederea sprijinirii implementării proiectului şi familiarizării cu noua infrastructură, încă din fazele premergătoare punerii în funcţiune.

Având în vedere că proiectul va avea şi o campanie de informare a publicului în vederea încurajării măsurilor de creştere a eficienţei energetice şi de reducere a poluării, la nivelul operatorului trebuie realizate unele modificări organizaţionale. În acest sens, este necesară crearea unui compartiment de marketing.


188

5.8. Concluzii

Pentru reabilitarea sistemului de încălzire centralizată în Scenariul I - Opţiunea 8 (soluția propusă), este necesar un efort investiţional de 192.175 mii Euro.

Realizarea acestei investiţii va asigura respectarea cerinţelor privind protecţia mediului, va respecta termenele de conformare asumate prin Tratatul de Aderare, va conduce la conformarea cu obiectivele din strategiile naţionale privind sectorul energetic şi, în special, sectorul alimentării centralizate cu energie termică.

Proiectul va avea o contribuţie importantă la atingerea ţintelor POS Mediu – Axa Prioritară 3. De asemenea proiectul va avea o contribuţie importantă la atingerea ţintelor privind eficienţa

energetică şi creşterea ponderii surselor regenerabile, precum şi la reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.


189

6. ANALIZA SUPORTABILITĂTII COSTURILOR

Analiza suportabilităţii costurilor aferente consumului de energie termică furnizată populaţiei din municipiul Oradea de către S.C. Electrocentrale Oradea S.A se elaborează pe baza veniturilor medii lunare pe o gospodărie şi a consumului de energie termică înregistrat. În cadrul analizei se compară capacitatea populaţiei de a suporta cheltuielile aferente energiei termice consumate în funcţie de veniturile lunare realizate. Populaţia cu venituri mai mici decât media veniturilor la nivel naţional beneficiază de subvenţii din partea Autorităţii Publice Locale pentru diferenţa de preţ. Stabilirea dreptului la ajutorul pentru încălzirea locuinţei cu energie termică se realizează în condiţiile OUG nr. 57/2006 prin dispoziţie a primarului, care va conţine compensarea procentuală, în funcţie de venitul net mediu lunar pe membru de familie, precum şi de valoarea calculată prin înmulţirea consumului maxim lunar stabilit pe tip de apartament şi în funcţie de zona de temperatură cu preţul local de referinţă (PLR).

6.1. Premisele analizei

Analiza gradului de suportabilitate ţine seama de următoarele elemente: • cantitatea de energie termică consumată; • costul de producere a energiei termice; • veniturile nete medii lunare pe gospodărie; • sistemul actual de subvenţii sociale; • impactul asupra suportabilităţii.

6.1.1. Consumul mediu de căldură pe gospodărie

Consumul mediu de căldură la nivel de gospodărie pentru municipiul Oradea, actual şi de perspectivă, se consideră având valorile din tabelul 6.1.

Tabelul 6.1 - Consum mediu de căldură pentru o gospodărie din municipiul Oradea

Specificație 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Consum mediu pe gospodărie

(Gcal/lună) 0,84 0,83 0,82 0,81 0,80 0,79

Nivelul cantităţilor de energie termică consumată depinde în mare măsură de temperaturile

înregistrate în lunile de iarnă. Cu toate acestea, trendul general care se înregistrează în ultimii ani este acela de scădere a cantităţii de energie termică consumată, atât de către consumatorii casnici (populaţie), cât şi de consumatorii industriali.

În cazul consumatorilor casnici, reducerea consumului de energie termică înregistrată în ultimii ani a fost determinată în principal de următorii factori: • izolarea termică a clădirilor corelată cu instalarea repartitoarelor de costuri; • temperaturi medii mai mari decât cele normale.


190

6.1.2. Costuri de exploatare

Costurile de exploatare au un impact direct şi semnificativ asupra indicatorilor de suportabilitate, datorită faptului că fundamentarea tarifelor locale pentru serviciul public de alimentare cu energie termică se face pe baza costurilor de exploatare.

Evoluţia structurii costurilor de exploatare înregistrată în ultimii ani a evidenţiat o creştere a ponderii costurilor fixe şi o scădere a ponderii costurilor variabile, în principal ca urmare a scăderii cantităţii de energie termică furnizată.

Principalele categorii de costuri sunt reprezentate de către costurile cu combustibilul şi cele cu personalul.

Costurile cu combustibilul au înregistrat creşteri în ultimii ani, în principal ca urmare a creşterii preţurilor unitare ale acestuia, fie în contextul alinierii preţurilor naţionale la cele internaţionale, fie ca urmare a creşterii preţurilor acestora pe piaţa internaţională, dar şi a creşterii accelerate a preţurilor de transport (în cazul cărbunelui).

Costurile cu personalul au crescut ca urmare a creşterilor salariale (situaţie generală înregistrată în sectorul de servicii municipale din România în ultimii ani), creşteri care însă nu au fost corelate cu restructurări şi creşteri ale productivităţii muncii.

Costul actual al energiei termice produsă de SC Electrocentrale Oradea SA este de 217,34 lei/Gcal (inclusiv TVA).

Costul unitar actualizat (CUA) pentru energia termică rezultat în scenariile propuse şi analizate sunt prezentate în tabelul 6.2.

Tabelul 6.2 - CUA pentru energia termică livrată populaţiei în municipiul Oradea (în Euro/Gcal)

Specificaţie CUA energie termică (Euro/Gcal)

Scenariul I Optiunea 1 86,33 Optiunea 2 83,60 Optiunea 3 83,57 Optiunea 4 85,12 Optiunea 5 88,88 Optiunea 6 87,33 Optiunea 7 85,62 Optiunea 8 79,10

Scenariul II 89,34 Scenariul III 93,92

6.1.3. Venitul mediu disponibil al gospodăriilor din municipiul Oradea

Analizând structura veniturilor gospodăriilor la nivel naţional pe anii 2007 şi 2008, în zonele urbane totalul veniturilor monetare reprezintă 77,31% din total venituri, principala categorie de venituri fiind constituită din salarii, acestea reprezentând de 55,83% din venituri. În zonele urbane, echivalentul consumului din producţia proprie reprezintă 5,5% din total venituri.

Pentru anul 2008, în zonele urbane, totalul veniturilor monetare reprezintă 78% din total venituri. Cea mai importantă categorie de venituri este reprezentată tot de salarii, acestea deţinând o pondere de 56,38%. A doua categorie de venituri este reprezentată de veniturile sociale (17,05%).


191

Institutul Naţional de Statistică nu furnizează informaţii referitoare la veniturile medii ale gospodăriilor la nivel local. Pentru obţinerea unei baze rezonabile privind evaluarea suportabilităţii, venitul mediu a fost estimat.

Venitul mediu disponibil este derivat din venitul mediu disponibil la nivel naţional prin aplicarea unui factor de corecţie calculat ca raport dintre salariul mediu din zonă şi salariul mediu naţional.

Venitul mediu brut disponibil la nivel naţional este prezentat în tabelul 6.3.

Tabelul 6.3 - Venit mediu brut disponibil la nivel naţional

Venituri gospodării (lei/lună) Anul 2007 Anul 2008 Venituri medii gospodării 1686,7 2136,4 Zona urbană 1906,3 2428,6

Sursa: Institutul Naţional de Statistică

Pentru calcularea veniturilor disponibile la nivelul gospodăriilor, sumele plătite din bugetul acestora pentru taxe, impozite şi elemente similare la nivel naţional pentru anii 2007, respectiv 2008, sunt prezentate în tabelul 6.4.

Tabelul 6.4 - Taxe şi impozite la nivel naţional

Taxe şi impozite (lei/lună) Anul 2007 Anul 2008 Taxe, impozite, etc. la nivel naţional 231,3 305,6 Zona urbană 333,1 435,7

Sursa: Institutul Naţional de Statistică

Astfel, venitul mediu net disponibil pe gospodărie rezultat la nivel naţional este prezentat în tabelul6.5.

Tabelul 6.5 - Venit mediu net disponibil la nivel naţional

Venit mediu disponibil per gospodărie Anul 2007 Anul 2008 Venituri medii nete disponibile 1455,5 1830,8 Zona urbană 1573,2 1992,9

Sursa informaţiilor utilizate în calcule: Institutul Naţional de Statistică

În estimarea venitului mediu la nivelul municipiului Oradea s-a plecat de la venitul mediu disponibil din zona urbană la nivelul anului 2008, care a fost corectată cu un factor de corecţie. Estimarea factorului de corecţie pentru municipiul Oradea a derivat din raportul dintre salariul mediu la nivelul judeţului Bihor (988,42 lei/lună) şi media naţională (1042 lei/lună). Astfel, a rezultat un factor de corecţie de 94,9%.

Pentru calculul venitului mediu disponibil pentru gospodăriile din municipiul Oradea s-a ajustat venitul naţional mediu disponibil al al gospodăriilor din mediul urban cu factorul de corecţie rezultat. A fost luat în considerare venitul naţional mediu disponibil al gospodăriilor din zonele urbane datorită faptului că populaţia din mediul rural nu beneficiază de serviciul de producere şi distribuţie a energiei termice în sistem centralizat.

Venitul mediu disponibil la nivelul anului 2008 pentru gospodăriile din municipiul Oradea este de 1.890 lei/lună.

Aceste venituri reprezintă baza de calcul a indicatorilor de suportabilitate pentru anul 2008. Pentru următorii ani, venitul mediu disponibil al gospodăriilor la nivel local a fost calculat prin ajustarea venitului aferent anului 2008 cu următorii factori: • inflaţia aferentă fiecărui an; • creşterea Produsului Intern Brut (PIB) în termeni reali.


192

Evoluţia venitului mediu net disponibil pentru gospodăriile din municipiul Oradea este prezentată în tabelul 6.6.

Tabelul 6.6 – Venit mediu net disponibil la nivelul municipiului Oradea

Anul 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Venit mediu pe gospodărie

(lei/lună) 1890,4 2034,5 2204,8 2400,5 2615,7 2842,0

Familiile şi persoanele singure cu venituri reduse, care utilizează pentru încălzirea locuinţei

energie termică furnizată în sistem centralizat, beneficiază de ajutor lunar pentru încălzirea locuinţei prin compensarea procentuală a valorii efective a facturii la energie termică conform OUG 57/2006.

Consiliile locale aprobă din bugetele locale ajutoare pentru încălzirea locuinţei peste cele stbilite în condiţiile OUG 57/2006, cu respectarea tranşelor de venituri. Limitele de venituri pentru acordarea ajutorului lunar pentru încălzirea locuinţei se corectează în funcţie de evoluţia preţurilor şi se aprobă prin hotarâre a Guvernului.

Pentru anul 2008, compensările şi categoriile de venituri aferente stabilite prin Hotarârea 1197/2007 privind acordarea de ajutoare pentru încălzirea locuinţei în sezonul rece 2007-2008, precum şi Hotarârea 1286/2008 privind acordarea de ajutoare pentru încălzirea locuinţei în sezonul rece 2008-2009 sunt: • în proporţie de 90% pentru familie, în situaţia în care venitul net lunar pe membru de familie,

respectiv al persoanei singure, se situează până la 155 lei; • în proporţie de 80% pentru familie, în situaţia în care venitul net lunar pe membru de familie,

respectiv al persoanei singure, se situează între 155,1 lei şi 210 lei; • în proporţie de 70% pentru familie, în situaţia în care venitul net lunar pe membru de familie,

respectiv al persoanei singure, se situează între 210 lei şi 260 lei; • în proporţie de 60% pentru familie, în situaţia în care venitul net lunar pe membru de familie,


respectiv al persoanei singure, se situează între 310 lei şi 255 lei; • în proporţie de 40% pentru familie, în situaţia în care venitul net lunar pe membru de familie,




respectiv al persoanei singure, se situează între 540,1 lei şi 615 lei.

În municipiul Oradea, în anul 2008 au beneficiat de subvenţie socială un număr mediu de 10.791 familii, pentru care autoritatea publică locală a alocat o sumă de 3.105.909 lei, distribuită după cum se prezintă în tabelul 6.7.

Pentru perioada de iarnă 2008-2009 consumatorii au plătit aproximativ 60% din factură, restul fiind suportat de la bugetul de stat (prin subvenţionarea costului de achiziţie a combustibilului) şi de la bugetul local prin subvenţia pentru diferenţe de preţ.

Suportabilitatea este diferită de bunăvoinţa de a plăti. Bunăvoinţa de a plăti se reflectă în colectarea plăţilor şi în faptul că în cazul în care consumatorul nu este mulţumit apelează la deconectarea de la servicii. În contextul încălzirii centralizate din România, bunăvoinţa de a plăti scoate în evidenţă două grupuri sensibile de consumatori:

grupurile cu venituri mici care doresc să plătească mai puţin din cauza bugetului;


193

grupurile cu venituri mari care sunt capabile să treacă la alte surse de energie termică individuale şi de o calitate mai bună.

Metodologia de stabilire a gradului de suportabilitate are la bază următorii paşi: • calculul costului unitar actualizat pe perioada de analiză în fiecare opţiune considerată; • compararea costului unitar actualizat rezultat în fiecare opţiune considerată, cu venitul mediu pe

gospodărie, în vederea stabilirii capabilităţii acestora de a plăti serviciul de termoficare. Pentru aceasta, se porneşte de la premiza că toate gospodăriile au un consum identic de energie termică raportat la mărimea locuinţei şi se determină gradul de suportabilitate pentru fiecare decilă.

Tabelul 6.7 – Subvenţii sociale pentru energia termică în municipiul Oradea

Decile

Procent subvenţie în funcţie de decilă (%)

Nr. familii beneficiare

Cantitate energie termică livrată (Gcal)

Total subvenţie pe decile

(lei)

Subvenţie revenită

unei familii în funcţie de decile

Decila 1 100 460 2.464,06 265.701,44 578,08 Decila 2 90 785 4.753,30 461.221,82 588,52 Decila 3 80 659 3.879,60 337.122,79 511,65 Decila 4 70 871 4.988,71 379.805,42 435,82 Decila 5 60 1105 6.270,91 413.508,33 374,28 Decila 6 50 1354 11.901,72 394.928,86 291,58 Decila 7 40 1868 9.988,61 441.664,15 236,47 Decila 8 30 1514 7.813,18 256.704,41 169,50 Decila 9 20 1422 7.259,56 157.896,23 111,02 Decila 10 10 753 4.052,86 442.23,47 58,70

10791 58.619,20 3.152.776,92 Sursa: S.C. Electrocentrale Oradea SA

6.1.4. Premise

În cadrul acestui studiu, analiza de suportabilitate are drept scop stabilirea tarifului maxim ce poate fi suportat de populaţia beneficiară a serviciului de termoficare, tarif care să acopere atât costul de producer, cât şi valoarea investiţiilor propuse a se realiza în modernizarea CET şi a sistemului de termoficare aferent.

În analiza de suportabilitate se vor evidenţia atât subvenţiile necesare pentru populaţia cu venituri mici, cât şi necesitatea finanţării investiţiilor din fonduri nerambursabile.

Impactul crizei financiare actuale asupra veniturilor autorităţii locale limitează foarte mult posibila evoluţie a acestui indicator. Cel mai probabil în următorii ani (pe termen mediu), nivelul total al subvenţiei pentru diferenţele de preţ plătit de către autoritatea locală va fi cel mult egal cu cel din anul 2009.

Un posibil scenariu pentru gândirea unei politici de suportabilitate ar putea fi următorul: • Stabilirea unui nivel pentru preţul local de facturare până la un nivel al indicelui de suportabilitate

de 8%; • Menţinerea nivelului compensaţiei unitare de combustibil suportată de la bugetul de stat la nivelul

anului 2008; • Menţinerea nivelului subvenţiei pentru diferenţele de preţ, asigurată de Autoritatea Publică Locală

la nivelul din anul 2008.

6.2. Analiza de suportabilitate


194

În baza premiselor prezentate anterior, componenţa preţului (exclusiv TVA) pentru energia termică livrată populaţiei municipiului Oradea ce va putea fi încasat de operator este prezentată în tabelul 6.8.

Tabelul 6.8 - Componenţa preţului pentru energia termică livrată populaţiei în municipiul Oradea

Specificaţie Preţ energie termică (lei/Gcal)

Preţ energie termică (euro/Gcal)

Preţ local de facturare suportat de populaţie 152,07 36,35 Subvenţie de la bugetul de stat 40,24 9,62 Subvenţie de la bugetul local 20,55 4,91

TOTAL 212,86 50,88 Costul unitar actualizat (CUA) pentru energia termică livrată în cazul opţiunilor analizate sunt

prezentate în tabelul 6.9.

Tabelul 6.9 - CUA pentru energia termică livrată populaţiei în municipiul Oradea

Specificaţie CUA energie termică (Euro/Gcal) Scenariul I

Optiunea 1 86,33 Optiunea 2 83,60 Optiunea 3 83,57 Optiunea 4 85,12 Optiunea 5 88,88 Optiunea 6 87,33 Optiunea 7 85,62 Optiunea 8 79,10

Scenariul II 89,34 Scenariul III 93,92

Având în vedere cele prezentate anterior, se poate spune că preţul maxim ce poate fi încasat de

către operator pe unitatea de energie termică livrată populaţiei este mai mic decât CUA în oricare dintre opţiunile analizate. Prin urmare, pentru ca SC Electrocentrale Oradea SA să nu înregistreze pierderi, este nevoie ca diferenţa de preţ să fie subvenţionată.

Acest lucru se poate realiza prin subvenţii acordate din fonduri structurale pentru executarea lucrărilor de modernizare a centralei.

Diferenţa între preţul maxim ce poate fi încasat şi costul real pentru fiecare dintre opţiunile analizate (exclusiv TVA) necesar a fi acoperită, este prezentată în tabelul 6.10.

Din rezultatele prezentate, rezultă că în Scenariul I - Opţiunea 8, diferenţa între preţul maxim ce poate fi încasat şi costul real (exclusiv TVA) necesar a fi acoperită este cea mai mică, fiind de 28,22 Euro/Gcal.

Un alt element de care trebuie să se ţină seama este reprezentat de limitarea comercială privind costul încălzirii cu centrale individuale de apartament, în cazul cărora au rezultat următorii indici de suportabilitate, în sensul procentului din venitul mediu pe gospodărie ce trebuie alocat acoperirii costurilor cu asigurarea energiei termice: • 19,79% dacă ţinem seama de amortizarea investiţiei în centrala termică de apartament; • 16,79% dacă nu ţinem seama de amortizarea investiţiei în centrala termică de apartament.


195

Tabelul 6.10 - Diferenţa între preţul maxim şi costul real (în Euro/Gcal)

Scenariul I Specificaţie O1 O2 O3 O4 O5 O6 O7 O8 Scen

II Scen III

Preţ local de facturare 36,35 36,35 36,35 36,35 36,35 36,35 36,35 36,35 36,35 36,35

Subvenţie bugetul de stat 9,62 9,62 9,62 9,62 9,62 9,62 9,62 9,62 9,62 9,62

Subvenţie bugetul local 4,91 4,91 4,91 4,91 4,91 4,91 4,91 4,91 4,91 4,91

Preţ maxim ce poate fi încasat

50,88 50,88 50,88 50,88 50,88 50,88 50,88 50,88 50,88 50,88

CUA după modernizare 86,33 83,60 83,57 85,12 88,88 87,33 85,62 79,10 89,34 93,92

Diferenţa de cost ce trebuie acoperită

35,45 32,72 32,69 34,24 38,00 36,45 34,74 28,22 38,46 43,04

6.3. Analiza de sensibilitate

Analiza de sensibilitate analizează impactul anulării subvenţiei suportată de la bugetul de stat asupra diferenţei între preţul maxim ce poate fi încasat de către operator şi costul unitar actualizat pentru cele 9 opţiuni analizate, în condiţiile păstrării celorlalte premise neschimbate.

Rezultatele analizei de sensibilitate sunt prezentate în tabelul 6.11.

Tabelul 6.11 - Diferenţa între preţul maxim şi costul real (în Euro/Gcal)

Scenariul I Sc II Specificaţie O1 O2 O3 O4 O5 O6 O7 O8 O9 Preţ local de facturare 36,35 36,35 36,35 36,35 36,35 36,35 36,35 36,35 36,35Subvenţie bugetul de stat 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Subvenţie bugetul local 4,91 4,91 4,91 4,91 4,91 4,91 4,91 4,91 4,91 Preţ maxim ce poate fi încasat 41,26 41,26 41,26 41,26 41,26 41,26 41,26 41,26 41,26

CUA după modernizare 86,33 83,60 83,57 85,12 88,88 87,33 85,62 79,10 89,34Diferenţa de cost ce trebuie acoperită 45,07 42,34 42,31 43,86 47,62 46,07 44,36 37,84 48,08

Din rezultatele prezentate, rezultă ca în Scenariul I - Opţiunea 8, diferenţa între preţul maxim

ce poate fi încasat şi costul unitar actualizat necesar a fi acoperită este cea mai mică, fiind de 37,84 euro/Gcal.

6.4. Analiza de risc

Posibilele riscuri care pot afecta implementatrea unei politici de suportabilitate și dezvoltarea durabilă a operatorului sunt:


196

1. Limitarea comercială privind costul încălzirii cu centrale individuale de apartament În cazul în care factura la încălzire în sistem centralizat va deveni mai mare decât costul

deţinerii şi operării unei centrale proprii de apartament, există riscul deconectării consumatorilor de la sistemul centralizat. 2. Nivelul subvenţiei pentru diferenţe de preţ

În anii următori există riscul ca nivelul subvenţiei pentru diferenţe de preţ, disponibilă de la bugetele locale, să se diminueze faţă de anul 2009, ca urmare a impactului crizei financiare actuale asupra veniturilor autorităţilor locale. Cel mai probabil, în următorii ani (pe termen mediu) nivelul total al subvenţiei pentru diferenţele de preţ plătite de către autorităţile locale va fi cel mult egal cu cel din 2009.

În cazul în care preţul local de facturare plus subvenţia operaţională va fi mai mic decât costurile de exploatare, operatorul nu poate avea o dezvoltare durabilă. Pentru a limita riscul ajungerii la o dezvoltare nesustenabilă, operatorii şi autorităţile locale ar trebui să se gândească la o strategie de tarifare pe termen mediu pentru preţul local de referinţă care să fie corelată cu strategia bugetară de alocare a subvenţiilor pentru diferenţe de preţ. 3. Dispariţia subvenţiei pentru combustibil

Dispariţia subvenţiei pentru combustibil poate afecta serios performanţele financiare viitoare ale operatorilor dacă acest gol nu va fi acoperit de o strategie corelată între preţul local de referinţă şi nivelul subvenţiei pentru diferenţele de preţ. După cum am menţionat şi anterior, pentru a minimiza acest efect este nevoie de gândirea unei strategii tarifare pe termen mediu pentru preţul local de referinţă, care să fie corelată cu strategia bugetară de alocare a subvenţiilor pentru diferenţele de preţ.


197

7. PROGRAMUL DE INVESTITII PRIORITARE

Investiţiile propuse pentru cofinanţarea UE constituie prima etapă a unui plan de investiţii pe termen lung care conduce la deplina conformare cu cerinţele Directivelor UE şi obiectivele strategiilor naţionale în domeniul protecţiei mediului şi al creşterii eficienţei energetice.

Deoarece investiţiile cuprinse în planul pe termen lung au efecte diferite, în acest capitol se prezintă prioritizarea acestora, astfel încât, într-o primă etapă, să fie realizate investiţiile cu cel mai mare impact pozitiv asupra mediului şi eficienţei energetice.

Programul de investiţii are în vedere: • Termenele de conformare la cerinţele Directivelor relevante de mediu; • Suportabilitatea măsurilor propuse; • Capacitatea locală de implementare.

Sunt definite 3 nivele de prioritate: Nivelul 1 de prioritate: investiţiile obligatorii pentru conformare la cerinţele privind protecţia

mediului, pe termen scurt, incluzând toate investiţiile care concură la realizarea acestui obiectiv; Nivelul 2 de prioritate: investiţiile care aduc cel mai mare efect la economisirea energiei primare; Nivelul 3 de prioritate: investiţii care conduc la respectarea obiectivelor strategiilor naţionale şi

investiţii necesare pentru conformare la cerinţele de mediu pe termen mediu.

7.1. Prioritizarea investiţiilor propuse

7.1.1. Criterii

Investiţiile propuse în planul pe termen lung sunt prezentate în tabelul 7.1.

Tabelul 7.1 – Planul de investiţii total pe termen lung

Nr. crt. Măsura

1 Instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator , 18 MWe+32,6 MWt 2 Cazane de apă fierbinte (3 buc) 3 Cazane de abur pentru servicii proprii ale centralei 4 Conformare depozit existent existent de zgură şi cenuşă 5 Producere energie termică din surse noi geotermale (sonde + schimbătoare) 6 Demolări 7 Reabilitare reţele primare 8 Reabilitare reţele secundare 9 Reabilitare puncte termice

Investiţiile propuse în planul pe termen lung cuprind următoarele categorii de măsuri:

• Măsurile 1 - 3 conduc la conformarea, pe termen scurt, la cerinţele de mediu cuprinse în Directivele UE transpuse în legislaţia din România;


198

• Măsura 4 conduce la conformarea, pe termen mediu, la cerinţele de mediu cuprinse în Directivele UE transpuse în legislaţia din România;

• Măsura 5 conduce la respectarea obiectivelor strategiilor naţionale în domeniul energiei. • Măsurile 7-9 conduc la economii de energie şi la creşterea eficienţei sistemului centralizat de

alimentare cu energie termică cu costuri suportabile pentru populaţie.

Referitor la prima categorie de măsuri, respectiv măsurile obligatorii necesare pentru conformarea la cerinţele de mediu, se precizează că modul de selectare a opţiunilor, analiza financiară a opţiunilor şi eşalonarea investiţiilor au luat în considerare mai multe variante de conformare la cerinţele de mediu, căutând să minimizeze aceste costuri, prin:

Realizarea investiţiilor de mediu corelat cu termenele de conformare; Schimbarea ponderii combustibililor, cu creşterea ponderii gazelor naturale, prin prevederea

instalaţiei cu turbină cu gaze şi cazan recuperator dimensionată pentru necesarul din perioada de vară şi a cazanelor de apă fierbinte;

Prevederea de echipamente noi cu tehnologii eficiente energetic şi cu încadrarea în limitele de emisii poluante admise de reglementările în vigoare;

Creşterea ponderii surselor regenerabile de energie, concretizate în dezvoltarea surselor geotermale.

Se definesc 3 nivele de prioritate: o Nivelul 1 de prioritate: investiţiile obligatorii pentru conformare la cerinţele privind protecţia

mediului, pe termen scurt, incluzând toate investiţiile care concură la realizarea acestui obiectiv; o Nivelul 2 de prioritate: investiţiile care aduc cel mai mare efect la economisirea energiei primare; o Nivelul 3 de prioritate: investiţii care conduc la respectarea obiectivelor strategiilor naţionale şi

investiţii necesare pentru conformare la cerinţele de mediu pe termen mediu.

Investiţiile obligatorii pentru conformare la mediu care au fost astfel selectate pentru cofinanţare din fonduri UE şi cărora li s-a acordat nivelul 1 de prioritate, sunt formate din poziţiile (1 – 3) din tabelul 7.1.

Referitor la cea de a doua categorie de măsuri, care conduc la economii de energie şi la creşterea eficienţei sistemului centralizat de alimentare cu energie termică cu costuri suportabile pentru populaţie (poziţiile 7 - 9 din tabelul 7.1, respectiv sistemul de transport şi distribuţie), s-a luat în considerare, în urma analizei nivelului pierderilor, vechimii şi stării tehnice, reabilitarea unei părţi din reţelele de transport. Astfel, din cele 6 magistrale, au fost selectate magistralele 1, 3 şi 2 (în această ordine).

Pentru măsurile care conduc la respectarea obiectivelor strategiilor naţionale în domeniul energie şi alimentare centralizată cu energie termică (poziţia 5 din tabelul 7.1) şi pentru măsurile care conduc la conformarea la cerinţele de mediu pe termen mediu, precum şi pentru restul sistemului de transport şi distribuţie s-a acordat nivelul 3 de prioritate.

7.1.2. Descrierea măsurilor propuse

Măsurile propuse a fi cofinanţate din fonduri UE sunt următoarele:

Instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator , 18 MWe+32,6 MWt Turbina cu gaze va utiliza drept combustibil gazul natural. Pentru asigurarea presiunii ridicate a

gazului necesară la intrarea în turbină se prevede un compresor de gaze naturale. Turbina cu gaze este prevăzută cu sistem de control al NOx, pentru limitarea emisiilor de NOx

în vederea unui impact minim asupra mediului ambiant. Cazanul recuperator de căldură va fi fie de tip vertical, fie orizontal, funcţie de spaţiul

disponibil. Turbina cu gaze şi compresorul de aer vor fi echipate cu filtre de aer, amortizoare de zgomot şi

protecţii pentru îngheţ, respectiv pentru incendiu.


199

Cazane de apă fierbinte Cazanele de apă fierbinte de 116,3 MWt sunt cazane cu străbatere forţată, în construcţie turn. Cazanele vor fi proiectate să funcţioneze pe hidrocarburi, gaze naturale şi păcură cu conţinut redus

de sulf (sub 1%), fiind dotate cu arzătoare combinate gaze-păcură. Cazanele sunt dotate cu următoarele instalaţii auxiliare: • instalaţie de ardere, formată din arzătoare, aprinzătoare electrice, mecanisme de acţionare

a arzătoarelor; • ventilatoare de aer.

Cazanul de apă fierbinte de 87,2 MWt este asemănător cu cele de 116,3 MWt, funcţionarea acestuia fiind însă exclusiv pe gaze naturale.

Se prevăd instalaţii auxiliare necesare funcţionării acestor echipamente, precum şi a cazanelor de apă fierbinte, şi anume:

- cazane de 14 t/h (3 buc) pentru furnizarea aburului necesar preparării apei de adaos; - instalaţii pentru alimentarea cu gaze naturale şi păcură a noilor echipamente; - instalaţie pentru tratarea chimică a apei de adaos; - instalaţii electrice pentru alimentarea consumatorilor noi de servicii proprii şi pentru

evacuarea puterii electrice excedentare; - instalaţii de automatizare aferente noilor echipamente; - instalaţii pentru alimentarea cu apă brută, apă de răcire, apă potabilă; - instalaţii pentru evacuarea apelor uzate; - construcţii (fundaţii, săli pentru echipamente) şi instalaţii aferente construcţiilor.

Reabilitare reţele de transport Se reabilitează conductele existente aferente magistralelor 1, 2 şi 3, amplasate parţial aerian şi

parţial subteran. Acestea vor fi demontate şi înlocuite cu conducte noi de oţel, în soluţie preizolată sau clasică, cu diametre redimensionate.

Soluţia tehnică de instalare în sistem preizolat presupune utilizarea conductelor de oţel, preizolate cu izolaţie din spumă rigidă de poliuretan şi protejate cu o manta din polietilenă de mare duritate, amplasate direct în pământ, pe pat de nisip. Conductele preizolate sunt prevăzute cu sistem de senzori (conductori electrici) încorporaţi în spumă, în scopul supravegherii nivelului umidităţii izolaţiei şi localizării eventualelor defecte.

Se va adapta secţiunea canalului termic existent pentru asigurarea lăţimii necesare montajului noilor conducte preizolate.

7.2. Indicatori cheie de performanţă

Indicatorii cheie de performanţă sunt prezentaţi în paragraful 5.6.

7.3. Lista investiţiilor prioritare

Investiţiile propuse, nivelul de prioritate, costul investiţiei, perioada de implementare şi sursele de finanţare sunt prezentate în tabelul 7.2.

În tabelul 7.3 se indică investiţiile prioritare propuse pentru cofinanţare din fonduri UE. Eşalonarea investiţiilor din Scenariul I - Opţiunea 8, pe perioada 2010-2013, este prezentată în

tabelul 7.4.


200

Tabelul 7.2 – Sinteza investiţiilor propuse în Scenariul I - Opţiunea 8

Nr. crt. Măsura Nivel

prioritateInvestiţia

(1000 Euro)Sursa finanţare

propusă Perioada de

implementare

1 Instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator , 18 MWe+32,6 MWt

1 21.000 Cofinanţare UE 2010-2011

2 Cazane de apă fierbinte 1 15.500 Cofinanţare UE 3 Cazane de abur 1 10.000 Cofinanţare UE

4 Conformare depozit existent existent de zgură şi cenuşă 3 2.500 Surse beneficiar 2012-2013

5 Producere energie termică din surse noi geotermale (sonde+schimbătoare) 3 20.625 Surse beneficiar 2011-2014

6 Demolări 1 150 Cofinanţare UE 2010 7 Reabilitare reţele primare 2 41.200 Surse beneficiar 2010-2014 8 Reabilitare reţele secundare 3 58.000 Surse beneficiar 2010-2014 9 Reabilitare puncte termice 3 31.200 Surse beneficiar 2010-2014 Total 192.175

Tabelul 7.3 – Investiţii prioritare propuse pentru cofinanţare din fonduri UE, prin POS Mediu-Axa Prioritară 3, în perioada 2010-2013

Nr. crt. Măsura Nivel

prioritateInvestiţia

(1000 Euro)Sursa finanţare

propusă Perioada de

implementare

1 Instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator , 18 MWe+32,6 MWt

1 21.000 Cofinanţare UE 2010-2012

2 Cazane de apă fierbinte 1 15.500 Cofinanţare UE 2010-2012 3 Cazane de abur 1 1.000 Cofinanţare UE 2011 4 Demolări 1 150 Cofinanţare UE 2010

5 Reabilitare reţele primare (Magistrale 1, 2 şi 3) 2 24.900 Cofinanţare UE 2010-2013

Total 62.750

Tabelul 7.4 – Eşalonarea investiţiilor prioritare pe perioada 2010-2013

Nr. crt. Măsura Total

(1000 Euro) 2010 2011 2012 2013

I Sursa 37.650 5.350 16.150 16.150 -

1 Instalaţie cogenerare cu ITG+CR (18 MWe+32,6 MWt)

21.000 2.100 10.500 8.400 -

2

Cazane de apă fierbinte (2 cazane de apă fierbinte de 116,3 MWt fiecare, pe gaze/păcură + 1 cazan de apă fierbinte de 87,2 MWt pe gaze)

15.500 3.100 4.650 7.750 -

3 3 cazane de abur de 14 t/h fiecare, pentru apa adaos termoficare 1.000 - 1.000 - -

4 Demolări, pentru amplasarea noilor echipamente 150 150 - - -

II Reţele primare 25.100 6.275 6.275 6.275 6.275 5 Reabilitare retele primare 25.100 6.275 6.275 6.275 6.275 Total investitii prioritare 62.750 11.625 22.425 22.425 6.275


201

Total investitii prioritare în preturi curente 68.276 11.985 24.030 25.002 7.259

7.4. Concluzii

Investiţiile propuse pentru cofinanţarea UE constituie prima etapă a unui plan de investiţii pe termen lung care conduce la deplina conformare cu cerinţele Directivelor UE şi obiectivele strategiilor naţionale în domeniul protecţiei mediului şi al creşterii eficienţei energetice.

Din totalul de investiţii în valoare de 192.175.000 Euro necesare pe termen lung, s-au prioritizat acele investiţii obligatorii, necesare pentru conformarea la cerinţele de mediu cuprinse în Directivele UE transpuse în legislaţia din România, precum şi investiţii care conduc la economii de energie şi la creşterea eficienţei sistemului centralizat de alimentare cu energie termică cu costuri suportabile pentru populaţie.

Tabelul 7.5 – Investiţiile prioritare

Nr. crt. Măsura Investiţia

(1000 Euro) 1 Instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator , 18 MWe+32,6 MWt 21.000 2 Cazane de apă fierbinte 15.500 3 Cazane de abur 1.000 4 Demolări, pentru amplasarea noilor echipamente 150 5 Reabilitare reţele primare (Magistrale 1, 2 şi 3) 25.100 Total 62.750 Total investiţie exprimată în preţuri curente 68.276

Investiţiile prioritare propuse pentru cofinanţare din fonduri UE, prin POS Mediu-Axa

Prioritară 3, în perioada 2010-2013, totalizează 62.750.000 Euro şi sunt prezentate în tabelul 7.5.

Date post:	07-Jan-2020
Category:	Documents
Upload:	others
View:	8 times
Download:	1 times

STRATEGIA DE ALIMENTARE CU ENERGIE TERMIC A … · 2010-10-03 · Necesarul actual de energie...

Documents