Hotărârea nr. 369/2018

Hotãrârea nr. 369 privind aprobarea Strategiei locale de alimentare cu energie termică produsă în mod centralizat în sistem producție – transport – distribuție la nivelul județului Prahova pentru Municipiul Ploieşti


Consiliul Local al Municipiului Ploiești:

Văzând Expunerea de motive nr. 166/29.08.2018 a consilierilor Minea Gabriel Constantin, Tudor Aurelian-Dumitru, Sorescu Florina Alina și Cosma Marcian și Raportul de specialitate tehnic nr. 6582/13.09.2018 al Regiei Autonome de Servicii Publice Ploiești prin care se propune aprobarea Strategiei locale de alimentare cu energie termică produsă în mod centralizat în sistem producție - transport -distribuție la nivelul județului Prahova pentru municipiul Ploiești;

în conformitate cu Programul „Termoficare 2006 - 2020, căldură și confort” aprobat prin Hotărârea de Guvern nr. 462/05.04.2006, republicată, cu modificările și completările ulterioare - Hotărârea de Guvern nr. 602/2015;

în baza adreselor nr. 46307/25.05.2016, nr. 52577/18.04.2017, nr. 6099/22.01.2018, nr. 22788/05.03.2018 și nr. 29834/19.03.2018 ale Ministerului Dezvoltării Regionale și Administrației Publice;

Luând în considerare Procesul verbal de recepție a serviciilor, înregistrat la Municipiul Ploiești cu nr. 17403/27.08.2018;

în baza Contractului de asociere nr. 4065/22.02.2017 între municipiul Ploiești și județul Prahova;

în temeiul Contractului de prestări servicii nr. 3653/20.02.2018 încheiat de municipiul Ploiești cu S.C. Rom Capital Invest S.A.;

în baza art. 8, alin. 2, lit. f, lit. g, lit. h și alin. 2 din Legea nr. 325/2006 privind Serviciul Public de alimentare cu energie termică;

în temeiul art. 8, alin. 3, lit. a din Legea nr. 51/2006 privind serviciile comunitare de utilități publice, republicată;

A.

In temeiul art. 36, alin. 1 și 2, lit. d și alin. 6 lit. a, pct.14 din Legea nr. 215/2001 privind Administrația Publică Locală, republicată cu modificările și completările ulterioare;

HOTĂRĂȘTE :

Art.l. Se aprobă Strategia locală de alimentare cu energie termică produsă în mod centralizat în sistem producție - transport - distribuție la nivelul județului Prahova pentru municipiul Ploiești, conform anexei ce face parte integrantă din prezenta hotărâre.

Art. 2. Direcția Relații Internaționale, Direcția Economică din cadrul Primăriei Ploiești și Regia Autonomă de Servicii Publice vor duce la îndeplinire prevederile prezentei hotărâri.

Art 3. Direcția Administrație Publică, Juridic - Contencios, Achiziții Publice, Contracte. va_aduce_la4?unostință-eeloF-ifttercsați prezeîitalrot’ăfâre.

Dată în Ploiești, astăzi, 18 septembrie 2018.

CUPRINS

FIGURI

Tabele

Definiții si abrevieri..................................................................................................................................


10


CAPITOLUL I - ANALIZA SITUAȚIEI CURENTE.............................................................................................

11


  • I. Rezumat

    11


  • II. ANALIZA CADRULUI LEGAL SI INSTITUȚIONAL IN DOMENIUL ENERGIEI TERMICE............................18

    A. Cadrul legal de prestare a serviciului public de alimentare cu energie termica.................................

    • 1.   Autoritati de reglementare pentru sectorul de termoficare.........................................................

    • 2.   Principalele acte normative naționale care guvernează sectorul de termoficare.........................

    • 3.   Zonele unitare de încălzire. ...........................................................................................................

    • 4.   Reglementarea prețului gazelor.....................................................................................................








  • 5.   Mecanismul de stabilire a tarifelor

  • 6.   Schema de sprijin

  • 7.   Fonduri naționale si europene pentru reabilitarea sistemelor de termoficare

B. Contractul de concesiune - situația instituționala si legala curenta

  • 1.   Contract de concesiune - situația actuala

  • 2.   Obiectul Contractului

  • 3.   Prevederile cheie ale contractului

  • 4.   Formula prețului energiei termice si recuperarea pierderii combustibilului

  • 5.   Obligațiile de investiție

  • 6.   Obligațiile de mediu

  • 7.   Indicatorii cheie de performanta

  • 8.   Subvenții

  • III. ANALIZA TEHNICA A SITUAȚIEI CURENTE

    29


    A. INFORMAȚII GENERALE......................................................................................................................


    29


  • 1.   Poziționare geografica si condiții naturale

  • 2.   Scurt istoric privind sistemul de termoficare din municipiul Ploiești

  • B.   SITUAȚIA ACTUALA A ALIMENTARII CU ENERGIETERMICA IN MUNICIPIUL PLOIEȘTI........................36

  • 1.   Sursa de energietermicasielectrica CET Brazi

  • 2.   Centralele termice

  • 3.   Punctele termice

  • 4.   Sistemul primar de rețele termice de apa fierbinte

  • 5.   Sistemul secundar de rețele termice de apa fierbinte

  • C.  EVALUAREA SITUAȚIEI DIN PUNCT DE VEDERE AL RESPECTĂRII CERINȚELOR DE MEDIU

RomCapital ♦%

Invest •••

  • 1.   Conformarea cu legislația de mediu

  • 2.   Resurse primare utilizate

  • 3.   Situația la consumatori

  • IV.    ANALIZA FINANCIARA A SITUAȚIEI CURENTE.......................................

  • A.   Generalități - premise si ipoteze de lucru

  • B.   Contextul economic si social din Județul Prahova si Municipiul Ploiești

  • 1.   Venitul mediu al familiei

  • 2.   Analiza de suportabilitate pentru gospodăria medie

  • 3.   Analiza de suportabilitate pentru familiile cu venituri reduse

  • 4.   Analiza opțiunii "centrala individuala pe gaz"

  • C.   Analiza la nivel de operator

  • 1.   Analiza profitabilității

  • 2.   Veniturile din exploatare

  • 3.   Analiza consumului

  • 4.   Evoluția tarifelor

  • 5.   Analiza costurilor

  • V.  Concluzii

CAPITOLUL II - ANALIZA DE OPȚIUNI SI PLAN DE ACȚIUNE

  • I.   Rezumat

  • II.   Identificarea soluțiilor optime de asigurare a agentului termic pentru incalzirea consumatorilor din

municipiul Ploiești. Prioritizarea investițiilor. Evaluarea efortului investitional

  • A.   Investiții de echipare a sursei de producere a energiei termice in vederea producerii agentului

termic in condiții de eficienta energetica ridicata

  • 1.   Investiții pe termen scurt - 2019-2023

  • 2.   Investititii pe termen lung 2024-2043

  • B.   Continuarea lucrărilor de reabilitare si modernizare a rețelelor termice primare

  • C.   Continuarea lucrărilor de reabilitare a rețelelor termice secundare (de distribuție)

  • III.  Elaborarea analizei tehnico-economice comparativa a soluțiilor, analiza cost-beneficiu si

propunerea soluției optime

A. Opțiuni pentru perioada 2019-2023

  • 1.   Investiții

  • 2.   Prognoza cantitatilor

  • 3.   Prognoza costurilor de operare

  • 4.   Prognoza veniturilor din operare

  • 5.   Analiza financiara a opțiunilor

B.   Opțiuni pentru perioada 2024-2043

  • 1.   Investiții

  • 2.   Prognoza cantitatilor

  • 3.   Prognoza costurilor de operare

  • 4.   Prognoza veniturilor din operare

  • 5.   Analiza financiara a opțiunilor

  • IV.    Identificarea surselor posibile de finanțare

  • A.   Generalități

  • B.   Nevoia de investiții

  • C.    Contribuția potențiala a clientilor prin tarif..................................................................................... 122

\l. Cadrul instituțional

  • A.   Opțiuni privind operarea SACET in Municipiul Ploiești

  • 1.   Gestiunea directa

  • 2.   Gestiunea delegata

  • 3.   Participarea unui partener privat- PPP

  • B.   Montajul instituțional in funcție de scenariile tehnice

  • 2. Planul de acțiuni pentru implementarea strategiei si masuri politice si administrative pentru susținerea programului strategic propus

  • VI. Concluzii

FIGURI

Figura 1. Harta județului Prahova

Figura 2. Evoluția populației in județul Prahova in perioada 1930-2011

Figura 3. Harta Municipiului Ploiești

Figura 4.Evolutia populației in municipiul Ploiești in perioada 1930-2011

Figura 5.Harta repartizării potențialului de surse regenerabile

Figura 6. Estimarea costurilor gazelor naturale, biomasei si energiei electrice ce se pot utiliza in SACET ... 62

Figura 7. Venit mediu disponibil vs. Pondere salariu brut

Figura 8. Evoluția facturii medii pe gospodărie (RON/an) si a indicelui de suportabiiitate (%) - factura anuala

>

Figura 9. Gospodarii conectate vs. gospodarii care au solicitat ajutor pentru încălzire

Figura 10. Indicele de suportabiiitate pentru gospodăriile cu venituri reduse (%)

Figura 11. Costuri unitare: centrale de apartament vs. încălzire in sistem centralizat (RON/Gcal)

Figura 12 Profitabilitatea financiara (2015-2017)

Figura 13 Structura veniturilor in anul 2017

Figura 14. Evoluția numărului de gospodarii si a cantitatii individuale facturate

Figura 15. Evoluția cantitatii facturate pentru consumatorii non-casnici

Figura 16. Evoluția cantitatii totale facturate

Figura 17. Evoluția tarifelor medii calculate

Figura 18. Structura costurilor

Figura 19. Evaluarea efortului investitional pe termen scurt

*

Figura 20. Evaluarea efortului investitional pe termen lung

Figura 21. Acoperirea curbei de sarcina conform opțiunii 1 pe termen scurt

Figura 22. Acoperirea curbei de sarcina conform opțiunii 2 pe termen scurt

Figura 23. Acoperirea curbei de sarcina conform opțiunii 3 pe termen scurt

Figura 24. Acoperirea curbei de sarcina conform opțiunii 4 pe termen scurt

Figura 25. Evaluarea efortului investitional pe termen scurt in toate cele 3 opțiuni analizate

Figura 26. Acoperirea curbei de sarcina conform opțiunii 1 pe termen lung

Figura 27. Evaluarea efortului investitional pentru opțiunea 1 pe termen lung

RomCapîtal •%

Invest •••

Figura 29. Evaluarea efortului investitional pentru opțiunea 2

Figura 30. Acoperirea curbei de sarcina conform opțiunii 3 pe termen lung

Figura 31. Evaluarea efortului investitional pentru opțiunea 3

Figura 32. Acoperirea curbei de sarcina conform opțiunii 4 pe termen lung

Figura 33. Evaluarea efortului investitional pentru opțiunea 4

Figura 34. Valoarea investițiilor pe componente (mii eur)

Figura 35. Comparația investiți vs. Venituri suplimentare din tarife

Figura 36. Serviciul Datoriei Individual vs. Venituri suplimentare din tarife

Figura 37. Serviciul Datoriei Cumulat vs. Venituri suplimentare din tarife

Figura 38. Opțiuni instituționale

RomCapital

invesț •••

TABELE

Tabel 1. Evoluția numărului de consumatori casnicii si non-casnici racordați la SACET Ploiești

Tabel 2. Evoluția numărului de consumatori casnicii si non-casnici racordați la CT-uri

Tabel 3. Principalele date privind anii punerii in funcțiune, duratele totale si medii anuale de funcționare, pentru fiecare echipament energetic de baza

Tabel 4. Producțiile de energie termica si electrica realizate in CET Brazi

Tabel 5.Evoluția numărului de grade -zile

Tabel 6. Caracteristici CT-uri

Tabel 7.Cantitatile de energie termica produsa si vanduta din centrale termice in ultimii 3 ani

Tabel 8. Diametrele si lungimile conductelor ce compun rețeaua primara/transport

i

Tabel 9. Valorile maxim admise precizate in Autorizația integrata de mediu nr. PH-28/10.01.2018 pentru emisii de gaze evacuate din CET Brazi

Tabel lO.Cantitatile anuale de CO2 emise in atmosfera

Tabel 11.Cerințe privind compoziția chimica a gazelor naturale

Tabel 12.Situația resurselor naționale de energie primara

Tabel 13. Estimările rezervelor naționale de titei si gaze naturale din Romania

Tabel 14 Potențialul național al surselor regenerabile din Romania

Tabel 15. Evoluție preț combustibil fosil

Tabel 16. Evoluția consumului de căldură pe o perioada de 20 de ani

Tabel 17. Veniturile gospodăriei la nivel național (sume in RON/luna)

Tabel 18. Gospodăriile cu venituri reduse (sume in RON/luna)

Tabel 19. Costuri unitare privind opțiunea de încălzire individuala (centrala pe gaz)

Tabel 20. Cantitati facturate de energie termica pentru consumatori casnici (populație)

Tabel 21. Opțiunea 1 pe termen scurt

Tabel 22. Opțiunea 2 pe termen scurt

Tabel 23. Opțiunea 3 pe termen scurt

Tabel 24. Opțiunea 4 pe termen scurt

Tabel 25. Opțiunea 1 pe termen lung

Tabel 26. Opțiunea 2 pe termen lung

Tabel 27. Opțiunea 3 pe termen lung

RpmCapital ♦ Invest


Tabel 29. Rezultatele analizei de opțiuni


85


Tabel 30. Rezultatele analizei opțiunilor pe termen lung


86


Tabel 31. Schema de funcționare propusa in opțiunea 1 pe termen scurt


91


Tabel 32. Schema de funcționare propusa


in opțiunea 2 pe termen scurt


93


Tabel 33. Schema de funcționare propusa


in opțiunea 3 pe termen scurt


95


Tabel 34. Schema de funcționare

propusa


in opțiunea 4 pe termen scurt

96


Tabel 35. Schema de funcționare

propusa


in opțiunea 1 pe termen lung

99


Tabel 36. Schema de funcționare


propusa in opțiunea 2 pe termen lung


101


Tabel 37. Schema de funcționare


propusa in opțiunea 3 pe termen lung


102


Tabel 38. Schema de funcționare


propusa in opțiunea 4 pe termen lung


104


Tabel 39. Prognoza cantitati pentru Opțiunea 1


109


Tabel 40. Prognoza cantitati pentru Opțiunea 2


109


Tabel 41. Prognoza cantitati pentru Opțiunea 3


110


Tabel 42. Prognoza cantitati pentru Opțiunea 4


110


Tabel 43. Prognoza costurilor de operare pentru Opțiunea 1


111


Tabel 44. Prognoza costurilor de operare pentru Opțiunea 2


112


Tabel 45. Prognoza costurilor de operare pentru Opțiunea 3


113


Tabel 46. Prognoza costurilor de operare pentru Opțiunea 4


114


Tabel 47. Prognoza veniturilor din operare pentru Opțiunea 1


115


Tabel 48. Prognoza veniturilor din operare pentru Opțiunea 2


115


Tabel 49. Prognoza veniturilor din operare pentru Opțiunea 3


115


Tabel 50. Rezultatele analizeide opțiuni


116


Tabel 51. Investiții pentru opțiunile pe termen lung


117


Tabel 52. Prognoza cantitatilor pentru opțiunile pe termen lung


117


Tabel 53. Prognoza costurilor de operare pentru opțiunile pe termen lung


118


Tabel 54. Prognoza veniturilor pentru opțiunile pe termen lung


118


Tabel 56. Finanțări disponibile


120


Tabel 57. Montajul instituțional


135


Tabel 58. Plan de acțiuni strategice


137



RomCapital

Invest


Tabel 59. Optiunia fezabile pe termen scurt


Tabel 60. Opțiunea fezabila pe termen lung


Tabel 61. Plan de acțiuni strategice


138


139


139


RomCapital invest

DEFINIȚII SI ABREVIERI

a.c.c.

Apa calda de consum

ANRE

Autoritatea Naționala de Reglementare in domeniul Energiei

ANRSC

Autoritatea Naționala de Reglementare pentru Serviciile Comunitare de Utilitati Publice

BERD

Banca Europeana pentru Reconstrucție si Dezvoltare

CAE

Cazane energetice de abur

CAF

Cazan de apa fierbinte

CCCC

Centrala de cogenerare ciclu combinat

CET

Centrala electrica de termoficare

CLU

Combustibil cu lichid ușor

CT

Centrale termice

CV

Certificate verzi

EED

Directiva privind Eficienta Energetica

ETS

Directiva schemei de comercializare a emisiilor

Gcal

Giga calorie

IMA

Instalație mare de ardere

MBT

Instalația de tratate micro-biologica

MDRAP

Ministerul Dezvoltării Regionale si Administrației Publice

NOx

Oxizi de azot

PIF

Punere in funcțiune

POIM

Program Operațional Infrastructura Mare

POIM

Programul Operațional Infrastructura Mare

POR

Program Operațional Regional

PT

Puncte termice

RES

Surse regenerabile de energie

RK

Reparație capitala

SACET

Sistem de alimentare centralizat cu energie termica

SWOT

Analiza punctelor forte, slabe, oportunităților si riscurilor

TA

Turbina cu abur

TG

Turbiza cu gaze

VEP

Veolia Energie Prahova

VLE

Valori maxim admise

RomCapital •%

Invest •••

CAPITOLUL I - ANALIZA SITUAȚIEI CURENTE

  • I.       REZUMAT

Prezentul Raport a fost intocmit ca parte din contractul nr. 3653/20.02.2018 (Contractul) încheiat cu Municipiul Ploiești, avand data de incepere 8 mai 2018. In conformitate cu Contractul, vor fi derulate următoarele activitati:

  • 1. Analiza situației curente / Analiza AS-IS (se va derula pe parcursul a 4 saptamani)

    • 1.1. Analiza Situației Actuale a sistemului centralizat existent de alimentare cu energie termica precum si legislația in domeniul energiei si protecției mediului înconjurător.

    • 1.2. Analiza SWOT (Puncte Tari, Puncte Slabe, Oportunități, Amenințări) privind problematica încălzirii actuale si viitoare in municipiu (condiții naturale, disponibilitatea si accesibilitatea resurselor primare, condiții demografice, economice si sociale din zona.

    • 1.3. Analiza de piața a resurselor energetice pe termen mediu si lung.

    • 1.4. Tendința cererii de energie termica in perioada 2017-2025 pentru diferite tipuri de consumatori.

  • 2. Strategia de dezvoltare / Analiza TO-BE (se va derula pe parcursul a 6 saptamani)

    • 2.1. Identificarea soluțiilor optime de asigurare a agentului termic pentru incalzirea consumatorilor din municipiul Ploiești.

    • 2.2. Evaluarea efortului investitional. Prioritizarea investițiilor.

    • 2.3. Identificarea surselor posibile de finanțare.

    • 2.4. Elaborarea analizei tehnici-economice comparativa a soluțiilor, analiza cost-beneficiu si propunerea soluției optime.

    • 2.5. Masuri politice si administrative de reglementare specifica pentru susținerea programului strategic propus.

    • 2.6. Planul de acțiuni pentru implementarea strategiei in perioada 2017-2025 precum si programe de finanțare propuse.

u           Analiza AS- IS s-a derulat in 3 direcții; Evaluarea cadrului legal si de reglementare, Analiza tehnica si

Analiza financiara, după cum urmeaza ;

Cadrul legal si instituțional

Aceasta secțiune cuprinde o descriere a autoritatii de reglementare, a principalelor acte normative care guvernează sectorul de termoficare si o prezentare a structurii instituționale de gestionare a serviciului de alimentare cu energie termica in Municipiul Ploiești.

In 2004, Consiliul Județean Prahova si Consiliul Local Ploiești au aprobat delegarea prin concesiune a administrării Serviciului public de alimentare cu energie termica din Ploiești. Contractul de concesiune nr. 2776/5246 din 29.04.2004 a fost semnat intre Consiliul Județean Prahova, Consiliul Local Ploiești si SC DALKA TERMO PRAHOVA SRL, devenita ulterior Veolia Energie Prahova (VEP). Obiectul contractului este concesionarea exclusiva către Veolia Energie Romania a dreptului pentru furnizarea Serviciului, împreuna cu toate componentele sistemului si cu obligația de a administra sistemul, conform regulamentului privind organizarea si operarea Serviciului Public de Termoficare centralizata in orașul Ploiești si prin respectarea indicatorilor de performanta.

RomCapitat »»-

Invest •••

Concesionarul trebuie sa efectueze investițiile specificate intr-un Plan de investiție creat in baza unui proiect tehnic dezvoltat cu scopul optimizării facilităților de generare (pe o perioada de 15 ani) si înlocuirii sectoarelor rețelei de termoficare. Toate investițiile au scopul de a asigura eficienta economica si conformitatea cu indicatorii de performanta descriși in Contract. Conform termenilor conveniti in Contract, Concesionarul nu are obligația sa suporte costul investițiilor generat de schimbarea legii sau de forța majora care a avut loc după data efectiva a Contractului.

In ceea ce privește responsabilitățile de mediu, conform termenilor Contractului, Concesionarul are obligația sa asigure faptul ca sistemul de termoficare funcționează in conformitate cu legea in vigoare, dar nu are obligația sa suporte costul investițiilor generate de schimbarea in legislația mediului.

Cadrul standard de performanta care reglementează indicatorii de performanta ai serviciului de alimentare cu energie termica in Ploiești se refera, in principiu, la stabilirea nivelurilor de performanta privind: conectarea utilizatorului la centralele si rețelele de termoficare, întreruperea serviciilor de producție si distribuție a energiei termice, calitatea energiei termice si rezolvarea plângerilor conexe acestora, obținând in orice moment confortul termic standard si asigurând continuitatea si calitatea Serviciului, adaptarea permanenta la exigentele utilizatorului si excluderea oricărei forme de discriminare privind serviciul si conectarea la rețea. întrucât indicatorii de performanta ai sistemului sunt incluși in tarif, neindeplinirea acestora va duce la penalizarea profiturilor obținute de Concesionar, dar nu va fi baza pentru plata oricăror penalitati fata de Autoritatea Concedenta. Indicatorii de performanta privind Serviciul public si penalizarea asociata sunt stabiliți conform legii in vigoare.


Analiza tehnica

Analiza tehnica include descrierea componentelor si stării sistemului de alimentare centralizata cu căldură a Municipiului Ploiești, abordeaza problematica poluării aerului din perspectiva conformării surselor de producere energiei electrice si termice la normele de mediu, evalueaza gradul de reabilitare termica a locuințelor, analizeaza situația resurselor pentru producerea de energie electrica si termica. Secțiunea cuprinde si o analiza SWOT.

Sistemul existent de alimentare centralizata cu căldură a Municipiului Ploiești este alcătuit din:

  • •   Sursele de producere a energiei electrice si termice: Centrala Electrica de Termoficare (CET) Brazi si 2 Centrale Termice (CT);

  • •   Sistemul de rețele termice primar/de transport, de apa fierbinte, pentru alimentarea cu căldură a consumatorilor din Municipiul Ploiești, se compune din magistrale si racorduri pentru punctele termice si consumatori. Lungimea totala a traseului rețelei termice primare este de 63 km traseu;

  • •   Sistemul de distribuție a căldurii este compus din:

o 86 puncte termice si 36 de module termice apartinand consumatorilor non-casnici;

o rețeaua termica secundara, de la punctele termice la consumatori (clădiri), pentru alimentarea cu căldură si apa calda de consum, cu o lungime totala de traseu de 92,8 km;

o 2 centralele termice de cvartal;

o rețeaua termica aferenta CT de zona;

  • •   Consumatorii casnicii si non-casnici.

Capacitatile de producție din CET Brazi existente sunt următoarele:

  • •   2 cazane de abur energetic de cate 420 t/h fiecare (C5, C6);

  • •   1 cazane de apa fierbinte de catelOO Gcal/h (CAF1);

  • •  2 turbogeneratoare cu condensatie si prize reglabile de 105 MW (TA5,TA6);

  • •  1 turbogenerator cu contrapresiune de 50 MW (TA7) - actualmente in conservare;

RomCapital

Invest •••

  • •  1 turbina cu gaze si cazan recuperator, avand puterea electrica de 26MWe si puterea termica de 36,1 MWt;

  • •  1 motor termic avand putere electrica de 1,03 MWe si putere termica de 1,255 MWt;

  • •  1 cazan de abur: debit abur 6 t/h; presiune de 8 bar si temperatura de 1750 C;

  • •   1 cazan de abur: debit abur 6 t/h; presiune de 12 bar si temperatura de 1750 C.

Parametrii disponibili actuali ai cazanelor de abur de 420 t/h la funcționarea cu combustibil de baza (gaz metan) sunt cei nominali iar randamentul acestora este de 92 %. La cazanul nr. 5 sunt montate arzatoare cu NOX redus, dar valoarea concentrației NOX pe care acestea o pot realiza sunt peste valoarea maxim admisa începând cu 01.01.2016, conform Directivei 2010/75/CE.

Schema termica a CET Brazi permite o elasticitate si o siguranța sporite in alimentarea consumatorilor. De asemenea, prin construcția turbinelor existente (2 turbine cu condensatie si prize reglabile) se poate asigura o mare elasticitate in funcționare din punct de vedere al asigurării simultaneității cererilor momentane de căldură si energie electrica. In perioada de vara, necesarul de energie termica este asigurat de turbina cu gaze si cazan recuperator, precum si de motorul termic.

Cele doua centrale termice existente, CT Bucov si CT 23 August, au fost modernizate si au in componenta următoarele echipamente:

  • •   cazane pentru apa calda 90/70°C, funcționând pe gaze naturale;

  • •  schimbătoare de căldură cu placi de otel inox;

  • •   vas de expansiune a apei, vas inchis cu membrana si perna de azot, fara contact intre agentul termic si aer, soluția ducând la diminuarea proceselor de coroziune;

  • •   pompe cu protecție electronica (inclusiv pentru funcționarea in 2 faze).

Din cele 86 PT-uri urbane existente sunt alimentați consumatorii de căldură urbani; in prezent sunt racordate 54,148 apartamente.Cele 36 PT-uri/MT-uri industriale existente alimentează consumatorii industriali.

Punctele termice au fost modernizate prin instalarea de schimbătoare de căldură cu placi, introducerea pompelor de circulație cu turatie variabila pentru încălzire, prin introducerea de instalații de automatizare, de regulatoare de presiune diferențiala, masura-control si contoare la nivelul punctelor termice pentru apa calda de consum (a.c.c) si pentru încălzire.

Sistemul primar de transport al agentului termic (apa fierbinte) este de tip arborescent. Componentele de baza ale sistemului sunt magistralele de termoficare, fiecare avand ramificații si racorduri pana la cele 86 puncte termice urbane si la cele 36 puncte/module termice industriale, de la care se face distribuția energiei termice către consumatorii aflati in Municipiul Ploiești. Rețelele primare, cu o lungime totala de conducte de cca. 151,53km (cu 2, 3 sau 4 conducte), sunt in amplasare supraterana (cca. 37%) si amplasare subterana (cca.63%), in canale vizitabile sau nevizitabile.

Activitățile de reparații realizate in ultimii ani au inlaturat o parte importanta a punctelor slabe, dar aspectele de uzura fizica si morala a conductelor continua sa conducă la valori relativ ridicate ale pierderilor de căldură. Lipsa unui sistem de monitorizare si control al rețelei primare a condus la imposibilitatea intervenției in timp real pentru eliminarea deficientelor, ca urmare a depistării cu dificultate a locului avariei.

Sistemul secundar de distribuție aferent celor 86 PT, cu o lungime totala de conducte de circa 353,5 km respectiv 92,8 km de traseu, compus din 4 sau 3 conducte (2 de incalzire si 1 de apa calda de consum -in general lipsește conducta de recirculare, care este montata doar la rețelele reabilitate, in soluția preizolata) are diametre de la Dn 25pana la Dn 200.

RomCapital

învest. •••

S-au efectuat lucrări de reabilitare a rețelelor secundare in proporție de circa 50%, utilizindu-se conducte preizolate; sursele de finanțare au fost BERD si/sau surse proprii ale operatorului.

In ceea ce privește poluarea aerului, poluantii vizați sunt in dioxizii de sulf, oxizii de azot si pulberile. Emiterea acestor poluanti in atmosfera este reglementata prin Directiva 2012/75/CE, referitoate la limitarea emisiilor de poluanti provenite de la instalațiile mari de ardere. Legea 278/2013 privind emisiile industriale prevede la secțiunea 3-a valorile limita ale concentrațiilor emisiilor provenite din instalații mari de ardere.

Din analiza comparativa a valorilor limita ce trebuie respectate conform cu prevederile Directivei 2010/75/CE si a Legii 278/2013 Secțiunea 3 - Valori-limita de emisie, rezulta ca nici cazanele de abur 420 t/h si nici CAF 100 Gcal/h nu respecta aceste valori. CAF 2 poate funcționa, fiind cuprins in Planul National de Tranziție pana la finele anului 2022.

In aceasta situație, sursele de producere a energei termice care mai pot funcționa in iarna 2018-2019 sunt CAF 2, turbina cu gaze si motorul termic. începând cu aceasta iarna este problematica asigurarea necesarului de energie termica al Municipiului Ploiești in condițiile de respectare a normelor de mediu. Este necesar sa fie executate, in regim de urgenta, lucrări de conformare la normele de mediu la cazanul de abur nr. 5 de 420 t/h.

Pentru reducerea concentrației de SO2 se recomanda înlocuirea pacurii (care este un combustibil de rezerva ce se consuma numai când este scăzută presiunea gazelor naturale) cu combustibil lichid ușor (CLU) cu conținut de S< 0,2% si conținut de N2<0,2%. Daca nu se poate renunța total la păcură, aceasta trebuie folosita anual intr-un număr de maxim 100 de ore, permise de reglementările legale pentru depășirea valorilor emisiilor reglementate. Pana in anul 2022 (inclusiv) exista derogare.

In vederea imbunatatirii eficientei energetice a clădirilor, cum prevede Directiva 2012/27/UE si Legea 372/2005 cu modificările si completările ulterioare, este necesara reabilitarea termica a clădirilor. Clădirile încadrate in clase de risc 0-111 trebuie reabilitate structural. Pana in prezent sunt reabilitate 63 blocuri, adica 4.183 apartamente.

Programul de reabilitare termica a locuintelor/blocuri in perioada 2018-2020 include 14 blocuri, adica 537 apartamente cu o suprafața construita de circa 26.850 m2. Pentru aceste investiții sunt depuse 14 apeluri pentru finanțare din Programul Operațional Regional 2014-2020 Axa 3 „Sprijnirea tranziției către o economie cu emisii scăzute de carbon".

Analiza tehnica include si o analiza SWOT. In cadrul analizei SWOT s-a tinut seama de faptul ca:

  • •   Punctele tari si punctele slabe sunt concepte „statice", bazate pe parametrii descriptivi, intr-o perioada determinata de timp. Ele reprezintă "ce exista".

  • •   Oportunitățile si amenințările au in vedere viitorul, si se refera la alegerile care fac in procesul de planificare. Ele reprezintă „ ceea poate fi".

Analiza de piața a resurselor pornește de la situația actuala a rezervelor certe, corelata cu o estimarea cat mai realista a resurselor potențiale si in stransa corelație cu previziunile privind consumul de resurse determinat de cererea de energie finala. Acoperirea cererii de energie primara in Romania va fi posibila prin creșterea utilizării surselor regenerabile de energie si prin importuri de energie primara - gaze, titei. Gradul de dependenta de importuri va depinde de descoperirea de noi resurse interne exploatabile precum si de modul de exploatare a rezervelor descoperite in Marea Neagra.

In ultimii ani, producția interna constanta si consumul in scădere au redus ponderea anuala a importurilor de gaze de la 15% in 2013 la 7,5% in 2014 si la doar 2,5% in 2015. In schimb, in 2016, pe fondul cotatiilor in scădere ale petrolului, importurile prin contracte pe termen lung au ajuns la preturi egale sau chiar mai mici decât cele din producția interna. In anii ce urmeaza, pentru producătorii de gaze din Romania va fi importanta menținerea la un nivel competitiv in raport cu sursele din import.

RomCapital

învest

Sursele regenerabile de energie din Romania au un potențial teoretic important, astfel ca se extimeaza ca producția de energie din SRE va creste in ritm susținut, de la 86 TWh in 2030 la 129 TWh in 2050. Potențialul utilizabil al acestor surse este mult mai mic, datorita limitărilor tehnologice, eficientei economice si a restricțiilor de mediu.

Evoluția consumului de căldură pe o perioada de 20 de ani prezintă un trend descrescător avand in vedere următoarele premise:

  • a) pentru consumul casnic :

  • •   in anul 2018 consumul ramane in limitele celui realizat in anul 2017;

  • •   rata de bransare, deci si consumul de energie termica scad cu 1% anual, ceea ce reprezintă aproximativ media din perioada 2015-2017;

  • •  ca urmarea a obligațiilor de reducere a consumului de căldură a locuințelor reabilitare termica, s-a prevazutca se izolează termic toate clădirile de locuit in maxim 25 de ani; scăderea consumului datorita anveloparii clădirilor reduce consumul cu 25%; anual, reducerea este de 1%.

L *

  • b) pentru consumul non-casnic:

  • •   consumatorii non-casnici nu se debranseaza;

  • •  consumatorii agenti economici nu au obligația expresa de izolare termica a clădirilor, insa instituțiile publice au aceasta obligație; s-a stabilit ca toate clădirile agentilor economici si toate instituțiile publice se vor anvelopa in maxim 25 de ani, deci reducerea de consum va fi de 1% pe an.

  • c) începând cu anul 2019, pierderile se vor reduce gradual in următorii 10 ani, in funcție de investitile ce vor fi realizate pentru reabilitarea rețelelor termice primare si secundare. Anual, pierderile se vor reduce cu circa 13.000 Gcal, pana la valoarea de 70.000 Gcal/an, care reprezintă aproximativ pierderile teoretice din rețele, calculate pentru conducte preizolate, la diametrele si lungimile existente, in condiții de temperatura exterioara medie iarna de 2,3°C si vara de 22°C.

Din datele prezentate in strategie, ținând seama de evoluția viitoare a resurselor de combustibili fosili, coroborat cu cerințele de mediu a rezultat ca :

arderea acestora se face in cele mai moderne echipamente BAT-uri, de producere a energiei electrice si termice in cogenerare de inalta eficienta existente pe piața;

- arderea acestora se face cu cel mai mare randament;

'                    - din arderea acestora rezulta cea mai scăzută cantitate de emisii de gaze cu efect de sera;

nu necesita depozitarea integrala, operație care implica costuri suplimentare.

  • •   Păcură prezintă următoarele avantaje:

necesita capacitati de depozitare din timpul verii pentru a se asigura consumul iarna, cantitatea de păcură rezultata prin rafinarea țițeiului in PetroBrazi este de numai 6%; depozitarea presupune costuri operaționale.

randamentul de producere a energiei electrice si termice este cu cel puțin 2% mai scăzut decât in cazul gazelor naturale.

gazele rezultate din ardere necesita desulfurare ceea ce presupune costuri mari de investiție si operare.

  • •   Lignit si huila au următoarele dezavantaje:

sunt amplasate la distanta mare fata de municipiul Ploiești, deci cheltuielile de transport sunt mari;

putere calorifica este mica in comparație cu gazele naturale sau păcură;

RomCapital

Invest •••

randamentul de producere a energiei, chiar in cogenerare, este mai redus decât in cazul arderii gazelor naturale sau pacurii;

arderea lignitului si a huilei implica desulfurarea gazelor de ardere cu costuri de operare ridicate, precum si halda pentru depozitarea zgurei si cenusei;

  • •  Deșeuri municipale

Este prevăzută utilizarea deșeurilor municipale pentru a se evita depozitarea acestora si suportarea unor costuri de depozitare ridicate.

  • •  Resurse regenerabile

Potențialul județului Prahova, din punctul de vedere al resurselor regenerabile, ce ar putea fi utilizate pentru producerea energiei termice, se limitează la biomasa. Cum tehnologia de utilizare a biomasei are un cost ridicat si inca nu este stabila legislația din punct de vedere al susținerii / promovării arderii biomasei, acest combustibil nu este sigur pentru alimentarea cu energie termica a circa 150.000 locuitori ai municipiului Ploiești. De asemenea, in zona exista 2 centrale private de producere a energiei electrice si termice (CET Teleajen si CET Brazi OMV) care ard reziduri petroliere si cocs de petrol rezultate din rafinarea si prelucrarea pacurii grele, la Rompetrol Midia.

Analiza financiara

Evaluarea performantelor financiare ale sistemului de termoficare a fost realizata luând in considerare atat contextul economic si social din Județul Prahova si Municipiul Ploiești (analiza "macro") cat si situația financiara la nivelul Veolia Energie Prahova (VEP) (analiza "micro"). S-au utilizat date statistice si informații financiare de la operator.

Ponderea salariului mediu brut in Județul Prahova in media naționala s-a menținut in ultimii trei ani la peste 98%, cu o ușoara scădere in 2015 si 2016 fata de nivelul din 2014.

In ce privește suportabilitatea, factura medie plătită de consumatorii casnici are o evoluție ușor crescătoare, datorita, in principal, creșterii cantitatii facturate. Indicele de suportabilitate este in prezent in jur de 4,83%, fiind mult sub limita tinta recomandata de strategia naționala si de Ghidul de Analiza Cost beneficiu ceea ce arata ca preturile actuale sunt suportabile. In calcularea indicelui de suportabilitate s-a considerat ipoteza ca la nivelul anului 2016 categoriile de gospodarii care nu au mai solicitat ajutor de incalzire sunt cele din categoriile 60% - 5% (ex. 60% reprezintă ajutorul de încălzire calculat ca procent din factura de energie termica).

Indicele de suportabilitate pentru cinci categorii de familii (60%, 50%, 40%, 30% si 20%) a depășit nivelul maxim recomandat de 8,5% ceea ce arata ca, in cazul in care aceste gospodarii nu au mai solicitat ajutor de incalzire, factura de incalzire a reprezentat o presiune semnificativa pe bugetul familiei. Pentru celelalte categorii de gospodarii, indicele de suportabilitate a fost sub pragul de 8,5%, cu mențiunea ca si categoria de familii cu 10% nivel de subvenționare înregistrează un indice de suportabilitate de 8,4%.

La nivel total, aceste categorii de gospodarii cu venituri reduse reprezintă insa maxim 12% din total număr de gospodarii conectate deci, la nivelul actual de tarifare, indicele de suportabilitate este sub limita maxima suportabila de 8,5%.

Analiza comparativa a prețului plătit pentru SACET versus prețul plătit pentru centrala individuala reliefează ca prețul actual plătit de consumatorii casnici reprezintă :

  • •   57% din costul total al opțiunii cu centrala de apartament daca se considera recuperarea investiției si

  • •   70% din costul total al opțiunii cu centrala de apartament daca se considera doar costul unitar de funcționare.

RomCapital

învest •••

Din analiza se poate concluziona ca diferența de cost intre sistemul centralizat si opțiunea cu centrala individuala nu reprezintă criteriul principal in decizia unui consumator de deconectare de la sistemul centralizat. Ddecizia de deconectare este determinata, in principal, de alte motive: necesitatea de a avea un control al costurilor (posibilitatea de a închide centrala pe timpul zilei), aspecte de legate de calitatea serviciului, furnizarea de apa calda, gradul mic de conectare in clădire si modul de alocarea costurilor comune, etc.

Analiza realizata la nivelul operatorului arata ca VEP a înregistrat pierderi financiare in ultimii ani.

In structura veniturilor din vanzarea de energie termica, veniturile din vanzarea către populație au cea mai mare pondere. Ponderea subvenției pentru diferența de preț finanțata de către bugetul local reprezintă 3,5% din total venituri. In cazul in care aceasta ar scadea nu va fi afectata cifra de afaceri, dar va creste presiunea asupra consumatorilor casnici prin creșterea prețului local de facturare.

Ritmul de creștere al veniturilor din exploatare este insa lent, acestea crescând cu 1,76% in 2016 fata de 2015 si cu 5,76% in 2017 fata de 2016. Prin comparație, se observa o creștere accentuata a costurilor fixe in ultimul an, respectiv de 32,37% in 2017 fata de 2016, in timp ce cheltuielile variabile au crescut cu <             5,24% in aceeași perioada. Aceasta diferența explica pierderile inregistrate de companie.

In ultimii doi ani (2016 si 2017) se observa o incetinire a procesului de deconectare si o accelerare a creșterii cantitatii individuale facturate pe gospodărie. Creșterea cantitatii individuale de energie termica facturata pe gospodărie este rezultatul in principal al creșterii zilelor grade din ultimii ani de la 2.751,4 in 2015 la 3.038,2 in 2017.Cantitatea facturata către consumatorii non-casnici a scăzut in 2016 si 2017.

In medie, evoluția tarifelor a fost relativ constanta in ultimii ani, atat pentru consumatorii casnici, cat si pentru agenții economici si instituții. Cu toate acestea, in aceasta perioada au fost inregistrate fluctuații semnificative ale tarifului, datorate in principal necesității recuperării diferenței unitare de 30,01 RON/Gcal, ca urmare a modificării prețului combustibilului din perioada noiembrie 2012 - decembrie 2015. Pentru populație, aceasta diferența a fost acoperita din bugetul local al Municipiului Ploiești.

Costurile fixe au inregistrat o creștere accentuata in ultimul an, respectiv de 32,37% in 2017 fata de 2016, in timp ce cheltuielile variabile au crescut cu 5,24% in aceeași perioada.

Principalele concluzii ale Raportului AS - IS sunt prezentate in capitolul V.

*apitaL-J%

In vest

  • II.      ANALIZA CADRULUI LEGAL SI INSTITUȚIONAL IN DOMENIUL ENERGIEI TERMICE

  • A. CADRUL LEGAL DE PRESTARE A SERVICIULUI PUBLIC DE ALIMENTARE CU ENERGIE TERMICA

  • 1. Autoritati de reglementare pentru sectorul de termoficare

In 1998, Ordonanțele de Urgenta nr. 29 si 63 au hotarat înființarea, organizarea si regulile de funcționare ale entitatii care joaca rolul principal in sectoarele de energie, gaze si termoficare, si anume Autoritatea Naționala de Reglementare in domeniul Energiei (ANRE). Responsabilitățile principale ale ANRE la acel moment erau legate de implementarea cadrului de reglementare pentru piața concurentiala de energie electrica.

In prezent,responsabilitățile ANRE acopera o gama larga de activitati: acordarea licențelor sau permiselor, aprobarea preturilor si tarifelor, emiterea metodologiilor de calcul, aprobarea reglementarilor tehnice si comerciale pentru operarea eficienta si sigura a sectoarelor de energie electrica, energie termica si gaze, aprobarea altor regulamente, reguli, studii si documente privind energia electrica, energia termica si gazele.

ANRE a fost responsabila, de asemenea, de implementarea procesului de separare a sectorului energiei electrice de sectorul de alimentare cu energie termica. Un punct de cotitura important in acest proces l-a reprezentat restructurarea producției de energie electrica. In anul 2000 au fost infiintate 2 societăți de stat, in baza tehnologiilor de producție a energiei: SC Hidroelectrica SA si SC Termoelectrica SA.

La cererea Instituțiilor Financiare Internationale, in toamna anului 2001, a început procesul de restructurare al SC Termoelectrica SA - in scopul asigurării viabilității financiare a societății si pentru a separa cele doua activitati diferite, adica producția de energie termica si cea de energie electrica. Printr-o serie de Hotarari de Guvern, 18 centrale de producere a energiei termice (centrale termice si de cogenerare) au fost transferate in coordonarea autoritatilor locale. Printre ele se afla si CET Brazi, care a fost transferata de la compania de stat SC Termoelectrica SA in domeniul public si sub administrarea Consiliului Județean Prahova.

In 2004, Consiliul Județean Prahova - proprietar al CET Brazi si al rețelelor de transport energie termica, si Municipiul Ploiești - proprietar al rețelelor de distribuție energie termica, au decis sa creeze împreuna sistemul de termoficare din Ploiești (producție - transport - distribuție si furnizare) si sa concesioneze operarea sistemului către un operator privat. La sfârșitul unui proces de selecție, Veolia a devenit operatorul privat care a semnat Contractul de Delegare prin Concesiune a Serviciilor Publice, asa cum este descris in capitolul de mai jos.

Pana in a n u I 2000, sta b i I irea-p r etu I u i-pe ntr u-e n e rgieel ectri ca-si-en ergi e-te rm i ca-era responsabil i ta tea Biroului Concurentei, fiind considerata activitate de monopol. Preturile erau modificate trimestrial, conform evoluției cursului de schimb valutar USD/RON.

După anul 2000, ANRE a devenit responsabila de reglementarea sectorului de termoficare si a emis legislația secundara, incluzând licențele, metodologiile prețului pentru energia termica, codurile tehnice, standardele de performanta, etc. Preturile locale pentru energie termica pentru fiecare sistem de termoficare au fost stabilite in baza costurilor justificate pentru fiecare activitate - producție, transport, distribuție si furnizare.

  • 2. Principalele acte normative naționale care guvernează sectorul de termoficare

Principalele acte normative naționale care guvernează serviciul public de alimentare cu energie termica sunt Legea nr. 325/2006, Legea nr. 51/2006 a serviciilor comunitare de utilitati publice si Legea nr. 225/2016 pentru modificarea si completarea Legii serviciilor comunitare de utilitati publice nr. 51/2006.

RomCapital J*~

Invest

Legea n'r. 325/2006 reglementează desfasurarea activitatilor specifice serviciilor publice de alimentare cu energie termica utilizata pentru încălzire si prepararea apei calde de consum, respectiv producerea, transportul, distribuția si furnizarea energiei termice in sistem centralizat.

Legea 51/2006 stabilește cadrul juridic si instituțional unitar, obiectivele, competentele, atribuțiile si instrumentele specifice necesare înființării, organizării, gestionarii, finanțării, exploatării, monitorizării si controlului furnizarii/prestarii reglementate a serviciilor comunitare de utilitati publice.

Prin Legea nr. 225/2016 a fost modificat substanțial cadrul de reglementare in domeniul serviciilor publice de alimentare cu energie termica, cu referire expresa la desemnarea ANRE ca autoritate competenta in materie.

Parlamentul a aprobat in anul 2001 Legea nr. 326 a Serviciilor Publice, care a creat cadrul legal pentru stabilirea, organizarea, monitorizarea si controlul serviciilor comunitare pentru utilitățile publice din județe, orașe si comune. A fost creata o noua autoritate de reglementare - Autoritatea Naționala de Reglementare pentru Serviciile Comunitare ale Utilităților Publice (ANRSC), care este responsabila cu reglementarea energiei termice - producția, transportul, distribuția si furnizarea, cu excepția energiei termice produse in cogenerare. Organizarea si funcționarea ANRSC este stabilita prin Hotararea de Guvern nr. 373/2002, modificata si completata prin Hotararea de Guvern nr. 437/2004.

Sistemele integrate de încălzire urbana, cu producatia de energie termica in cogenerare, au ramas sub autoritatea ANRE pentru toate etapele - producție, transport, distribuție si furnizare, pana in 2006, când a fost adoptata o lege speciala privind serviciul public de incalzire (Legea nr. 325/2006 - reglementând activitatile specifice ale serviciului public pentru furnizarea de energie termica pentru incalzire si apa calda si anume producția, transportul, distribuția si furnizarea energiei termice intr-un sistem centralizat, in standarde eficiente si calitative, cu scopul de a obține utilizarea optima a resurselor de energie si de a proteja mediul). începând cu acel moment, operatorii de termoficare care produc energie termica in cogenerare sunt reglementați de doua autoritati: ANRE pentru producția in cogenerare si ANRSC pentru serviciile de transport, distribuție si furnizare.

Legislația in vigoare nu asigura condițiile pentru ca ANRE sa-si poata exercita atribuțiile de autoritate competenta pentru serviciul public de alimentare cu energie termica din considerentele descrise in cele ce urmeaza.

Pentru ca ANRE sa-si exercite prerogativele, sunt inca necesare completări ale cadrului legal referitoare ia preluarea atribuțiilor, precum si clarificarea ariei de aplicabilitate a Legii nr. 325/2006 cu privire la repartizarea de costuri pentru energia termica pe proprietăți individuale din imobilele tip condominiu, In conformitate cu prevederile Legii nr. 225/2016 s-au abrogat articolele din Legea nr. 51/2016 referitoare la reglementarea repartizării de costuri (autorizații, regulamente, norme metodologice, metodologii) cu excepția predării la ANRE a autorizațiilor existente de montare si exploatare a sistemelor de repartizare a costurilor pentru incalzire si apa calda de consum. Având in vedere ca domeniul de aplicabilitate al Legii nr. 325/2006 este limitat la serviciul de alimentare cu energie termica in sistem centralizat, este necesara completarea cadrului legal si reglementarea activitatii de repartizare a costurilor pentru incalzire si apa calda de consum in condominii

Cadrul actualizat de reglementari comunitare in sectorul energiei termice include următoarele acte normative:

  • •   Directiva 2008/50/CE a Parlamentului European si a Consiliului din 21 mai 2008 privind calitatea aerului inconjurator si un aer mai curat pentru Europa, cu data de transpunere 10/06/2010;

  • •   Directiva 2010/75/UE a Parlamentului European si a Consiliului din 24 noiembrie 2010 privind emisiile industriale (prevenirea si controlul integrat al poluării), cu data a transpunerii de 07/01/2013. începând cu data de 1 ianuarie 2016, aceasta directiva abroga Directiva 2001/80/CE a Parlamentului European si a Consiliului din 23 octombrie 2001 privind limitarea emisiilor in

invest, •••

atmosfera a anumitor poluanti provenind de la instalații de ardere de dimensiuni mari. Totodată, directiva menționata a abrogat prevederile Directivei 2008/1/CE a Parlamentului European si a Consiliului din 15 ianuarie 2008 privind prevenirea si controlul integrat al poluării de la data de 7 ianuarie 2014;

  • •   Directiva 2012/27/UE a Parlamentului European si a Consiliului din 25 octombrie 2012 privind eficienta energetica, de modificare a Directivelor 2009/125/CE si 2010/30/UE si de abrogare a Directivelor 2004/8/CE si 2006/32/CE, cu data de transpunere 05/06/2014;

  • •   Directiva 2009/72/CE a Parlamentului European si a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piața interna a energiei electrice si de abrogare a Directivei 2003/54/CE;

  • •   Directiva 2009/73/CE a Parlamentului European si a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piața interna in sectorul gazelor naturale si de abrogare a Directivei 2003/55/CE.

Directiva privind Eficienta Energetica(EED)

Directiva 2012/27/CE privind eficienta energetica modifica Directivele 2009/125/CE si 2010/30/CE si abroga Directivele 2004/8/CE si 2006/32/CE. Directiva menționează potențialul semnificativ in economisirea energiei primare al cogenerarii de înalta eficienta, al sistemelor de încălzire si răcire si indeamna Statele Membre sa efectueze o evaluare a acestui potențial.

Directiva definește sistemul eficient de încălzire si răcire ca fiind unul care folosește cel puțin 50% energie din surse regenerabile, 50% căldură reziduala, 75% energie termica produsa in cogenerare sau 50% dintr-o combinație de tipul celor sus-mentionate. In multe orașe din Romania, energia termica furnizata de sistemul de termoficare era produsa in cogenerare, astfel incat exista un potențial considerabil pentru dezvoltarea pe termen lung a sistemelor eficiente de termoficare, fiind insa necesar sprijin financiar nerambursabil intensiv.

Directiva schemei de comercializare a emisiilor (ETS)

Cadrul european privind comercializarea emisiilor se bazeaza pe Directiva 2003/87/CE privind schema economica si eficienta pentru comercializarea in interiorul Comunității Europene a emisiilor de gaze cu efect de sfera si Directiva 2009/29/CE care amendeaza Directiva 2003/87/CE in sensul îmbunătățirii si prelungirii schemei referitoare la comercializarea permisului pentru emisia de gaze cu efect de sera.

începând cu a treia faza a ETS (2013 - 2020) entitatile care emit gaze cu efect de sera trebuie sa isi achiziționeze permisele de pe piața. In aceasta faza a ETS (2013-2020), cote degresive de permise gratuite sunt distribuite doar termoficarii si doar pentru energia termica furnizata populației.

  • 3. Zonele unitare de incalzire

Intrarea in vigoare a Legii nr. 325/2006 a intarit principiul „un condominiu - un singur sistem de incalzire". Legea a definit Zonele Unitare de Incalzire ca areal geografic apartinand unei unitati administrativ teritoriale, iar pe considerente tehnice reprezintă zona deservita de rețeaua de agent termic primar sau puncte termice cu rețelele aferente la care se adauga zonele de protecție sau servitute. Scopul acestei prevederi este acela de a proteja investițiile efectuate in sistemele de termoficare. „Zonele unitare de incalzire" se stabilesc in general pe baza următoarelor principii de strategiei locale in domeniul energiei:

  • •   Accesibilitatea populatei la resurse energetice pentru incalzire (accesul populației la incalzire si apa calda de consum);

  • •   Siguranța in alimentarea cu energie termica (diversificarea surselor si furnizorilor de resurse, posibilitatea funcționarii centralelor de producție cu mai multe tipuri de combustibili, utilizarea resurselor neconventionale regenerabile de energie);

RomCapital

In vest •••



  • •   Eficienta energetica a instalațiilor (reducerea consumurilor de combustibili prin modernizare / reabilitare, promovarea sistemelor de cogenerare centralizata, etc);

  • •   Impactul redus asupra mediului;

  • •   Reducerea pericolului de foc si explozii in locuințe prin promovarea sistemelor de incalzire fara foc deschis;

  • •   Respectarea legislației naționale si europene in domeniul energiei si protecției mediului inconjurator.

Autoritățile administrației publice locale au obligația de a aproba existenta zonelor de incalzire unitara prin hotarare de Consiliu Local, in baza studiilor de fezabilitate privind dezvoltarea locala.

Debransarea totala a instalațiilor interioare de incalzire si/sau pentru apa calda de consum se poate face in mai multe condiții cumulative dintre care cea mai importanta este ca acestea sa nu se afle in zona unitara de incalzire pentru care autoritatea administrației publice locale a stabilit ca incalzirea se realizează exclusiv in sistem centralizat. Este important de subliniat ca operatorul sistemului de termoficare are posibilitatea de a refuza debransarea daca clientul aparține unei zone de incalzire unitara.

  • 4. Reglementarea prețului gazelor

Romania s-a angajat in fata instituțiilor internaționale (Fondul Monetar International, Banca Mondiala, Banca Europeana pentru Reconstrucție si Dezvoltare si Uniunea Europeana) sa elimine preturile reglementate pentru consumatorii casnici si consumatorii industriali si sa le alinieze la preturile din celelalte tari ale Uniunii Europene. Pentru ca acest proces sa nu fie perceput agresiv de către consumatori, printr-o creștere brusca a prețului, Guvernul României a adoptat metoda calendarelor de eliminare treptata a preturilor.

Conform HG 488/2015 prețul pentru gazele destinate consumatorilor casnici si producătorilor de energie termica ar fi urmat un calendar reglementat de creștere. Ulterior, OUG 64/2016 prevede liberalizarea preturilor la gazele din producția interna incepand cu 1 aprilie 2017, insa pana in 2021, tarifele din facturile finale ale consumatorilor casnici vor putea fi tinute sub control de către ANRE prin reglementare transportului si distribuției.

  • 5. Mecanismul de stabilire a tarifelor

Preturile practicate pentru pentru energia termica sunt:

  • •   Preț local - preț format din prețul de producere a energiei termice si tarifele serviciilor de transport, distribuție si furnizare, aprobat de autoritatea administrației publice locale sau de asociația de dezvoltare comunitara, după caz, cu avizul autoritatii de reglementare competente, pentru fiecare operator care are si calitatea de furnizor;

  • •   Preț local pentru populație - preț pentru energia termica furnizata si facturata populației prin SACET, aprobat prin hotarare a autoritatii administrației publice locale sau a asociației de dezvoltare comunitara, după caz, in conformitate cu prevederile legale;

Metoda de stabilire a prețului local pentru serviciile publice de alimentare cu energie termica este următoarea :

• Preț de producere a energiei termice in cogenerare - aprobat de ANRE si a cărui metodologie de stabilire este reglementata prin Ordin ANRE 15/2015;


RomCapitaL*** înwst:

  • •   Preț de producere a energiei termice - aprobat de ANRSC si a cărui metodologie de stabilire este reglementata prin Ordinul ANRSC 66/2007;

  • •  Tarif de transport a energiei termice - aprobat de autoritatea administrației locale cu avizul ANRSC (Ordin ANRSC 66/2007);

  • •   Tarif de distribuție a energiei termice - aprobat de autoritatea administrației locale cu avizul ANRSC (Ordin ANRSC 66/2007).

Formarea acestor preturi se bazeaza pe metodologii emise de ANRE/ANRSC si cuprind cheltuielile de exploatare, cheltuielile financiare si, in cazul metodologiilor ANRSC, o cota de profit de maximum 5%. Diferența dintre preturile locale ale energiei termice si preturile locale pentru populație este acoperita de la bugetele administrației publice locale (reglementat prin OG 36/2006). Conform acestui OUG, au fost eliminate subvențiile de la bugetul de stat, efortul revenind in întregime administrației publice locale.

Este important de retinut ca in conformitate cu cerințele POIM 2014-2020, ghidul Jaspers prevede ca acest preț sa fie analizat in raport cu suportabilitatea medie a serviciilor de termoficare pentru consumatorii cu venituri medii (care nu trebuie sa depaseasca 8,5%). In urma analizei, rezulta un plan de tarifare care prevede creșteri periodice pana la limita suportabilitatii. O alta cerința a ghidului este analiza separata a categoriei vulnerabila a populației, considerata ca fiind categoria cu venituri foarte mici, pentru care trebuie descrise masuri de protecție (conform OUG 70/2011).

  • 6.      Schema de sprijin

    • 6.1.    Cadrul de reglementare

Temei juridic național:

  • •   Legea nr. 13/2007 a energiei electrice1.

  • •   HG nr. 219/2007 privind promovarea cogenerarii bazate pe cererea de energie termica utila2.

  • •   HG nr. 1069/2007 privind aprobarea Strategiei energetice a României pentru perioada 2007-

202°3'                                                                   v

  • •   HG nr. 1215/2009 privind stabilirea criteriilor si condițiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerarii de înalta eficienta pe baza cererii de energie termica utila.

  • •   HG 925/2016 pentru modificarea si completarea Hotărârii Guvernului nr. 1.215/2009 privind stabilirea criteriilor si a condițiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerarii de înalta eficienta pe baza cererii de energie termica utila

  • •   Ordin ANRE nr. 114/2013 pentru aprobarea Regulamentului de calificare a producției de energie electrica in cogenerare de înalta eficienta si de verificare si monitorizare a consumului de combustibil si a producțiilor de energie electrica si energie termica utila, in cogenerare de înalta eficienta.

RomCapital

In vest •••

Prin HG nr. 1215/2009 privind stabilirea criteriilor si a condițiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerarii de înalta eficienta pe baza cererii de energie termica utila s-a implementat schema de tip bonus aplicabila producătorilor de energie electrica si termica in cogenerare care solicita acordarea acestui sprijin pentru energia electrica produsa in cogenerare de inalta eficienta. Schema de tip bonus reprezintă ajutor de stat autorizat de Comisia Europeana ca fiind compatibil cu piața comuna conform art. 87 al Tratatului CE prin care au fost stabilite si condițiile de acordare a acestuia, inclusiv obligația de raportare anuala a modului de punere in aplicare a ajutorului. Intrarea in aplicare a schemei de sprijin de tip bonus a avut loc la 1 aprilie 2011.

Schema de sprijin pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta propusa instituie un mecanism de sprijin transparent prin care se urmărește acoperirea diferenței dintre costul producerii energiei electrice in cogenerare de inalta eficienta si prețul de vanzare al acesteia. In baza schemei de ajutor propuse, producătorii de energie electrica si termica in cogenerare primesc lunar, pentru fiecare unitate de energie electrica (exprimata in MWh), produsa in cogenerare de inalta eficienta si livrata in rețelele electrice ale Sistemului Energetic National, o suma de bani denumita "bonus". Bonusurile sunt determinate pentru trei combustibili utilizați pentru producerea de energie electrica si termica in cogenerare: combustibil solid, i              combustibil gazos asigurat din rețeaua de transport si combustibil gazos asigurat din rețeaua de distribuție

si se acorda producătorilor de energie electrica si termica stabiliți anual de către ANRE. Valoarea bonusului este aceeași pentru toti producătorii de energie electrica si termica ce utilizează același tip de combustibil. O excepție de la regula unicității valorii bonusului poate aparea daca se constata in avans existenta supracompensarii unui producător, caz in care, conform Ordinului președintelui ANRE nr. 15/2015, cu modificările si completările ulterioare, valoarea bonusului acordat producătorului respectiv poate fi inferioara valorii bonusului de referința.

Prin Hotararea Guvernului nr. 925/2016 pentru modificarea si completarea Hotărârii Guvernului nr. 1.215/2009 privind stabilirea criteriilor si a condițiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerarii de inalta eficienta pe baza cererii de energie termica utila, se prevede ca schema de sprijin se aplica producătorilor de energie electrica si termica in cogenerare care solicita ANRE acordarea acestui sprijin pentru energia electrica produsa in cogenerare de inalta eficienta, pentru capacitatile de cogenerare inscrise in lista producătorilor de energie electrica si termica in cogenerare de inalta eficienta pana la data de 31 decembrie 2016, termenul pentru depunerea documentației complete necesare obținerii avizului pentru acreditare fiind 15 decembrie 2016. Prin excepție, schema de sprijin se aplica si producătorului beneficiar al schemei de sprijin care, in condițiile cadrului de reglementare elaborat de ANRE, înlocuiește, pe același amplasament, capacitati de cogenerare existente care au beneficiat de bonus pentru energia electrica cu capacitati de cogenerare de inalta eficienta, ulterior datei de 31 decembrie 2016, in limita capacitatii electrice instalate inscrise la data de 31 decembrie 2016 in lista producătorilor de energie electrica si termica in cogenerare de inalta eficienta, pentru fiecare producător beneficiar al schemei de sprijin.

Capacitatea electrica maxim instalata in centralele de cogenerare care beneficiază de schema de sprijin este de 4000 MW, pe durata de aplicare a schemei. După atingerea acestei limite, suplimentar celor aflate in schema, se acorda sprijin numai pentru centralele de cogenerare de inalta eficienta care înlocuiesc centrale de cogenerare existente

O alta modificare adusa Hotărârii Guvernului nr. 1.215/2009, prin Hotararea Guvernului nr. 925/2016, a fost si aceea ca pot beneficia de aceasta schema si producătorii care dețin unitati de cogenerare cu capacitate electrica instalata sub 1 MW.

In scopul estimării lunare a cantitatilor de energie pentru care se poate primi bonus, Regulamentul de calificare cuprinde o procedura simplificata, care se aplica lunar de către ANRE, in urma careia se emite o decizie care constituie baza acordării lunare a bonusului de către administratorul schemei de sprijin, CN Transelectrica SA. La evaluarea costurilor de producere este considerata o rata reglementata a rentabilității inainte de impozitare de cel mult 9%. Valoarea bonusurilor ce se acorda este stabilita anual

Invesț: •••

de ANRE pe perioada de acordare a schemei si are in vedere analiza costurilor activitatii de producere in cogenerare de înalta eficienta si a veniturilor rezultate din vanzarea energiei electrice produse in cogenerare si a energiei termice produse in cogenerare.

Pentru fiecare producator/centrala pe tip de combustibil, bonusul are, in principiu, valori descrescătoare, începând cu primul an de acordare pana in ultimul an de acordare (maxim 11 ani, cel mai târziu 2023), avand in vedere descreșterea valorii anuale a 6 rentabilității bazei reglementate a activelor, calculate ca produs dintre rata reglementata a rentabilității (maxim 9%) si baza reglementata a activelor centralei echivalente aferenta fiecărui an, aceasta reducandu-se pe măsură amortizării investiției. De aceea, bonusul acordat unor producători funcționând pe același tip de combustibil poate fi diferit ca urmare a situării acestora in ani diferiți de accesare a schemei de sprijin.

Pe baza cantitatilor de energie electrica produsa in cogenerare de înalta eficienta prognozate pentru anul următor si a bonusurilor corespunzătoare, se determina suma totala anuala necesara acordării acestui tip de sprijin. Aceasta se stabilește pe baza prognozei privind nivelul energiei electrice furnizate in anul următor, a sumelor necesare pentru plata bonusului, precum si a sumelor necesare administratorului schemei de sprijin (CN Transelectrica SA) pentru acoperirea costurilor induse de administrarea schemei.

Prețul reglementat pentru energia termica produsa dintr-o centrala de cogenerare care beneficiază de schema de sprijin se determina pe baza prețului de referința al energiei termice corespunzător combustibilului majoritar utilizat de capacitatile de producere din centrala respective4. Pentru a beneficia de bonus, producătorii trebuie sa vanda energia electrica pe piața concurentiala. Energia electrica care nu a fost vanduta pe piața concurentiala se poate vinde la preț reglementat, stabilit la nivelul de 90% din media prețului pe PZUS in anul anterior, prin contracte reglementate, in limita cererii de energie electrica aferente contractelor reglementate. Preturile de referința pentru energia electrica se utilizează doar in analizele de antesupracompensare si de supracompensare, producătorii comercializând energia electrica pe piața de energie electrica, la preturi nereglementate, conform programului de liberalizare a pieței de energie electrica.

Contribuția pentru cogenerare, stabilita sub forma de tarif unitar aplicabil energiei electrice facturate, se colectează de la toti consumatorii din Romania, prin intermediul furnizorilor lor sau direct.

După incheierea fiecărui an, au loc regularizări:

  • •  Sunt determinate cu exactitate cantitatile de energie electrica produse in cogenerare de înalta eficienta de către fiecare configurație a fiecărui producător, iar din diferența fata de suma cantitatilor lunare rezulta valorile bonusului neacordat sau necuvenit;

  • •  Sunt determinate ex-post situațiile de supracompensare, din care rezulta sumele care trebuie returnate de către producători;

  • •  Pentru producătorii la care nu se constata o supracompensare, in cadrul analizei de supracompensare, si care au avut aprobat prin decizie a ANRE un bonus diminuat fata de bonusul de referința, se realizează regularizarea sumelor respective, in limita valorii bonusului de referința aferent perioadei de evaluare a supracompensarii (s-a aplicat începând cu anul 2015);

  • •  Este determinat deficitul sau surplusul de fonduri colectate din contribuția pentru cogenerare comparativ cu necesarul real pentru acordarea bonusului, urmând majorarea sau diminuarea corespunzătoare a contribuției pe perioada următoare de reglementare.

Conform Metodologiei de stabilire a prețurilor pentru energia electrică și termică, produsă și livrată din centrale de cogenerare ce beneficiază de schema de sprijin, respectiv a bonusului pentru cogenerarea de înaltă eficiență, aprobate prin Ordinul ANRE nr. 15/2015, cumodificările și completările ulterioare.

5Piata pentru Ziua Următoare este piața centralizata pentru vanzarea si cumpărarea energiei electrice in ziua de livrare care urmeaza imediat după ziua de tranzacționare, conform Codului comercial al pieței angro de energie electrica, aprobat prin Ordinul președintelui ANRE nr. 25 din 22 octombrie 2004, publicat in Monitorul Oficial nr. 989 din 27.10.2004.

RomCapital ♦♦ învest


Bonusul nu se acorda instalațiilor complet amortizate.

  • 6.2. Mecanismul de supracompensare

Prin Ordinul ANRE nr. 84/2013, cu modificările si completările ulterioare, a fost aprobata Metodologia de determinare si monitorizare a supracompensarii activitatii de producere a energiei electrice si termice in cogenerare de înalta eficienta care beneficiază de schema de sprijin de tip bonus.

ANRE verifica anual daca din acordarea bonusului producătorii de energie inregistreaza o supracompensare a activitatii de producere in cogenerare, supracompensarea fiind definita astfel: cuantumul valoric al ajutorului acordat ce depășește suma necesara acoperirii totale a costurilor aferente desfășurării activitatii de producere a energiei electrice si termice in cogenerare, inclusiv a ratei rentabilității de 9%, determinat cu luarea in considerare a veniturilor rezultate din vanzarea energiei electrice si termice produse in cogenerare.

La evaluarea veniturilor sunt considerate cele obținute din vanzarea energiei termice si cele obținute din vanzarea energiei electrice la un preț ce este determinat anual de ANRE la nivelul a 0,9 din prețul mediu de tranzacționare a energiei electrice realizat in anul anterior pe PZU. Ajutoarele care duc la supracompensarea activitatii producătorilor se returneaza.

Mecanismul prezent de supracompensare, deși a fost modificat prin HG nr. 925/2016, in sensul recunoașterii operatorilor aflati in contracte de concesiune, nu are inca norme metodologice emise de ANRE care sa clarifice formula de calcul in cazul acestora.

  • 7. Fonduri naționale si europene pentru reabilitarea sistemelor de termoficare

    • 7.1. Fonduri europene - POIM 2014-2020

Fondurile europene sunt disponibile intr-o formula structurata, pe perioade de 7 ani, denumite perioade de programare. Romania se afla in prezent in a doua perioada de programare. In prima perioada (2007-2013), doar 7 municipii au fost declarate eligibile pentru accesarea fondurilor, in principal pentru conformarea centralelor de producție la cerințele de mediu, pentru reducerea poluării in zonele urbane.

In a doua perioada de programare (2014-2020), creșterea eficientei sistemelor de termoficare este finanțata prin Programul Operațional Infrastructura Mare-Axa prioritara nr. 7, obiectivul specific nr. 7.1. Doar 7 municipii au fost declarate eligibile pentru accesarea fondurilor pentru investiții in creșterea eficientei energetice in sistemele de termoficare. Valoarea totala a finanțării disponibile este de 105,7 milioane de euro.

  • 7.2. Mecanismul Financiar Norvegian 2009-2014

Mecanismul Financiar Norvegian 2009 - 2014 isi propune sa contribuie la reducerea disparitatilor economice si sociale din Spațiul Economic European si la consolidarea relațiilor de cooperare intre statul donator (Norvegia) si statele beneficiare prin intermediul sectoarelor prioritare propuse.

Astfel, in urma procesului de negociere ce a avut loc intre România si statul donator in perioada octombrie 2011— ianuarie 2012, au fost concluzionate prevederile Memorandumului de înțelegere pentru Mecanismul Financiar Norvegian 2009-2014, document ce stabilește cadrul de cooperare si permite implementarea eficienta a asistentei financiare acordate.

In acest sens, Memorandumul de înțelegere pentru Mecanismul Financiar Norvegian 2009-2014 stabilește entitatile naționale implicate in implementarea Mecanismului Financiar Norvegian pentru perioada 2009-2014 si funcțiile acestora in cadrul sistemului național de management si control (Anexa A), precum si cadrul de implementare (Anexa B) ce specifica lista sectoarelor prioritare si alocarea financiara acordata prin intermediul Mecanismului Financiar Norvegian in perioada 2009-2014, identificarea programelor aprobate pentru finanțare cu principalele obiective si rezultate așteptate, identificarea Operatorilor de Program, precum si proiectele predefinite acceptate.

Investea»

Obiectivele generale ale granturilor norvegiene sunt reducerea disparitatilor sociale si economice in Spațiul Economic European, respectiv intarirea relațiilor bilaterale dintre statele donatoare si cele beneficiare.

Dintre domeniile de intervenție enumerăm:

  • •   Monitorizarea mediului si planificare si control integrate

  • •   Reducerea utilizării de substanțe periculoase

  • •   Eficienta energetica

  • •   Energie regenerabila

  • •  Adaptarea la schimbările climatice

  • 7.3. Fonduri naționale - Programul "Termoficare 2006-2020 Căldură si Confort"

In anul 2006 a fost aprobat Programul "Termoficare 2006-2015 Căldură si Confort", perioada de finanțare fiind extinsa ulterior pana in anul 2020 prin HG nr. 602/2015. Programul are scopul de a imbunatati eficienta sistemelor de termoficare si include doua componente : reabilitarea sistemului de termoficare si reabilitarea termica a clădirilor. Beneficiarii primei componente a Programului sunt autoritatile publice locale care dețin sistemele de termoficare sau parti ale acestuia (doar rețelele de transport si/sau distribuție). Autoritatile publice locale au obligația sa co-finanteze investiția cu un minim de 30% din suma proiectului. Regulamentul privind implementarea primei componente a programului - Reabilitare a sistemului centralizat de alimentare cu energie termica - a fost aprobat prind Ordinul MDRAP nr. 49/2018. Acesta stabilește regulile de pregătire si depunere a solicitărilor de finanțare, precum si condițiile de finanțare in cadrul programului.

  • B. CONTRACTUL DE CONCESIUNE - SITUAȚIA INSTITUȚIONALA SI LEGALA CURENTA

  • 1. Contract de concesiune - situația actuala

In 2004, Consiliul Județean Prahova si Consiliul Local Ploiești au aprobat delegarea prin concesiune a administrării Serviciului public de alimentare cu energie termica din Ploiești. Contractul de concesiune nr. 2776/5246 din 29.04.2004 a fost semnat intre Consiliul Județean Prahova, Consiliul Local Ploiești si SC DALKA TERMO PRAHOVA SRL.Durata contractului de concesiune este de 15 ani iar prelungirea acestuia se poate pentru o perioada egala cu jumatatea duratei sale.

  • 2. Obiectul Contractului

Obiectul Contractului este concesionarea exclusiva către Veolia Energie România (anterior SC DALKA TERMO PRAHOVA SRL) a dreptului pentru furnizarea Serviciului, împreuna cu toate componentele sistemului si cu obligația de a administra sistemul, conform regulamentului privind organizarea si operarea Serviciului Public de Termoficare centralizata in orașul Ploiești si prin respectarea indicatorilor de performanta.

  • 3. Prevederile cheie ale contractului

Concesionarul are obligația de a aproviziona, conform RSP (Regulamentul Serviciului Public), toti utilizatorii din cadrul zonei de concesiune si obligația de a indeplini termenii conveniti privind indicatorii de performanta. Autoritatea Concedenta are obligația de a aproba prețul de vanzare al energiei stabilit conform legii in vigoare si de a avea in vedere observațiile Concesionarului atunci când este necesara o schimbare a RSP.

RomCapital

Invest •••

  • 4.      Formula prețului energiei termice si recuperarea pierderii combustibilului

Tariful de referința - Tref este un tarif fixat in momentul semnării Contractului, avand in componenta costurile fixe si cele variabile, care erau parte din structura tarifului de la acel moment (combustibil, forța de munca, materiale, pierderi de energie, etc). Regimul combustibilului este: 50% gaze naturale si 50% păcură. Formula convenita pentru calcularea tarifului facturat utilizatorilor începe cu următoarea baza -Tref, la care se adauga partea variabila rezultata din elementele variabile: preț combustibil, inflație si cost financiar (paritate leu/$). Pierderile înregistrate datorita fluctuației prețului combustibilului sunt cuantificate lunar si ar trebui recuperate in timpul următorului semestru. La sfârșitul fiecărei luni, Concesionarul trimite utilizatorilor factura, calculata in baza cantitatilor consumate măsurate si avand in vedere tariful in vigoare.

  • 5.      Obligațiile de investiție

Concesionarul trebuie sa efectueze investițiile specificate intr-un Plan de investiție creat in baza unui proiect tehnic dezvoltat cu scopul optimizării facilităților de generare (pe o perioada de 15 ani) si inlocuirii sectoarelor rețelei de termoficare. Toate investițiile au scopul de a asigura eficienta economica si conformitatea cu indicatorii de performanta descriși in Contract. Conform termenilor conveniti in Contract, Concesionarul nu are obligația sa suporte costul investițiilor generat de schimbarea legii sau de forța majora care a avut loc după data efectiva a Contractului.

Articolul 25, alineatul (5) din Legea serviciilor comunitare de utilitati publice nr, 51/2006, modificat prin Legea nr. 225/2016 este prevede ca: „Bunurile realizate de operatori in conformitate cu programele de investiții impuse prin contractul de delegare a gestiunii constituie bunuri de retur care revin de drept, la expirarea contractului, gratuit si libere de orice sarcini, unităților administrativ-teritoriale si sunt integrate domeniului public al acestora."

  • 6.      Obligațiile de mediu

In ceea ce privește responsabilitățile de mediu, conform termenilor Contractului, Concesionarul are obligația sa asigure faptul ca sistemul de termoficare funcționează in conformitate cu legea in vigoare, dar nu are obligația sa suporte costul investițiilor generate de schimbarea in legislația mediului.

  • 7.      Indicatorii cheie de performanta

Indicatorii de performanta stabilesc condițiile pe care Concesionarul trebuie sa le îndeplinească in furnizarea Serviciului. Acești indicatori au legătură cu următoarele caracteristici ale Serviciului: continuitatea calitatii si cantitatii, conformitatea cu regulamentele specifice si adaptarea permanenta la exigentele utilizatorului. Avand in vedere aceasta, indicatorii sunt impartiti in doua categorii: cei care indica performanta sistemului si cei referitori la performanta serviciului public. Indicatorii de performanta ai sistemului sunt: randamentul de exploatare a cazanelor pe durata perioadei de încălzire, randamentul electric pe combustibil pe durata încălzirii, pierderea masica medie anuala orara de apa de 3daos in rețea.

Cadrul standard de performanta care reglementează indicatorii de performanta ai serviciului de alimentare cu energie termica in Ploiești se refera, in principiu, la stabilirea nivelurilor de performanta privind: conectarea utilizatorului la centralele si rețelele de termoficare, întreruperea serviciilor de producție si distribuție a energiei termice, calitatea energiei termice si rezolvarea plângerilor conexe acestora, obținând in orice moment confortul termic standard si asigurând continuitatea si calitatea Serviciului, adaptarea permanenta la exigentele utilizatorului si excluderea oricărei forme de discriminare privind serviciul si conectarea la rețea. întrucât indicatorii de performanta ai sistemului sunt induși in tarif, neindeplinirea acestora va duce la penalizarea profiturilor obținute de Concesionar, dar nu va fi baza

In vest •• •

pentru plata oricăror penalitati fata de Autoritatea Concedenta. Indicatorii de performanta privind Serviciul public si penalizarea asociata sunt stabiliți conform legii in vigoare.

  • 8. Subvenții

Subvențiile reprezintă diferența dintre tariful de producție, transport si distribuție al operatorului si prețul de facturare la populației; subvențiile sunt aprobate de Consiliul Local. La sfârșitul fiecărei luni, Concesionarul trimite Autorității Concedente factura subvenției împreuna cu reglementarea subvenției pentru consumul populației, Autoritatea Concedenta are un termen de plata de 25 de zile, iar in caz contrar, vor fi aplicate penalitati.

RomCapital

Invest

  • III. ANALIZA TEHNICA A SITUAȚIEI CURENTE

  • A. INFORMAȚII GENERALE

  • 1. Poziționare geografica si condiții naturale

Județul Prahova este situat pe pantele sudice ale Carpatilor Meridionali, avand o suprafața de 4.694 km2 si forma unui dreptunghi ce include in el toate formele de relief (munți, dealuri si câmpii). Acest fapt a condus la multitudinea sistemelor de exploatare a solului si subsolului, precum si la o paleta larga a activitatilor economice.

Se învecinează cu următoarele județe: la est județul Buzău, la sud județul Ialomița si județul Ilfov, la vest județul Dambovita si ia nord județul Brașov. Județul este străbătut in lung de meridianul 26° care trece prin Ploiești si comuna Maneciu si paralela 45°, care intersectează localitățile Filipestii de Pădure si orașul Mizil.



Figura 1. Harta județului Prahova

Din punct de vedere al organizării administrative, județul Prahova are 103 de unitati administrativ teritoriale, din care 14 zone urbane (2 municipii si 12 orașe) si 89 de comune. Conform Recensământului din anul 2011,numărul de locuitori ai județului Prahova a fost de 762.886locuitori, situând acest județ pe

RomCapttaJ.

Invest' •••

locul 3 după București si județul lași. Astfel, densitatea populației județului Prahova este de 162,53 locuitori/km2.

900000

800000

700000

6'

'.3817 r™

5

>7770

600000

4

500000

400000

700000

200000

100000

0

_

1930

1948

1659

1966




Figura 2. Evoluția populației in județul Prahova in perioada 1930-2011

Sursa: INS

Municipiul Ploiești, reședința județului Prahova,are o suprafața de aproape 58,28 km2 si este situat in partea sudica a județului, la 60 km Nord de București, 110 km Sud de Brașov, 70 km Vest de Buzău si 50 km Est de Targoviste. Este înconjurat de comunele Blejoi (la nord), Targsoru Vechi (la vest), Barcanesti, Brazi (la sud) si Bucov (la est). Zona periurbana a municipiului cuprinde următoarele comune: Blejoi, Bucov, Berceni, Barcanesti, Targsoru Vechi, Paulesti.

Municipiul Ploiești se afla intre doua mari râuri, primul dintre ele, Prahova spre sud-vest, atingând ușor municipiul prin comuna suburbana Brazi, iar cel de-al doilea, Teleajenul spre nord si est, strabatandu-l prin comunele suburbane Blejoi, Bucov si Berceni. Orașul este așezat pe râul Dambu care izvorăște in zona de dealuri a orașului Baicoi, trece prin oraș si prin doua comune suburbane si apoi prin comuna Rafov, unde se varsa in Teleajen. Ploiestiul este un important nod de transport, situandu-se pe drumurile care leaga capitala București de Transilvania si Moldova.



RomCapital

In vest •••

Figura 3. Harta Municipiului Ploiești

La recensământul din anul 2011 populația Municipiului Ploiești a fost de 209.945 locuitori, cu o densitate de 3.990 locuitori /km2.

Figura 4.Evoluția populației in municipiul Ploiești in perioada 1930-2011

Sursa: INS

Domeniul publicai Municipiului Ploiești cuprinde:

  • •   Străzi, poduri, podețe, pasaje, piețe publice, târguri si oboare publice, stadion si zonele de agrement;

  • •  Sistemele de alimentare cu energie termica, de alimentare cu apa si canalizare;

  • •   Sistemul de transport public local;

  • •  Statui, monumente (care nu sunt declarate de interes național);

  • •   Locuințele sociale;

  • •   Terenuri si clădiri in care isi desfasoara activitatea instituțiile publice de interes local;

  • •   Adăposturi de protecție civila.

Domeniul privat al Municipiului Ploiești este alcătuit din bunuri aflate in proprietatea Municipiului si care nu fac parte din domeniul public.

Rețeaua stradala a Municipiului are o structura radiat - concentric si s-a dezvoltat avand la baza rețeaua de drumuri naționale, județene si comunale care il traversează

Municipiul Ploiești reprezintă unul dintre cei șapte poli de creștere ai României, conform politicii polilor de creștere introdusa de MDRAP in 2008 si sprijinita prin Programul Operațional Regional. Comparat cu ceilalți poli - Timișoara, Cluj Napoca, Brașov, Constanta, Craiova si lași - Ploiești are cea mai mica mărime demografica, insa compensează o parte din acest dezavantaj cu o zona peri-urbana bine populatasi un județ cu o densitate si proporție a populației urbane crescute. Din punct de vedere al cifrei de afaceri generate, Ploiești se situează pe locul 4 (după Constanta, Cluj Napoca si Timișoara), pe fondul unei reveniri susținute in anii următori crizei economice.

La nivel macroregional, Ploiești face parte din cea mai mare aglomerare urbana din Romania, formata din triunghiul de orașe Bucuresci - Ploiești - Pitești. Axa București - Ploiești - Brașov reprezintă de asemenea

învest.


o zona de activitate economica intense, atat in prezent, cat si istoric, construind pe ruta bine conturata de schimburile de comerț dinspre sudul tarii spre Transilvania.

Industria extragerii si prelucrării țițeiului se afla pe primul loc in topul domeniilor industriale reprezentate in Ploiești si zona metropolitana, prin activitati legate de fabricarea produselor din prelucrarea țițeiului si industria extractiva. In acest sector se evidențiază Petrotel Lukoil, Rafinaria Petrobrazi si Petrom - Membru OMV Group restul fiind intreprinderi de dimensiuni mici: Rafinaria VEGA Ploiești, Rafinaria Astra Romana, X-Oil Group, Polynaft).

In ceea ce privește industria extractiva, cele mai multe intreprinderi desfasoara activitati de servicii anexe extracției petrolului brut si gazelor naturale. Doar grupul Amromco se remarcain domeniul extragerii gazelor naturale si al petrolului brut, reprezentând cea mai mare companie independenta romaneasca activa in acest sector.


Principalele ramuri industriale dezvoltate in municipiu sunt:


Industria petroliera:

  •  rafinare la: PETROM S.A. Membru OMV Group - Rafinaria PETROBRAZI, PETROTEL - LUKOIL, S.C. Rafinaria „ASTRA ROMANA" S.A. Ploiești, ROMPETROL Rafinaria VEGA Ploiești,

  •   transport titei si produse petroliere finite prin conducte: S.C. CONPET S.A Ploiești, S.C. PETROTRANS S.A. Ploiești;

o


o

o

o


utilaje de extracție, foraj, chimic si petrochimic: S.C, UPETROM S.A. Ploiești, S.C. UZTEL S.A. Ploiești, UZUCS.A. Ploiești;

construcție de pompe si conducte de petrol: S.C. CIPROM S.A. Ploiești, INSPET S.A Ploiești;

cercetare si proiectare in domeniul petrolier: IPIOP SA Ploiești, ICERP S.A. Ploiești, PETROSTAR S.A. Ploiești, IPCUP Ploiești.

detergenti: UNILEVER ROMANIA;

materiale plastice: S.C. ARPACOR S.A. Bucov;

alte produse: S.C. PROGRESUL S.A. Ploiești.


Industria constructoare de mașini:

o rulmenți: S.C. TIMKEN S.A. Ploiești;

o echipamente de automatizare: AMPLO S.A. Ploiești.

Industria alimentara: COCA-COLA, EFES PILSENER, UNILEVER;


Industria tutunului: BRITISH AMERICAN TOBACCO INVESTIMENT;


Industria constructiilor:INSPET, CONTRASIMEX, CONSTIL, NOVA-CONS, MONTICOR, TIAB;


Industria IT:ASESOFT;


industria materialelor de construcție: FEROEMAIL


Industria textila: DOROBANȚUL PLOIEȘTI, MODEXIM;


Industria ceramica: BIANCA ROMANIA;


Industria mobile: ANTECO, INCOCNEPT;


Industrial Ploiești este un parc industrial detinut integral de statul roman prin Consiliul Județean


Parcul

Prahova. A fost inaugurat in 2002, iar in prezent se extinde in doua localitati din apropierea Ploiestiului, Mizil si Ciorani.


Alte facilitați existente


Instalația de tratare mecanico-biologica a deșeurilor municipale


RomCapftal

Invest •••

Instalația de tratare mecanico-biologica (MBT) este construita cu finanțare POS Mediu 2007-2013, in cadrul proiectului de Management integrat al deșeurilor in Județul Prahova, Instalația MBT are o capacitate de 147.000 tone/an, este destinata sa acopere județele Prahova si Buzău si cuprinde doua linii: o linie pentru deșeuri cu dimensiune < 80 mm si o linie pentru deșeuri cu dimensiune > 80 mm. Deseul ce rezulta in urma procesului, poate deveni combustibil in alte procese - Solid Recoverd Fuel (SRF) / Refused Derived Fuel (RDF).

Fracția organica rezultata este depozitata la Boldești. In prezent județul Prahova are doua depozite ecologice, Văleni si Boldești, din care primul isi atinge capacitatea maxima in următoarele 6 luni. Totodată constrângerile legate de tariful la depozitare, care incepand cu 2019 va include taxa AFM de 80 lei/tona depozitata, impun gasirea unor soluții de valorificare energetica a deșeurilor viabile tehnic, financiar si legal.

In prezent, Consiliul Județean investighează posibilitatea obținerii unei finanțări din surse norvegiene pentru construirea unei centrale termice care sa preia SRF-ul rezultat din instalația MBT.

CET Teleajan funcționează in cartierul Teleajan si a fost construita cu scopul principal de a deservi Rafinaria Teleajan. Centrala are o capacitate de 30 Gkal debit din arderea de cocs si lignit si poate injecta energie temica in sistem la aceasi temperatura si presiune ca CET Brazi. Are doua trepte de încălzire alimentate din cazan: 1 boiler pentru asigurarea sarcinii de baza si 2 boilere care sa asigure sarcina de vârf.

  • 2. Scurt istoric privind sistemul de termoficare din municipiul Ploiești

Serviciul public centralizat de producere - transport - distribuție a energiei termice in Municipiul Ploiești a fost concesionat operatorului S.C. Dalkia Termo Prahova S.R.L., in prezent Veolia Energie Prahova, in anul 2004.

Sistemul existent de alimentare centralizata cu căldură a Municipiului Ploiești este alcătuit din:

  • •   Sursele de producere a energiei electrice si termice: Centrala Electrica de Termoficare (CET) Brazi si 2 Centrale Termice (CT);

  • •  Sistemul de rețele termice primar/de transport, de apa fierbinte, pentru alimentarea cu căldură a consumatorilor din Municipiul Ploiești, se compune din magistrale si racorduri pentru punctele termice si consumatori. Lungimea totala a traseului rețelei termice primare este de 63 km traseu;

  • •   Sistemul de distribuție a căldurii este compus din:

u

o 86 puncte termice si 36 de module termice apartinand consumatorilor non-casnici;

o rețeaua termica secundara, de la punctele termice la consumatori (clădiri), pentru alimentarea cu căldură si apa calda de consum, cu o lungime totala de traseu de 92,8km;

o 2 centralele termice de cvartal;

o rețeaua termica aferenta CT de zona;

  • •   Consumatorii casnicii si non-casnici.

Numărul de consumatori casnicii si non-casnici racordați la SACET Ploiești in ultimii 3 ani, a evoluat astfel:

Nr.crt.

Specificație

2015

2016

2017

1

Nr. apartamente branșate in timpul anului (reconectari +apartamente noi)

18

31

16

2

Nr.apartamente debransate in cursul anului /cereri deconectare

186

164

143

RomCapital învesț •••

3

Nr. de apartamente total branșate la finele anului

55.394

54.291

54.148

4

Grad de bransare consumatori casnici,la finele anului

85,54%

83,81%

83,59%

5

Număr agenti economici branșați in timpul anului /nr.contracte

731

726

735

6

Număr agenti economici debransati in timpul anului

0

0

0

7

Număr agenti economici debransati la finele anului.

0

0

0

8

Număr instituții publice branșate in timpul anului /nr.contracte

59

59

59

9

Număr instituții publice debransate in timpul anului

0

0

0

10

Număr instituții publice debransate la finele anului

0

0

0

Ta

oel 1. Evoluția numărului de consumatori casnicii si non-casnici racordați la SACET Ploiești

Din tabelul de mai sus, rezulta faptul ca numărul de cereri de debransare este redus si in scădere permanenta. Numărul consumatorilor non-casnici racordați la SACETse menține aproximativ constant.

Evoluția numărului de consumatori casnici si non-casnici racordați la CT-uri in ultimii 3 ani se prezintă astfel:

Nr.crt.

Specificație

2015

2016

2017

1

Nr. apartamente branșate in timpul anului

0

0

0

2

Nr.apartamente debransate in cursul anului / cereri deconectare

1

0

0

3

Nr.apartamente total branșate la finele anului

429

419

419

4

Grad de bransare consumatori casnici la finele anului

92,06%

89,91%

89,91%

5

Număr agenti economici branșați in timpul anului

7

7

7

6

Număr agenti economici debransati in timpul anului

0

0

0

7

Număr agenti economici debransati la finele anului.

0

0

0

8

Număr instituții publice branșate in timpul anului

0

0

0

9

Număr instituții publice debransate in timpul anului

0

0

0

RomCapital

In vest •••

Nr.crt.

Specificație

2015

2016

2017

10

Număr instituții publice debransate la finele anului.

0

0

0

Tabel 2. Evoluția numărului de consumatori casnicii si non-casnici racordați la CT-uri

Din tabelul de mai sus rezulta o stabilitate a numărului de consumatori casnici si non-casnici racordați la centralele termice.

Sistemul de alimentare cu calduraal Municipiului Ploiești are următoarele caracteristici:

  • •   este un sistem centralizat;

  • •  consumatorii de căldură alimentați sunt consumatori urbani, instituti publice, precum si o serie de consumatori industriali. Aceștia sunt consumatori de căldură pentru încălzire si apa calda de consum (a.c.c.);

  • •   sub aspectul agentului termic utilizat, acesta este: apa fierbinte in rețeaua termica primara si apa calda in rețeaua termica secundara;

  • •   interfața intre consumatorii din sistemul de transport si cei din sistemul distribuție a căldurii se face in doua feluri:

o prin punctele termice centralizate, cu asigurarea interfeței intre rețeaua termica primara de apa fierbinte si rețelele termice secundare pentru încălzire si apa calda de consum, care fac legătură fizica intre puncte termice si consumatori (clădiri);

o prin modulele termice care asigura interfața intre reteua termica primara si instalațiile consumatorilor (clădirile); in acest caz, rețeaua interioara a clădirilor are rolul rețelei termice secundare clasice, existenta in cazul punctelor termice;

• din punctul de vedere al sistemului de transport a căldurii, sistemul de alimentare cu căldură al Municipiului Ploiești se caracterizează prin:

o sistemul de rețele termice de transport preponderent bitubular închis (tur/retur) cu aceleași diametre pe tur si respectiv retur, existând si magistrale formate din 3 conducte (2 tur+1 retur) si 4 conducte(2 tur +2 retur);

o sistemul de rețele termice de distribuție este bitubular închis (tur/retur) cu aceleași diametre pe tur si retur, in cazul încălzirii, si bitubular deschis (tur apa calda de consum/retur pentru recircularea a.c.c.), in cazul a.c.c;

• sub aspectul configurației rețelelor termice:

o sistemul de rețele de transport este de tip radial (arborescent), cu bretele de legătură cum sunt cele dintre magistralele;

o    sistemul de rețele de distribuție de tip radial, atat in cazul 'încălzirii, cat si al a.c.c.;

o   din punctul de vedere al amplasării rețelelor termice primare si de

distributie/secundare:

rețele termice primare, in proporție de circa 63%, sunt amplasate subteran, iar restul de circa 37% sunt amplasate aerian;

rețele termice secundare sunt integral amplasate subteran.

Invest'

• sub aspectul tipului surselor de căldură,sistemul de alimentare cu căldură al Municipiului Ploiești are doua tipuri de surse de producere a căldurii:

o o centrala electrica de cogenerare - CET Brazi;

o 2 CT-urifiecare alimentând centralizat zona arondata de consumatori, pentru încălzire si a.c.c.

  • •   CET Brazi utilizează drept combustibil de baza gazele naturale si in cazuri excepționale păcură ușoara. Cele 2 CT-uri consuma numai gaze naturale;

  • •  CET Brazi este alimentata cu gaze naturale din reteua de transport, avand prețul cu circa 200 lei/l.OOOmc mai scăzut decât prețul gazelor naturale din sistemul de distribuție din care se alimentează consumatorii pentru aragazuri si centrale termice individuale, acolo unde acestea exista. Acest aspect a condus la un preț al energiei termice comparabil cu cel al energiei termice produse in centralele de apartament si ca atare un grad mare de bransare a apartamentelor din Ploiești la SACET.

  • B. SITUAȚIA ACTUALA A ALIMENTARII CU ENERGIETERMICA IN MUNICIPIUL PLOIEȘTI

  • 1. Sursa de energietermicasielectrica CET Brazi

CET Brazi este amplasata in afara Municipiului Ploiești, in comuna Brazi, in partea de nord a platformei industriale Brazi, in apropierea DN 1 si are ca vecini:

  • •   lâ nord si est DN 1 Bucuresti-Ploiesti;

  • •   la vest R.A. Apele Romane Filiala Filipesti - Sistem Hidrotehnic Brazi si Energoconstructia S.A. Filipesti Brazi;

  • •   la sud si sud-est S.C. Petrobrazi S.A.

Centrala produce energia electrica si termica in regim de cogenerare, folosind drept combustibil gaze naturale si in cazuri excepționale păcură cu conținut redus de sulf. In prezent centrala asigura in principal alimentarea cu energie termica sub forma de apa fierbinte a sistemului de termoficare din Municipiul Ploiești, care cuprinde punctele termice urbane si cele ale consumatorilor industriali din zonele de Nord, Vest, Malu Roșu, Centru, Sud, Democrației si Calea București.

Capacitatile de producție din CET Brazi existente in prezent sunt următoarele:

  • •  2 cazane de abur energetic de cate 420 t/h fiecare (C5, C6);

  • •   1 cazan de apa fierbinte de clOO Gcal/h (CAF1);

  • •  2 turbogeneratoare cu condensatie si prize reglabile de 105 MW (TA5,TA6);

  • •  1 turbogenerator cu contrapresiune de 50 MW (TA7) - actualmente in conservare;

  • •   1 turbina cu gaze si cazan recuperator, avand puterea electrica de 26MWe si puterea termica de

36,1 MWt;

  • •  1 motor termic avand putere electrica de 1,03 MWe si putere termica de 1,255 MWt;

  • •   1 cazan de abur: debit abur 6 t/h; presiune de 8 bar si temperatura de 1750 C;

  • •   1 cazan de abur: debit abur 6 t/h; presiune de 12 bar si temperatura de 1750 C.

Parametrii actuali disponibili ai cazanelor de abur de 420 t/h la funcționarea cu combustibil de baza (gaz metan) sunt cei nominali iar randamentul acestora este de 92 %.

Cazanele 5 si 6 nu respecta cerințele prevăzute in Directiva 2010/75/CE. La cazanul nr. 5 au fost montate arzatoare cu NOx redus, dar valoarea concentrației NOx pe care acestea o pot realiza sunt peste valoarea maxim admisa începând cu 01.01.2016.

RomCapital învest

Turbogeneratoarele nr. 5 si 6 sunt in stare buna de funcționare, la parametri nominali, iar turbogeneratorul nr. 7 este in conservare.In tabelul de mai jos se prezintă principalele date privind anii punerii in funcțiune, duratele totale si medii anuale de funcționare, pentru fiecare echipament energetic de baza.

Agregatul

CAE5

CAE6

CAE7

TAS

TA6

TA7

TG

CAF1

CAF2

Anul PIF

h1973

1972

1978

1973

1973

1978

2010

1971

1974

Durata totala de funcționare de la PIF (ore)

234.55

7

207.06

1

117.287

223.735

206.250

123.11

6

42.748

Retras din exploatare 20.02.2009

52.933

Anul     ultimei

RK(retehnologiz are)

2007

2004

2005

2017

2007

-

2015

  • 2017 si

  • 2018

Durata totala de functioanre de la ultimul RK

(ore)

39.552

31.857

8.192

1.812

24.250

20

18.460

Durata medie anuala       de

funcționare de la PIF pana la 30.12.2017 (ore/an)

3.490

1.513

Retras din exploatare 28.02. 2013

3.320

1.147

0

18.460

20

Tabel 3. Principalele date privind anii punerii in funcțiune, duratele totale si medii anuale de funcționare, pentru fiecare echipament energetic de baza

Din datele prezentate mai sus rezulta următoarele concluzii:


  • •   Echipamentele, termomecanice, cazanele energetice (CAE) si turbinele cu abur (TA) înregistrează un număr mare de ore de funcționare, astfel ca pentru anumite parti ale acestoradurata de viata este expirata (cel puțin conductele de abur viu si apa de alimentare, precum si alte componene care se stabilesc in urma expertizei tehnice specific). De notat ca, deși CAE 7 si TA7 au un număr mai redus de ore de funcționare, ele au fost retrase din exploatare, ceea ce arata ca au fie probleme tehnice, fie amplasamentul lor la căpătui barelor colectoare de abur viu si apa alimentare impune inlocuirea in totalitatate a acestor conducte. Aceasta presupune costuri foarte ridicate raportat la numărul redus de ore de funcționare pe care ar trebui sa le realizeze pentru acoperirea curbei de sarcina termica.

  • •   Cazanul de apa fierbinte nr.2 a fost reparat capital in anii 2017-2018, deci in prezent are o stare tehnica buna, dar nu realizează nivelul limita admis al concentrațiilor de emisii NOx.

  • •   Cheltuielile de reabilitare a cel puțin unui grup energetic, in vederea prelungirii duratei de viata si incadrarii in valorile emisiilor stabilite de către Directiva 2010/75/CE, respectiv Legea 278/2013, sunt destul de mari si dificil de asigurat.

  • •   Curba de consum de energie termica va fi dificil de acoperit in următorii 5 ani fara investiții majore in sursele de producere a energiei in cogenerare (reabilitarea celor existente sau surse noi);

Invest i •••

Schema termica a CET Brazi este realizata cu o bara colectoare de abur viu comuna pentru cazanele C5, C6, C7 din care pot fi alimentate oricare dintre turbinele TA5, TA6, TA7; in prezent CAE 7 si TA7 sunt retrase din exploatare. Pentru consumul intern al centralei exista statii de reducere răcire are asigura abur pentru patru bare colectoare de abur la presiunea de 1,2 bar, 7 bar, 13 bar si 35 bar.

Instalațiile termice de vârf, boilere de vârf (BV) sau CAF, asigura consumurile de căldură pentru perioadele de vârf de consum care depasesc temporar capacitatile de producție ale turbinelor. Schema termica pe parte de apa fierbinte este deosebit de elastica, avand cate doua colectoare pentru tur si retur, oferind astfel consumatorilor un grad sporit de siguranța.

De asemenea, in cadrul acestei scheme, boilerele de baza si cele de vârf pot funcționa in diferite regimuri parțiale sau totale, independent sau împreuna, in funcție de cerințele de furnizare, oferind multiple posibilități de optimizare a schemei de funcționare. Din punct de vedere al regimurilor hidraulice impuse in alimentarea cu apa fierbinte a consumatorilor, schema prevede utilizarea independenta sau simultana a doua trepte de pompare.

In concluzie, schema termica a CET Brazi permite o elasticitate si o siguranța sporita in alimentarea consumatorilor. De asemenea, prin construcția turbinelor existente (2 turbine cu condensatie si prize reglabile) se poate asigura o mare elasticitate in funcționare din punct de vedere al asigurării simultaneității cererilor momentane de căldură si energie electrica. In perioada de vara, necesarul de energie termica este asigurat de turbina cu gaze si cazan recuperator, precum si de motorul termic. Echipamentele asa cum am aratat au vechime mare si deci mai au durata de viata redusa.

Producțiile de energie termica si electrica realizate in CET Brazi in ultimii 3 ani, sunt următoarele:

Producții realizate

UM

2015

2016

2017

Energia termica livrata la gard, din care:

Gcal/an

685.684,8

677210.5

664.097

din cogenerare

Gcal/an

661.668,8

650252.5

641.556,2

din surse de vârf (Caf-uri)

Gcal/an

24.016

26.958

18.782

Energia termica vanduta direct din rețeaua de transport

Gcal/an

40.496,09

36.273,56

31.814,94

consumatori casnici

Gcal/an

30,96

34,06

40,26

agenti economici

Gcal/an

31.715,1

27.487,76

23.370,32

instituții publice

Gcal/an

8.750,03

8.751,75

8.404,36

Energia termica intrata in PT

Gcal/an

444.465

447.832,7

469.989,1

Energie termica vinduta din rețeaua secundara

Gcal/an

423.679

410.481

435.046,9

consumatori casnici

Gcal/an

393.378,4

380.698,3

403.333,7

agenti economici

Gcal/an

13.308,27

13.200,76

14.255,45

instituții publice

Gcal/an

16.992,25

16.581,87

17.457,76

Consum de energie termica consumatori casnici

Gcal/ap.si an

7,1

7,01

7,45

Energie electrica produsa

MWh/an

453.722

443.599

460.571

RomCapftal ••

Invest

Producții realizate

UM

2015

2016

2017

Energie electrica vanduta

MWh/an

395.100

386.704

401.247

Consum combustibil, din care:

Tcc

207.562

206.199

212.770

- gaze

Smc

176.156

171.358

177.163

Tcc

207.562

203.646

209.356

păcură

tone

0

1.850

2.490

Tcc

0

2.553

3.414

Eficienta globala

%

74,06

73,37

71,00

Pierderi de căldură

Gcal/an

240.523,3

230.988

197.2389

%

35,08

34,11

29,87

in rețea primara

Gcal/an

200.723,8

193104.2

158,534,1

%

29,27

28.51

24,01

in rețea secundara

Gcal/an

39.799,53

37.883,4

38.704,8

%

5,8

5,59

5,86

Cantitate de apa de adaos:

t/an

674.886

566.136

497.970

in rețeaua primara

t/an

644.447

539.395

469.579

%0 din volum rețea

3,25

2,73

2,40

in rețeaua secundara

t/an

30.439

26.741

28.390

%o din volum rețea

2,3

2,0

2,1

Tabel 4. Producțiile de energie termica si electrica realizate in CET Brazi

Din analiza datelor de exploatare rezulta următoarele concluzii:

  • •   Cantitatea de energie termica produsa (livrata la gard) a scăzut anual ca urmare a reducerii pierderilor de energie termica in rețelele termice; in anul 2017 pierderile au scăzut comparativ cu anul 2015 cu 5,24%, scădere apreciabila, care din punct de vedere cantitativ reprezintă 42.190 Gcal, adica echivalentul consumului a unui număr de 5.663 apartamente (la un consum de energie termica de 7,45 Gcal/apartament, realizat in anul 2017).

  • •   Consumul de energie termica aferent fiecărui apartament a crescut de la 7,10 Gcal/an in anul 2015 1a 7,45 Gcal/an in-anul 2017, creștere justificata prin creșterea numărul degrade-ziie, indicator care sta la baza necesarului de energie termica.

Evoluția numărului de grade-zile este următorul:

An

Număr grade- zile

2015

2.751,4

2016

2.893,8

2017

3.038,2

JrtiH


fnvest •••


Tabel 5.Evoluția numărului de grade -zile

  • •   Cantitatea de energie termica consumata atat de consumatorii casnici cat si de cei non-casnici a crescut ca urmare a creșterii numărului de grade-zile in perioada in care trebuie sa se asigure incalzire.

  • •   In perioada 2015-2017, Cantitatea de energie electrica produsa in cogenerare a crescut cu 3,7%, iar energia termica a scăzut cu 3,0%, in timp ce cantitatea de energie termica produsa in surse de vârf a scăzut semnificativ si anume cu 21,8%, ceea ce demonstrează preocuparea pentru producerea energiei in cogenerare. De remarcat faptul ca intreaga reducere a cantitatii de energie termica produsa se datoreaza exclusiv reducerii pierderilor in rețelele termice, consumul aferent atat consumatorilor casnici cat si non-casnici creascand in intervalul 2015-2017.

  • •   Eficienta globala a sistemului de cogenerare in toti cei 3 anii a depășit valoarea de 70% impusa de Directiva 2012/27/CE pentru cogenerarea de inalta eficienta, astfal ca intreaga cantitate de energie electrica s-a calificat pentru obținerea bonusului de cogenerare.

  • •   Pierderile de căldură in rețele termice primare au scăzut intre 2015 si 2017 cu peste 5%,in timp ce in rețelele secundare pierderile de energie termica s-au menținut relativ constante.

  • •   Pierderile de fluid/agent termic in rețeaua primara au scăzut de la 3,25 %o din volumul conductelor in anul 2015 la 2,4 %o din volumul conductelor in 2017, deși nu s-au executat lucrări de reabilitare/reparatie a conductelor.

  • •   Pierderile de fluid in rețele termice secundare, care sunt in fapt conductele de distribuie energie termica pentru incalzire, s-au menținut relativ constante.

  • 2. Centralele termice

Cele doua centrale termice existente CT Bucov si CT 23 August au fost modernizate si au in componenta următoarele echipamente:

cazane pentru apa calda 90/70 °C, funcționând pe gaze naturale;

schimbătoare de căldură cu placi de otel inox;

vas de expansiune a apei, vas închis cu membrana si perna de azot, fara contact intre agentul termic si aer, soluția ducând la diminuarea proceselor de coroziune;

pompe cu protecție electronica (inclusiv pentru funcționarea in 2 faze).

Caracteristicile celor 2 centrale sunt următoarele:

Centrala termica de cvartal

An u l P1F

Anul modernizării

Puterea instalata

Apartamente racordate la 31.12.2017

(nr.)

Lungime fetea secundara (km)

Gcal/h

MWth

CT Bucov

1972

1999

2,4

2,79

288

0,23

CT 23 August

1960

1999

1,0

1,16

131

0,27

Tabel 6. Caracteristici CT-uri

Centralele termice sunt complet automatizate, iar reglajul este calitativ. Energia termica distribuita este integral contorizata, inclusiv la consumatori.

Cantitatile de energie termica produsa si vanduta din centrale termice in ultimii 3 ani sunt următoarele:

RomCapital înveșt •••

Date privind CT

UM

2015

2016

2017

CT Bucov

CT 23

August

CT Bucov

CT 23 August

CT Bucov

CT 23 August

Energie termica produsa

Gcal/an

1923

1015

1950

1045

2167

1095

Cantitatea de energie termica vanduta pentru incalzire

Gcal/an

1225

813

1

1260

826

1373

882

Gcal ap.an

4,75

4,97

5,38

Cantitatea    de    energie

termica vanduta sub forma de apa calda de consum

Gcal/an

609      141

1

596

144

595

146

Gcal/ap.an

1,75

1,77

1,77

Consum energie termica anual pe apartament

Gcal/ap.an

6,50

6, 74

7,15

Consum de gaze naturale

Mii Smc

404,94

407,04

467,31

Tcc

480,26

479,65

552,27

Randament brut producere energie termica

%

87,39

89,2

84,38

Pierderi energie termica in rețelele termice aferente CT-uri cvartal

Gcal/an

89

61

94

75

199

67

%

4,63

J

6,01

4,82

7,18

9,18

6,12

Cantitatea de apa de adaos in rețelele termice aferente CT-uri

t/an

121

17

145

Tabel 7.Cantitatile de energie termica produsa si vanduta din centrale termice in ultimii 3 ani

Din analiza datelor de mai sus rezulta ca:

* Randamentul de producerea energiei termice in cele doua CT este 87,39% si respectiv 84,39%,valori realiste ținând seama de regimul in care funcționează cazanele in perioada de vara(circa 4.500 ore/an) si anume la sarcini scăzute si cu număr mare de opriri si porniri.

  •   Pierderile in rețelele termice secundare aferente centralelor termice se incadreaza in limitele normale.

  •   Cantitatea de apa de adaos in rețelele termice aferente centralelor termice este relativ normala in anii 2015 si 2017, dar scăzută in anul 2016, cu circa 50% sub norma, ceea ce conduce la concluzia ca aceste cantitati nu sunt corecte.

  •   Consumul de energie termica pentru incalzire corespunde numărului de zile- grade, care in perioada 2015-2017 a prezentat creștere in fiecare an fata de anul anterior.

  • 3.      Punctele termice

Din SACET Ploiești sunt alimentate un număr de 118 puncte termice si 61 module termice, din care 86 de puncte termice si 36 module termice se afla in exploatarea operatorului concesionar, restul fiind exploatate de către detinatorii-operatori economici si instituții publice.

Din cele 86 PT-uri urbane existente sunt alimentați consumatorii de căldură urbani - in prezent sunt racordate 54.148 apartamente.Din cele 36 PT-uri/MT-uri industriale existente sunt alimentați consumatorii industriali.

Majoritatea punctelor termice urbane sunt cu racordare indirecta a instalațiilor de incalzire si 2 trepte serie pentru prepararea a.c.c.

Punctele termice au fost modernizate realizandu-se: instalarea de schimbătoare de căldură cu placi, introducerea pompelor de circulație cu turatie variabila pentru incalzire, instalații de automatizare, regulatoare de presiune diferențiala, masura-control si contoare la nivelul punctelor termice pentru a.c.c. si pentru incalzire.

Punctele termice sunt echipate cu dulapuri de comanda si automatizare.

  • 4.      Sistemul primar de rețele termice de apa fierbinte

Sistemul primar de transport a agentului termic (apa fierbinte) este de tip arborescent. Componentele de baza ale sistemului sunt magistralele de termoficare, fiecare avand ramificații si racorduri pana la cele 86 puncte termice urbane si la cele 36 puncte/module termice industriale de la care se face distribuția energiei termice la consumatorii aflati in Municipiul Ploiești.

Rețelele primare, in lungime totala de conducte de cca. 151,533 km (cu 2, 3 sau 4 conducte), sunt in amplasare supraterana (cca.37%) si in amplasare subterana (cca.63%), in canale vizitabile sau nevizitabile.

Rețelele primare sunt compuse din conducte de otel, cu diametre cuprinse intre Dn 1.000 si Dn 50, izolate cu saltele din vata minerala protejate cu tabla neagra sau zincata (pentru conductele in amplasare aeriana) sau protejate cu 2 straturi din impaslitura din fibre de sticla bitumata (pentru conductele montate in canale termice).

Magistrala de termoficare care asigura transportul energiei termice din CET Brazi la F25 (NS)este compusa din 4 conducte (2 tur + 2 retur), cu Dn 700-rDnl000, in lungime de cca. 5.380 m traseu aerian (excepție zone subtraversari DN1A). Din aceasta magistrala se ramifica celelalte magistrale care transporta agentul primar pina la punctele/modulele termice amplasate in principalele zone de consum: Centru, Democrației, Sud, Castor, lenachita, MaluRosu, Vest, 9 Mai, Nord, Republicii, Mihai Bravu, Bucov - Obor, Calea București, Depou CFR.

Sistemul de transport al energie termice se compune din:

  • -  Rețea de transport intre CET Brazi- F25, traseu aerian,cu lungime de 4,13 km, compusa din 3 conducte: doua conducte cu Dn700 mm+lx Dn900 mm + o conducta cu DnlOOO mm ;

  • -  Rețea de transport intre F25-F33, traseu aerian , cu lungime de 1,25 km, compusa din 4 conducte: doua conducte cu Dn700 mm + doua conducte cu Dn900 mm;

Din aceasta rețea se ramifica celelalte magistrale care transporta agentul primar pana la punctele/modulele termice amplasate in principalele zone de consum.

Aceste magistrale sunt:

  • -  Magistrala I Vest - Nord, traseu aerian si subteran, in lungime de 4,2 km, compusa din 3 conducte: doua conducte cuDn700 mm+o conducta cu DnlOOO mm;

  • -  Magistrala II Sud, traseu aerian cu lungime de 4,5, compusa din 3 conducte : doua conducte cu Dn500 mm+o conducta cu Dn700 mm;

Magistrala III Vest (Malu Roșu), traseu subteran, cu lungime 4,1 km, compusa din 2 conducte cu Dn600 mm;

  • -  Magistrala IV Centru, traseu subteran, cu lungime de 3,6 km, compusa din 2 conducte: doua conducte cu Dn500 mm;

  • -  Magistrala V Mihai Bravu, traseu subteran, lungime de 3,5 km, compus din 4 conducte: 2 conducte cu Dn500 mm pe o lungime de 2,3 km si doua conducte cu Dn300 mm pe o lungime de 1,2 km;

  • -  Magistrala VI Vest, traseu subteran, cu lungime de 2,7 km, compusa din 2 conducte cu Dn600mm.

Intre aceste magistrale de termoficare principale, exista legaturi care permit asigurarea alimentarii consumatorilor in condiții de siguranța si eficienta. Ramificațiile si racordurile la punctele termice au diametre cuprinse intre Dn 50 si Dn 300.

Sistemul de conducte de transport prezintă deteriorări ale izolației conductelor din cauza lipsei tablei la conductele amplasate aerian sau din cauza inundării canalelor termice la conductele amplasate subteran. Totodată, chiar in zonele in care izolația termica nu a fost deteriorata, ca urmare a vechimii si-a pierdut calitatile de izolare; durata de viata a vatei minerale este de 20 de ani. Ca urmare se impune inlocuirea/reabilitarea rețelelor primare, in vederea reducerii pierderilor de căldură si a celor de agent termic. S-au efectuat lucrări de reabilitare pe tronsoanele aferente conductelor magistrale amplasate aerian, respectiv de refacere a izolației termice si montarea tablei de protecție a izolației.

De asemenea, s-au efectuat lucrări de reparații capitale, in general pe racordurile punctelor termice, in zonele in care au fost avarii/spargeri repetate de conducte utilizindu-se conducte preizolate montate in pamant. Lungimea conductelor înlocuite pana in prezent este de 35,754 km, din care 15,614 km conducte noi pentru racorduri module termice si 20,140 km conducte reabilitate.

Activitățile de reparații realizate in ultimii ani au inlaturat o parte importanta a punctelor slabe, dar aspectele de uzura fizica si morala a conductelor conduc la valori relativ ridicate ale pierderilor de căldură.

De asemenea lipsa unui sistem de monitorizare si control al rețelei primare, a condus la imposibilitatea intervenției in timp real pentru eliminarea deficientelor, ca urmare a depistării greoaie a locului avariei.

Din punct de vedere al diametrelor si lungimilor conductelor ce compun reteua primara/transport si a conductelor reabilitate situația se prezintă astfel:

Diametrul nominal (mm)

Lungime        rețea

primara/conductafm)

*Lungime rețea primara      ne

reabilitata (m)

Lungime rețea primara reabilitata (m)

Dn25

370

160

210

Dn32

340

0

340

Dn40

270

0

270

Dn50

4370

870

3500

Dn65

1310

200

1110

RomCapitai j • • e

In vest •••

Dn80

5016

1030

3986

DnlOO

4732

1210

3522

Dnl25

7229

1564

5665

Dnl50

22611

14526

8085

Dn200

20169

17115

3054

Dn250

8504

6596

1908

Dn300

12186

8866

3320

Dn350

352

352

0

Dn400

7656

6872

784

Dn500

18224

18224

0

Dn600

11376

11376

0

Dn700

15116

15116

0

Dn800

1560

1560

0

Dn900

6013

6013

0

DnlOOO

4129

4129

0

Total

151.533

115.779

35.754

Tabel 8. Diametrele si lungimile conductelor ce compun rețeaua primara/transport



  • 5. Sistemul secundar de rețele termice de apa fierbinte

Sistemul secundar de distribuție aferent celor 86 PT,in lungime totala de conducte de circa 353,45 km respectiv 92,8 km de traseu, este compus din 3 sau 4 conducte (2 de încălzire si 1 de a.c.c. -in general lipsește conducta de recirculare care este montata doar in cazul retelor reabilitate in soluția preizolata). Diametrele rețelelor ce compun sistemul secundar sunt cuprinse intre Dn 25 si Dn 200. Principalele probleme ale sistemului secundar/de distribuție constau in:

lipsa sistemelor de monitorizare a stării conductei. In consecința este dificila identificarea —rapida si ușoara a zonelor in care exista sparturi;

nu exista in toate cazurile conducte de recirculatie a a.c.c. In consecința, in zonele unde lipsește recirculatia, serviciul de alimentare cu apa calda de consum acolo nu este de calitate corespunzătoare;

izolația termicaa conductelor nereabilitate este realizata din vata minerala, protejata cu folie de polietilena sau carton asfaltat, cu durata de viata intre 22 si 52 de ani.In mare parte aceasta si-a pierdut proprietatea de izolare.

Pentru remedierea deficientelor s-au efectuat lucrări de reabilitare a rețelelor secundare in proporție de circa 50%, utilizindu-se conducte preizolate; finanțările au provenit de la BERD si din surse proprii ale operatorului.


  • C. EVALUAREA SITUAȚIEI DIN PUNCT DE VEDERE AL RESPECTĂRII CERINȚELOR DE MEDIU

  • 1. Conformarea cu legislația de mediu

In ceea ce privește poluarea aerului, poluantii vizați sunt in dioxizii de sulf, oxizii de azot si pulberile. Emiterea acestor poluanti in atmosfera este reglementata prin Directiva 2012/75/CE, referitoate la limitarea emisiilor de poluanti provenite de la instalațiile mari de ardere. Legea 278/2013 privind emisiile industriale prevede la secțiunea 3-a valorile limita ale concentrațiilor emisiilor provenite din instalații mari de ardere.

Directiva 75/2010/CE privind emisiile industriale (prevenirea si controlul integrat al poluării) modifica unele directive printre caresi Directiva 2001/80/CE a Parlamentului European si a Consiliului din 23 octombrie 2001 privind limitarea emisiilor in atmosfera a anumitor poluanti provenind de la instalații de ardere de dimensiuni mari si Directiva 2008/1/CE a Parlamentului European si a Consiliului din 15 ianuarie 2008 privind prevenirea si controlul integrat al poluării. Modificarea acestor directive este motivata de necesitatea prevenirii, reducerii si, pe cat posibil, eliminării poluării provenind din activitatile industriale, in conformitate cu principiul „poluatorul plătește" si cu principiul prevenirii poluării, fiind necesar sa se stabilească un cadru general pentru controlul principalelor activitati industriale, acordând prioritate intervențiilor la sursa, asigurând o gestionare prudenta a resurselor naturale si tinind seama, atunci când este necesar, de situația economica si de caracteristicile locale specifice amplasamentului unde se desfsoara activitatea industriala.

In conformitate cu aceasta directiva au fost stabilite, pentru instalațiile care intra sub incidența Directivei 2003/87/CE de stabilire a unui sistem de comercializare a cotelor de emisie de gaze cu efect de sera in cadrul Comunității, începând cu anul 2016, noi valori limita pentru emisiile directe de gaze cu efect de sera. Aceste valori sunt specificate in anexa I la respectiva directiva.

La art.3O alin(2). Directiva prevede ca toate autorizațiile acordate instalațiilor care cuprind instalații de ardere carora li s-a acordat o autorizație înainte de 7 ianuarie 2013 sau ai căror operatori au depus o solicitare completa de autorizare inainte de data respectiva, cu condiția ca astfel de instalații sa fie puse in funcțiune cel târziu la 7 ianuarie 2014, sa includă condiții care au drept obiectiv garantarea faptului ca emisiile in aer provenind de la aceste instalații nu depsesc valorile limita de emisie prevăzute in anexa V partea 1.

In tabelul de mai jos sunt prezentate valorile maxim admise(VLE) conform prevederilor Anexei V partea 1 si al Legii 278/2013 , Anexa 5, partea 1, care sunt precizate in Autorizația integrata de mediu nr. PH-28/10.01.2018 pentru emisii de gaze evacuate din instalațiile de ardere din CET Brazi.

RomCapital **_, invest

Putere termica

Perioada de respectare valori emisii

Substanța poluanta

VLE (la un conținut de 3 %

O2 in gazele reziduale) {mg/Nmc) Gaze naturale

VLE (la un conținut de 6 %O2 in gazele reziduale)

(mg/Nmc)

Păcură

VLE (la un conținut de 3 % O2 in gazele reziduale)

(mg/Nmc)

Mixt(multiplu)

Valori realizabile in prezent de către instalațiile existente

(mg/Nmc)

Gaze naturale

IMA 1

Cos cazane 5,6 si 7(retras       din

exploatare)

Focare alimentate    cu

gaze naturale si păcură

Putere termica insumata cazane in funcțiune

572 MWt

IMA 3 (CAF2)

Focar alimentat cu gaze natutale

începând cu 01.01.2016

Pulberi

5

25

Valoarea maxim admisa se calculează conform art.40 al Directivei 2010/75/CE

1

S02

35

250

Valoarea maxim admisa se calculează conform art.40 al Directivei 2010/75/CE

< 20

NOX

100

200

Valoarea maxim admisa se calculează conform art.40 al Directivei 2010/75/CE

298

Pana la data de

31.12.2022

pulberi

5

50/100*

Valoarea maxim admisa se calculează conform art.40 al Directiva 2010/75/CE

0,857

Putere termica

Perioada de respectare valori emisii

Substanța poluanta

VIE (ia un conținut de 3 % O2 in gazele reziduale) (mg/Nmc) Gaze naturale

VIE (la un conținut de 6 %O2 in gazele reziduale)

(mg/Nmc)

Păcură

VIE (la un conținut de 3 % 02 in gazele reziduale)

(mg/Nmc)

Mixt(multiplu)

Valori realizabile in prezent de către instalațiile existente

(mg/Nmc)

Gaze naturale

si păcură)

Putere termica:

116,3 MWt

SO2

35

1700

Valoarea maxim admisa se calculează conform art.40 al Directivei 2010/75/CE

< 20

IMA 4 Cazan recuperator (turbina cu gaze)

Putere termica:

74,9 MWh

NOX

300

450

Valoarea maxim admisa se calculează conform art.40 al Directivei 2010/75/CE.

137

După

31.12.2022

Pulberi

5

25

Valoarea maxim admisa se calculează conform art.40 al Directivei 2010/75/CE.

0,857

SO2

35

250

Valoarea maxim admisa se calculează conform art.40 al Directivei 2010/75/CE.

< 20

NOX

100

200

Valoarea maxim admisa se calculează conform art.40 al Directivei 2010/75/CE.

137

RomCapital

Invest •••

Putere termica

Perioada de respectare valori emisii

Substanța poluanta

VLE (la un conținut de 3 % O2 in gazele reziduale) (mg/Nmc) Gaze naturale

VLE (la un conținut de 6 %O2 in gazele reziduale)

(mg/Nmc)

Păcură

VLE (la un conținut de 3 % O2 in gazele reziduale)

(mg/Nmc)

Mixt(multiplu)

Valori realizabile in prezent de către instalațiile existente

(mg/Nmc)

Gaze naturale

începând cu

01.01.2016

NOX

50-70

65

CO

100

-

0,929

Tabel 9. Valorile maxim admise precizate in Autorizația integrata de mediu nr PH-28/10.01.2018 pentru emisii de gaze evacuate din CET Brazi

Autorizația integrata de mediu prevede pentru instalația mare de ardere 1 (IMA 1), in conformitate cu prevederile Legii 278/2013 privind emisiile industriale, art.3O, alin.(10), o derogare de la obligația respectării valorilor limita a emisilor de SO2,NOX si pulberi in cazul utilizării pacurii, adica " in situația in care o instalație de ardere care folosește numai combustibil gazos trebuie sa recurgă, in mod excepțional, la utilizarea acestorcombustibili din cauza intreruperii neașteptate a aprovizionării cu gaz, si prin urmare, ar trebui da fie dotata cu un sistem de purificarea gazelor de ardere."

Perioada pentru care se acorda derogarea, conform aceluiași articol de lege, alin.(11) "nu trebuie sa depaseasca 10 zile, cu excepția cazului in care existea o necesitate imperioasa de a menține alimentarea cu energie". Este inclus in Planului National de Tranziție pana la 31.12.2022.

De asemenea, la emiterea autorizației integrate de mediu,Agenția pentru Protecția Mediului Prahova a impus obligația realizării lucrărilor de inlocuire a instalațiilor de ardere la cazanul nr.5, conform următorului program:

  • •  lucrări constructii-montaj:octombrie 2017;

  • •   probe tehnologice si punere in functiune.-aprilie 2018.

Aceste termene nu au fost respectate; pana in prezent nu a fost contractata execuția lucrărilor.

Pentru IMA 3 s-a obtinut derogare pana 31.12.2022, conform Legii 278 privind emisiile industriale, art.35(depunerea declarației operatorului). Aceasta instalație poate funcționa, dar cu respectarea valorilor limita ce au fost obligatorii pana la 31.12.2017, valori pe care CAF 2 le poate realiza avand montata instalație de ardere corespunzătoare.

Pentru IMA 4, valorile maxime admise sunt de 15% conținut de O2 in gazele de ardere.

Valorile precizate mai sus trebuie respectate după cum urmeaza :

  • •  Valoarea NOX de 75 mg/Nmc se aplica pentru turbinele cu gaz unde eficienta este determinata in condiții de baza:

  • -  turbine cu gaz utilizate in sisteme combinate de producere a energiei termice si electrice, cu eficienta totala mai mare de 75%(este situația actuala de fucntionare a turbinei cu gaze).


  • -  turbine cu gaz utilizate in instalații cu ciclu combinat cu eficienta totala medie anuala mai mare de 55% (situația turbinei după montarea unei turbine cu abur de 2 MW destinata aburului produs in cazanul recuperator).

• Valorile precizate mai sus in tabel sunt valori limita pentru NOX si CO si se aplica doar la o incarcare de peste 70%.

Din analiza comparativa a valorilor limita ce trebuie respectate conform cu prevederile Directivei 2010/75/CE si a Legii 278/2013 Secțiunea 3 - Valori-limita de emisie, rezulta ca nici cazanele de abur 420 t/h si nici CAF 100 Gcal/h nu respecta aceste valori; cu toate acestea, CAF 2 poate funcționa fiind cuprins in Planului National de Tranziție pana la finele anului 2022.

In aceasta situație, sursele de producere a energei termice ce mai pot funcționa in iarna 2018-2019 sunt CAF 2, turbina cu gaze si motorul termic, deci, începând cu aceasta iarna este problematic asigurarea necesarului de energie termica al Municipiului Ploiești. In acest caz trebuie ca in regim de urgenta sa se execute lucrări de conformare la cazanul de abur nr. 5 de 420 t/h.

Aceste lucrări constau in inlocuirea/adaptarea arzătoarelor pentru arderea gazelor naturale pentru obținerea concentrației NOX admise(maxim 100 mg/Nmc la un conținut de O2 in gazele arse de 3% in cazul gazelor naturale).

fâ&i i i€ âpitâ! ■ • * B tnvest' •••

In cazul folosirii pacurii, reducerea concentrației de SO2in vederea conformării implica valori mari ale investiției si un consum semnificativ de utilitati (aferente unei desulfurari). Apare ca viabila si logica înlocuirea pacurii. Aceasta este oricum un combustibil de rezerva care se consuma numai când este scăzută presiunea gazelor naturale, in combinație cu combustibil lichid usor(CLU) cu conținut de S< 0,2% si conținut de N2<0,2%. O alternativa o reprezintă utilizarea pacurii intr-un număr de maxim 100 de ore anual, permise de reglementările legale pentru depășirea valorilor emisiilor reglementate. Pana in anul 2022 (inclusiv) exista derogare.

Cazanul de abur nr. 6 este echipat cu arzatoare de concepție învechita. In plus, nu se mai poate folosi pentru ca IMA nu mai corespunde din punct de vedere al respectării concentrațiilor de emisii impuse de legislația actuala de mediu.

In ce privește emisiile de CO2: baza legală pe plan mondial pentru procesul de reducere a emisiilor de gaze cu efect de sera (printre care si CO2) o constituie Protocolul de la Kyoto, adoptat in decembrie 1997 cu ocazia celei de-a treia Conferințe a Pârtilor la Conventia-Cadru a Națiunilor Unite asupra Schimbărilor Climatice.


Romania a ratificat Protocolul de la Kyoto prin Legea nr. 3/2001, asumandu-si astfel obligația de a reduce emisiile de gaze cu efect de sera (GHG) cu 8%, in prima perioada de angajament, fata de anul 1989.

Emisiile anuale de CO2-Sursa de producere a energiei electrice si termice CET Brazi.

Pe baza cantitatilor de combustibil consumate s-au determinat cantitatile anuale de CO2 emise in atmosfera, rezultând următoarele cantitati:

An

Cantitate CO2 realizata

(tCO2/an)

CantitateCO2 alocata gratuit

(tCO2/an)

Cantitate necesara de achiziționat pentru conformare

(tCO2/an)

2015

333.399

110.023

223.376

2016

328.447

96.300

232.147

2017

339.405

83.008

256.397

Tabel lO.Cantitatile anuale de CO2 emise in atmosfera

Având in vedere faptul ca anual cota de emisii alocata gratuit, echivalent CO2, se reduce pentru a atinge pragul de "0" in anul 2020, efortul financiar pentru cumpărarea cantitatilor necesare in vederea conformării vor conduce la creșterea costului si respectiv a pretului/tarifului de vanzare a energiei termice.

  • 2. Resurse primare utilizate

In prezent combustibilul utilizat pentru producerea energiei termice in sursele de căldură aflate in administrarea S.C.VEOLIA PRAHOVA S.R.L. este gazul natural pentru CT de cvartal, iar pentru CET Brazi gazul natural si in mod excepțional păcură ușoara.

Calitatea si compoziția combustibilor este următoarea:

Gazele naturale sunt preluate din rețeaua naționala de transport a gazelor cu puterea calorifica inferioara de peste 8120 kcal/mc,asa cum rezulta din informațiile TRANSGAZ.Compozitia este următoarea:

Metan (CH4)

98.64%

Etan (C2H6)

0.35%.

i-Butan (C4H10)

0.02%

50

RomCapital

Invest

  • • — n-Butan (C4Hrc)                0.03%

  • •  Azot (N)                         0.93%

  • •  Bioxid de carbon (CO2)            0.03%

Conform Anexei 5 la "Regulamentul de măsurare a cantitatilor de gaze naturale tranzactionate in Romania" aprobat prin Ordin ANRE 62/2008, modificat ulterior prin Ordinele ANRE 115/2008 si 128/2008, compoziția chimica a gazelor naturale trebuie sa respecte cerințele de mai jos:


Denumirea si formula chimica a componentilor

Conținut % din molare

metan (CI)

min. 70

etan (C2)

max. 10

propan (C3 )

max.3,5

butan (C4_)

max.1,5

pentan (C5)

max.0,5

hexan (C6)

max.0,1

heptan (C7)

max.0,05

octan (C8) si hidrocarburi superioare (C9)

max.0,05

azot (N2)

max.10

dioxid de carbon (CO2)

max.8

axigen (02)

max.0,02

hidrogen sulfurat (H2S)

max. 6,8 mg/ m3

etilmercaptan (C2H5SH) 1

min. 8 mg/ m3

sulf total pe o perioada scurta

max. 100 mg/ m3

Tabel 11.Cerințe privind compoziția c

limica a gazelor naturale

Păcură din producție PETROM BRAZI are următoarele caracteristici chimice:

- conținut de apa (%)

0,4+0,63

- conținut de cenușa Ai (%)

0,1

- puterea calorifica inferioara Q1 la starea inițiala (kcal/kg)

9400 + 9800

- conținut de carbon (%)

82,8 +85,9

- conținut de hidrogen H'(%)

10,8+11,88

- conținut de azot N' (%)

0,4 + 0,53

- conținut de sulf S' (%)

0,2 + 0,57

- conținut de oxigen O1 (%)

1,47 +1,9

- asfaltene (%) g

3,3 + 4,60

RomCapitaf

Inwsț: •••

  • 3. Situația la consumatori

  • A.     Contorizare la nivel de scara bloc/imobil

Contorizarea energiei termice la nivel de scara de bloc (imobil) pentru toate apartamentele racordate la SACET a fost finalizata la sfârșitul anului 2005. Astfel, in Municipiul Ploiești decontarea energiei termice cu asociațiile de proprietari se face prin masurarea cantitatilor de căldură consumate pentru a.c.c. si căldură pentru incalzire, la nivel de branșament.

Prin contorizarea de branșament, asociațiile de proprietari (consumatorul) plătesc numai energia termica efectiv consumata, nu si pierderile din sistem, facturile de energie termica fiind astfel diminuate. Faptul ca se plătește exclusiv ceea ce se consuma a condus la realizarea unui grad mare de incasare de la asociațiile de locatari. Contorizarea la nivel de branșament permite depistarea si intervențiile pompte in cazul unor defecțiuni.

  • B.      Instalații interioare si contorizare individuala

Instalațiile interioare existente pentru a.c.c. si incalzire au fost realizate cu distribuție in imobil pe verticala pe mai multe coloane, fapt ce împiedica realizarea contorizarii consumurilor individuale pe fiecare apartament, atat pentru a.c.c., cat si pentru agentul termic pentru incalzire.

Pentru incalzire au fost montate repartitoare de costuri pentru incalzire.

Schimbarea soluției de distribuție de pe verticala pe orizontala creeaza posibilitatea contorizarii consumurilor individuale pe apartament, atat pentru conducta de a.c.c., cat si pentru agentul termic pentru incalzire. De asemenea, se oferă posibilitatea consumatorului de a regla regimul termic pe fiecare calorifer, prin utilizarea robinetilor termostatici.

Problemele funcționale ale sistemului de incalzire sunt următoarele:

  • •  Sistemul de incalzire interioara a fost conceput pentru funcționare cu debit masic constant, asigurat la nivel de sursa de căldură sau PT. Nu exista dispozitive de reglare a debitului de agent termic. Racordul de intrare in bloc nu dispune de vana de realizare a presiunii diferențiale constante si in consecința intreg sistemul de distribuție se bazeaza pe ipotetica echilibrare hidraulica ce ar fi trebuit realizata prin diafragmele fixe amplasate pe conductele de distribuție a agentului termic secundar.

  • •   La baza coloanelor nu sunt plasate nici macar T-uri de reglaj in scopul echilibrării hidraulice a distribuției interioare. In consecința, singura echilibrare se poate realiza din reglajul fix al robinetelor de la nivelul corpurilor de incalzire, dar in practica nu se efectuează.In majoritatea cazurilor robinetele din dotarea corpurilor de incalzire sunt imobilizate in poziția deschis din cauza depunerilor de materii din apa vehiculata in sezonul de incalzire si deci nu mai pot fi manevrate. Lipsa organelor de reglaj hidraulic funcționale la nivelul rețelei de distribuție conduce la o echilibrare hidraulica departe de cea luata in calcul la dimensionarea instalației de incalzire. Diafragmele fixe sunt fie dezafectate, fie cu secțiunea de trecere parțial colmatata, conducând la stabilirea unui regim de debite si presiuni complet diferit de cel de proiect. Lipsa organelor de reglaj hidraulic la corpurile de incalzire conduce la o distribuție haotica a debitelor de agent termic in corpurile de incalzire, amplificata si de diminuarea locala a debitelor, ca urmare a depunerilor masive de materii organice si anorganice din corpurile de incalzire.

Spalarea corpurilor de incalzire si a instalației interioare este benefica numai cu îndeplinirea următoarelor condiții:

  • •   umplerea instalației cu apa tratata;

  • •   renunțarea la practica ciclului golire - umplere sezoniera;

RomCapital

Invest •••

ffio!;xete3eMm,ajksusâxezu1ia^lar^Sependen.taWint^60feet^fumttenaFe^3:€or=^wfeFs3ele:siiweateiireis=si remedierea rețelei de distribuție, cel puțin din punct de vedere ale pierderii de agent termic secundar.

  • •   Izolația termica a conductelor este, din cauza vechimii mari a instalațiilor, afectata atat de tasarea vatei minerale cat si de mediul cald si umed din subsoluri. Din punct de vedere energetic consecința imediata o constituie creșterea fluxului termic disipat si implicit reducerea randamentului instalațiilor de incalzire;

  • •   Aerisirea instalației, la punerea in funcțiune sau de cate ori este nevoie, se realizează haotic de către locatari, adaosul pentru completare fiind făcut cu apa netratata din lipsa instalațiilor de tratare din PT-uri. Aceasta conduce la funcționarea defectuoasa sau la insuficienta debitului in cazul unor aerisiri cu debit mare;

  • •   Golirea instalațiilor interioare de incalzire in sezonul cald si reumplerea odata cu inceperea sezonului de incalzire determina apariția fenomenului de coroziune interioara a conductelor.

Din cele prezentate, rezulta următoarele concluzii privind starea actualului sistem de incalzire a spatiilor din blocuri ale căror instalații sunt racordate la sistemul de incalzire aferent CT/PT:

  • •   Instalațiile interioare de incalzire in starea lor actuala nu pot sa-si adapteze caracteristicile funcționale la necesitatea asigurării confortului termic in spatiile locuite;

  • •   Sistemul este rigid in raport cu cerința de flux termic a spatiilor locuite;

  • •   Instalațiile sunt afectate de disfunctii care le diminuează randamentul, acesta avand valori de circa 80 - 85 %;

  • •   Regimul hidraulic este caracterizat de o mare dispersie a debitelor de agent termic in raport cu debitele de proiect;

  • •   Instalațiile trebuie adaptate la regimul de funcționare cu debit variabil, fara afectarea regimului hidraulic al sistemului si fara reducerea randamentului de funcționare a pompelor de circulație din CT/PT.

Conductele de apa calda formează un sistem arborescent in subsolul clădirilor. O problema importanta ramane lipsa/dezactivarea conductelor de recirculare, fapt care generează consum inutil de apa si in consecința costuri inutile la nivelul locatarilor.

Se subliniază ca o funcționare corecta a alimentarii centralizate cu apa calda implica indeplinirea simultana a următoarelor condiții:

  • •   contorizarea căldurii conținuta de apa calda cel puțin la nivel de bloc, lucru realizat;

  • •   activarea conductelor de recirculare intre CT/PT si blocuri;

  • •   izolarea conductelor de distribuție a apei calde;

  • •   dotarea fiecărui consumator cu debitmetru pe traseul de apa calda;

  • •   dotarea cu armaturi cu fiabilitate crescută.

In ceeea ce privește starea tehnica si funcționala a instalațiilor de incalzire si apa calda de consum in blocurile/cladirile de locuințe avem următoarea situație:

  • •   Instalațiile de asigurare a incalzirii spatiilor, la nivelul blocurilor sunt, caracterizate de randamente scăzute. Regimul hidraulic este puternic perturbat, prin lipsa oricărui organ de asigurare a corectei echilibrări hidraulice (realizarea pierderii de sarcina hidrodinamica constanta in orice condiție de funcționare la fiecare bloc in parte).

  • •   Dezechilibrele hidraulice se manifesta atat pe orizontala, intre blocuri, cat si pe verticala, in blocuri.

-torCapitali

In vest •••

  • •  Consecințele regimului hidraulic perturbat sunt reducerea cantitatii de căldură furnizata blocurilor/apartamentelor si repartizarea neuniforma pe blocuri/apartamente.

  • •   Utilizarea apei netratate din reteua de incalzire conduce la depuneri de materii de natura organica sau/si anorganica, care contribuie la creșterea pierderilor de sarcina hidrodinamica si la amplificarea "dezechilibrelor" hidraulice, alaturi de corodarea elementelor componente (conducte, armaturi, corpuri de incalzire).

  • •   Din cauza vechimii instalațiilor, acestea au fost afectate de coroziune.

• Armaturile vechi sunt de foarte slaba calitate, improprii tendinței generale de reducere a consumului de apa si de căldură.

• Se impune activarea conductelor de recirculare a apei calde, avand ca rezultat imediat reducerea consumului de apa la nivelul consumatorilor/locatarilor si asigurarea apei calde la temperaturi corespunzătoare tot timpul.

Principalele lucrări de intervenție la instalațiile interioare din blocuri/cladiri sunt cel puțin următoarele:

  • •  Termoizolarea conductelor din subsol si înlocuirea armaturilor cu pierderi.

  • •   înlocuirea pe cat posibil a corpurilor de incalzire, dar obligatoriu a armaturilor instalației de distribuție a apei calde de consum, aferente fiecărui apartament.

  • •   Montarea de robineti termostatati pe corpurile de incalzire din apartamente pentru reglajul temperaturii in incaperi la valoarea dorita si necesara. Reglajul temperaturii in incaperi in funcție de perioada de folosire a încăperii este una din caile facile de reducere a consumului de căldură pentru incalzire si deci a facturii. Măsură trebuie corelata cu reabilitarea pompelor din PT-uri/CT-uri ce trebuie dotate cu variatoare de turatie pentru adaptarea la regimul de funcționare cu debit variabil pe care-l creaza reglajul din robineti termostatati aferenti corpurilor de incalzire.

  • •   Activarea/montarea conductelor de recirculatie a apei calde intre blocuri/cladiri si PT-uri/CT-uri.

  • C. Anveloparea clădirilor - fațade, terase, tamplarie exterioara


In conformitate cu rezultatele recensământului, in Ploiești sunt înregistrate 21.172 clădiri cu funcțiunea de locuința, din care 88.104 de apartamente in care locuiesc un număr de 160.000 de ploiesteni. Din punct de vedere al formei de proprietate, locuințele se afla in proporție de 97.6% in foma privata. Din punct de vedere al echipării fondului locativ, 93% au acces la apa potabila, 90% sunt legate la rețeaua de canalizare, 98% au instalații electrice si 78% sunt conectate la sistemul de termoficare.

Din sistemul centralizat de alimentare cu energie termica din municipiului Ploiești, in prezent 54.148 de apartamente se alimentează cu energie termica din SACET. Raportând consumurile de căldură pentru incalzire si apa calda menajera realizate in anul 2017 la suprafața utila (încălzită), rezulta un consum de circa 167,8 kWh/m2/an, valoare care situează fondul locativ alimentat din SACET in clasa energetica"C"atat din punct de vedere al consumului pentru incalzire cat si al consumului de apa calda menajera.

In vederea îmbunătățirii eficientei energetice a clădirilor, cum prevede Directiva 2012/27/UE si Legea 372/2005 cu modificările si completările ulterioare, este necesara reabilitarea termica a clădirilor. Clădirile încadrate in clase de risc 0-111 trebuie reabilitate si structural.

Situația blocurilor reabilitate termic pana in prezent este următoarea:

Nr.blocuri: 63;

Nr.apartamente: 4.183.

RomCapital

învest •••

Programul de reabilitare termica a locuințelor/blocuri in perioada 2018-2020 include 14 blocuri, adica un număr de 537 apartamente cu o suprafața construita de circa 26.850 m2. Pentru aceste investiții sunt depuse 14 apeluri pentru finanțare din Programul Operațional Regional 2014-2020 Axa 3 „Sprijnirea tranziției către oeconomie cu emisii scăzute de carbon" - Prioritatea de investiții 3.1 - „Sprijinirea eficientei energetice, a gestionarii inteligente a energiei si a utilizării energiei din surse regenerabile in infrastructurile publice, inclusiv in clădirile publice si in sectorul de locuințelor"- Operațiunea A - Clădiri rezidențiale.

D.     Analiza SWOT privind problematica sistemului de alimentare cu energie termica

Analiza SWOT se realizează, in general, in prima faza a unui proiect, pentru ca elementele de analiza sa poata alcatui baza planului de proiect si sa poata fi folosite ulterior in cadrul acestuia, daca apar dificultăți in ceea ce privește derularea.

In cadrul analizei SWOT s-a tinut seama de faptul ca:

• Punctele tari si punctele slabe sunt concepte „statice", bazate pe parametrii descriptivi, intr-o

k

perioada determinata de timp. Ele reprezintă "ce exista".

  • •   Oportunitățile si amenințările au in vedere viitorul, si se refera la alegerile care se fac in procesul de planificare. Ele reprezintă „ ceea ce poate fi".

1.      Puncte tari

Punctele tari identificate in cadrul analizei sunt:

  • •   Existenta sistemului centralizat de alimentare cu energie termica, la care este racordat un număr mare de consumatori. Gradul de bransare al consumatorilor casnici a fost la finele anului 2017 de 83,6 % si are o scădere anuala de circa 0,2%; numărul consumatorilor agenti economici a fost in creștere, ajungând la finele anului 2017 la 735; numărul consumatorilor reprezentând instituții publice a ramas constant, si anume 59.

  • •  Sursa de producere a energiei termice, CET Brazi, este alimentata cu gaze naturale din rețeaua de transport a gazelor naturale, la un preț cu circa 200 lei/l.OOOmc, mai scăzut decât gazele din rețeaua de distribuție din care sunt racordate toate celelalte SACET din tara.

  • •   CET Brazi are surse de producerea energiei termice care sunt asimilate instalațiilor mari de ardere, asa cum sunt acestea definite in Directiva 2001/80/CE, modificata si completata, instalații ce sunt obligate sa aiba emisiile evacuate in atmosferaincadrate in anumite valori limita (valori stabilite prin Directiva 2010/75/CE si Legea 278/010). In aceasta situație se asigura protecția mediului, comparativ cu centralele termice de apartament care realizezaza emisii la mica inaltime care nu dispersează.

  • •   Reabilitarea, pana in prezent, a punctelor termice, a circa 35,750 km de conducta primara si circa 50% din lungimea rețelelor secundare.

  • •   Monitorizare si control eficient asupra tuturor componentelor sistemului din punct de vedere al parametrilor de funcționare.

2.     Puncte slabe

  • •   încadrarea dificila in prevederile directivei 2010/27/CE privind eficienta energetica.Din lipsa finanțării, programul de reducere a pierderilor in rețele termice si de reducerea consumului de energie termica in SACET prin reabilitarea termica a cladirilorse realizează cu greutate.


  • •   Sistemul de conducte primare a fost reabilitat in proporție scăzută, astfel ca pierderile in aceste rețele sunt de circa 24,1%, ceea ce inseamna 158.534 Gcal/an, echivalent cu consumul a circa 21.200 apartamente, raportat la consumul unitar de 7,5 gcal/aparatament si an realizat in anul 2017.

  • •   Număr redus de mari consumatori de energie termica racordați la rețea.

    3.


    Oportunități


  • •   Existenta in zona a unei centrale de cogenerare privata, care are in funcționare grupuri energetice in cogenerare pe gaze dar si un grup cu funcționare pe cocs de petrol si lignit.

  • •   Posibilitatea realizării unei instalații de producere a energiei termice sau producere de energie electrica si termica in cogenerare prin coincinerarea deșeurilor municipale sau prin arderea gazelor rezultate prin piroliza acestora. Pentru realizarea acestei investiții, din informațiile primite, Consiliul Județean Prahova are consultări cu reprezentanții unui fond din Norvegia.

  • •   Posibilitatea accesării unor finanțări pentru reabilitarea rețelelor termice din bugetul de stat prin programul" Termoficare 2016-2020".

    4.


    Amenințări


  • •  Cea mai mare amenințare o reprezintă cazanul nr. 5 care nu îndeplinește cerințele de mediu, iar lucrarea de înlocuire arzatoare nu este a fost scoasa la licitație pana in prezent.

  • •  Toare sursele din CET Brazi au durata de viata depășită si pentru menținerea acestora in funcțiune după anul 2022 trebuie investite sume mari. Pana in prezent a fost reparata capitalturbina nr. 5; nu am primit informații privind starea acesteia sau despre perioada in care mai poate funcționa.

  • •  Vechimea conductelor de abur viu si apa de alimentare impune de urgenta înlocuirea acestora. Sumele implicate sunt mari. Este necesara o analiza atenta, pe baza unei experize tehnice a tuturor instalațiilor aferente grupului nr. 5, pentru a verifica daca se mai justifica investiții sau daca trebuie instalate noi capacitati de producție in cogenerare.

    E.


Analiza de piața a resurselor energetice pe termen mediu si lung

1.


Disponibilitatea resurselor primare fosile

Analiza posibilităților de acoperire a necesarului de resurse energetice primare in perspectiva pornește de la situația actuala a rezervelor certe, corelata cu o estimarea cat mai realista a resurselor potențiale si cu previziunile privind consumul de resurse determinat de cererea de energie finala.

Din acest punct de vedere, in proiectul de strategie energetica 2011-2035 se fac următoarele estimări:

Rezervele de lignit pot asigura exploatarea eficienta a lor pentru inca aproximativ 40 ani la un nivel de producție de circa 30 mii. tone/an. In sectorul de extracție a lignitului nivelul de intervenție a statului nu exista.

Privitor la huila, restrângerea perimetrelor si închiderea minelor neperformante a condus la situația in care numai circa 30% din totalul rezervelor geologice de huila se mai regăsesc in perimetrele aflate in concesiunea CNH-SA. Intervenția statului, condiționată de aplicarea stricta a unui program de închidere a minelor care generează pierderi, prin acordarea de subvenții este eliminata a incepand din 2018. Eliminarea subvențiilor, coroborat cu evoluția costurilor de producție si a costurile suplimentare cu emisiile de CO2, va conduce la reducerea tot mai accentuata a competitivității huilei din producție interna si deci la restrângerea semnificativa a producției. Din punct de vedere economic si energetic pentru producția de energie, huila indigena, fara subvenții devine sursa marginala.

RomCapital

Invest

Din tabelul de mai jos prîvînd situația resurselor naționale de energie primara, rezulta ca exceptând sursele energetice regenerabile, lignitul reprezintă singurul purtător intern de energie primara accesibil pentru o perioada de peste 40 de ani.

Resurse purtătoare de energie electrica

Rezerve

Producție anuala

Perioada estimata de asigurare

Rezerve

Exploatabile

concesionate

In perimetre noi

Rezerve geologice

Rezerve exploatabile concesionate2)

In

Perimetre

Mil.tone

Mil.tone

Mil.tone

Mil.tone

Ani

Ani

Ani

1

2

3

4

5

6=2/5

7=3/5

8=4/5

Cărbune

Huila

755

105

2,5

229

*)

Lignit

490

445

1045

3,0

47

15

30

Titei

74

4,5

14

Gaze naturale1

185

10,5

_

15

Tabel 12.Situatia resurselor naționale de energie primara

Sursa: Strategie energetica 2011-2035 - proiect

Nota:11 exclusiv gaze naturale, exprimate in mld. m3;

2) durata de acordare a unei concesiuni este de cel puțin 2 ani;

*’ depinde de evoluția reglementarilor Comisiei Europene in domeniu.

Conform estimărilor,pana in anul 2020 rezervele naționale de titei si gaze naturale din Romania vor evolua după cum urmeaza:

Anul

Titei (milioane tone)

Gaze naturale (miliarde mc)

2018

34

89

2019

31

83

2020

28

77

Premise avute in vedere in cadrul estimării

-Datorita               epuizării

zăcămintelor,p roductia de titei poate inregistra scăderi anuale de 2 - 4%.

-Gradul de inlocuire a rezervelor exploatate nu va depăși 15 - 20%

-Datorita               epuizării

zăcămintelor, producția de gaze poate inregistra scăderi anuale de 2 - 5%.

-Gradul de inlocuire a rezervelor exploatate nu va depăși 15-30%

Tabel 13. Estimările rezervelor naționale de titei si gaze naturale din Romania Sursa :ANRM

Deși Romania este singurul producător semnificativ de hidrocarburi din sud-estul Europei, pe fondul declinului natural al zăcămintelor, producția anuala s-a diminuat constant in ultimul deceniu, ajungând in 2015 la 3,8 mii t titei si 10,8 mld m3 de gaz natural; resursele dovedite de titei erau, in 2015, de 38,4 mii t,

invest •••

iar cele de gaze de 101,4 mld m3. Se estimează ca producția de titei isi va continua tendința de scădere lenta intre 2030 si 2050, de la 22 la 13 TWh (1,93 la 1,15 mii tep). Declinul producției medii anuale a fost de 2%.

Din cele prezentate rezulta faptul ca acoperirea cererii de energie primara in Romania va fi posibila prin creșterea utilizării surselor regenerabile de energie si prin importuri de energie primara - gaze, titei.Gradul de dependenta de importuri va depinde de descoperirea de noi resurse interne exploatabile precum si de modul de exploatare a rezervelor descoperite in Marea Neagra.

Conform proiectului de Strategie Energetica 2016-2030 cu perspectiva anului 2050, producția totala de energie primara va prezenta o ușoara scădere, de la 304 TWh (echivalentul a 26,2 mii tep) in 2030 la 287 TWh in 2050.

Producția totala de cărbune va scadea de la 32 TWh in 2030 la 12 TWh in 2050, in continuarea tendinței de diminuare a cărbunelui in mixul energetic (45 TWh in 2020). Romania dispune de rezerve totale de 12,6 mld t lignit, cu o putere calorifica medie de 1.800 kcal/kg, concentrate geografic in Bazinul Minier Oltenia. Zăcămintele in exploatare totalizează 986 mii t. Producția anuala de lignit a scăzut de la 31,6 mii t in 2012 la 22,1 mii t in 2015, situandu-se pe locul sase in UE - după Germania, Polonia, Grecia, Republica Ceha si Bulgaria. Rezervele de huila, concentrate in bazinul carbonifer al Văii Jiului, totalizează 2,2 mld t, din care 592 mii t se afla in perimetre exploatate. Puterea calorifica a huilei romanești este de 3650 kcal/kg. Producția de huila, in 2015, a fost 1,29 mii t, in scădere de la 1,87 mii t in 2012.

Producția de gaz natural va scadea, după ce atinge un nou vârf de 132 TWh in 2025 ca urmare a producției din Marea Neagra, la 96 TWh in 2030 si la 65 TWh in 2050. Piața de gaze este avantajata de poziția favorabila a României fata de capacitatile de transport de gaze in regiunea sud-est europeana si de posibilitatea de interconectare a Sistemului National de Transport (SNT) cu sistemul central european si cu resursele de gaze din Bazinul Caspic, din estul Marii Mediterane si din Orientul Mijlociu, prin intermediul Coridorului Sudic.

In ultimii ani, producția interna constanta si consumul in scădere au redus ponderea anuala a importurilor de gaze de la 15% in 2013 la 7,5% in 2014 si la doar 2,5% in 2015. In schimb, in 2016, pe fondul cotatiilor in scădere ale petrolului, importurile prin contracte pe termen lung au ajuns la preturi egale sau chiar mai mici decât cele din producția interna. In anii ce urmeaza, pentru producătorii de gaze din Romania va fi importanta menținerea la un nivel competitiv in raport cu sursele din import, avand in vedere:

  • •   probabila menținere a unui preț mai mic al barilului de petrol;

  • •   oferta excedentara de gaz natural la nivel global, preturile internaționale convergand spre valori reduse;

  • •  faptul ca in Romania, pana in anul gazier 2015-2016, tariful de rezervare de capacitate in SNT gaze naturale pe intrările din import a fost mai mare decât cel pe intrările din producția interna, astfel ca producția locala a beneficiat de un avantaj competitiv. începând cu anul gazier 2016-2017, rezervarea pe ambele tipuri de puncte (intrare/iesire) se face la același tarif.

  • 2. Surse energetice regenerabile

Pentru promovarea utilizării energiei din surse regenerabile - Parlamentul European si Consiliul Uniunii Europene au emis Directiva 2009/28/CE cunoscuta si sub denumirea Directiva RES care stabilește un cadru comun pentru promovarea energiei din surse regenerabile (SRE) pentru atingerea obiectivului global de 20% SRE in consumul de energie al UE in anul 2020. Acest obiectiv este in conformitate cu obiectivul comunitar „20-20-20", respectiv realizarea la nivelul anului 2020: -20% - scăderea nivelului gazelor cu efect de sera, +20% - creșterea eficientei energetice si +20% - ponderea SRE in mixul energetic comunitar.

Obiectivele individuale pentru fiecare stat membru au rezultat prin transpunerea obiectivului comunitar de 20% printr-o alocare echitabila si adecvata care ia in considerare diferentele inregistrate in anul de baza

RomCapital

in vest •••

2Q05-3Fpstentialele-SRE afe statelor membre, inclusiv niveiui existent ai energiei din surse regenerabile si al mixului energetic.

Romania a implementat inca din noiembrie 2005 un sistem de promovare/sprijim pentru producerea de energie electrica din surse regenerabile de energie, respectiv sistemul de cote obligatorii combinat cu tranzacționarea de certificate verzi pe piața de certificate Schema de sprijin pentru promovarea energiei din surse regenerabile a fost stabilit prin legea 220/2008, pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie, asa cum a fost modificata si completata.

Certificatele verzi emise producătorilor acreditați de către ANRE pentru a beneficia de sistemul de promovare se tranzactioneaza pe piața de certificate verzi, care conține doua componente, respectiv piața centralizata a certificatelor verzi si piața contractelor bilaterale a certificatelor verzi. Ambele piețe sunt administrate de OPCOM - Operatorul comercial al pieței de energie electrica, participarea la piața de CV facandu-se in baza convențiilor de participare încheiate intre administratorul pieței si participantii la piața. Tranzacționarea certificatelor verzi pe cele doua piețe se face la preturi stabilite in mod concurential, respectiv prețul de închidere al pieței de certificate verzi al tranzacțiilor lunare si preturile liber negociate in contracte bilaterale intre producători, deținători de CV si furnizorii de energie electrica care potrivit legii trebuie sa achiziționeze anual o cota obligatorie de CV stabilita de către ANRE.

Numărul participanti la piața CV a crescut semnificativ - de la 63 in 2007, la 945 in luna aprilie 2018. Puterea instalata in centralele electrice care beneficiază de CV a crescut, de asemenea, ajungaind de la 21 MW in 2005, la 561 MW instalați la sfirsitul anului 2010 si la 5127 MW in anul 2016. De menționat este si faptul ca energia electrica produsa pe MW instalat a crescut semnificativ ca urmare a instalării de capacitati de producere cat mai eficiente - de la 368 MWh/MW la 1205 MWh/MW. Trebuie avut in vedere faptul ca majoritatea puterii instalate este in energie eoliana a cărui factor de capacitate variaza in Romania intre 19-25%.

Numărul de CV a evoluat in perioada 2005 - 2016 proporțional cu energia electrica, deoarece sistemul inițial de promovare prevedea lCV/lMWh, iar incepand cu decembrie 2011 se aplica noul sistem de promovare, diferențiat pe tip de sursa regenerabila utilizata. In continuare investitile in producerea de energie in resurse regenerabile nu vor mai fi sprijinite, astfel ca realizarea de noi capacitati se va produce intr-un ritm mai scăzut pana la perfecționarea echipamentelor si tehnologiilor de producere a energiei electrice din resurse regenerabile. Daca la nivelul anului 2006 un furnizor trebuia sa cumpere 1 CV pentru 2730 MWh energie electrica furnizata, in timp, aceasta valoare a scăzut considerabil, ajungandu-se ca in anul 2010 un furnizor sa cumpere 1 CV la fiecare 65 MWh de energie electrica furnizata consumatorilor finali, iar in anul 2016, cota a fost de 0,317 certificate verzi/MWh, conform Ordin ANRE nr. 183/2015 si 0,320 certificatii verzi/MWh in anul 2017, conform Ordin ANRE 119/2016.

Sursele regenerabile de energie din Romania au un potențial teoretic important, astfel ca se extimeaza ca producția de energie din SRE va creste in ritm susținut, de la 86 TWh in 2030 la 129 TWh in 2050. Potențialul utilizabil ai acestor surse este mult mai mic, datorita limitărilor tehnologice, eficientei economice si a restricțiilor de mediu.

Potențialul național al surselor regenerabile din Romania se prezintă astfel:

Sursa de energie regenerabila

Potențialul energeticanual

Echivalent economic energie (mii tep)

Aplicație

Energie solara

termica

60xl0sGj

1443,0

Energie termica

voltaic

1200GWh

103,2

Energie electrica

RomCapfrtah

In vest •••



Energie hidroelectrica, din care

-sub 10 MW

40.000GWh

6.000 GWh

2.440

516

Energie electrica

Biomasa si biogaz

318xIO6GJ

7.597

Energie termica

Energie geotermala

7 x 10s GJ

167

Energie termica

Tabel 14 Potențialul național al surselor regenerabile din Romania

Harta repartizării potențialului de surse regenerabile disponibile pe teritoriul României se prezintă astfel:

Figura 5.Harta repartizării potențialului de surse regenerabile

Sursa: MEF


Legenda:

  • I. Delta Dunării (energie solara);

  • II. Dobrogea (energie solara si eoliana);

  • III. Moldova (câmpie si podiș - microhidro, energie eoliana si biomasa);

  • IV. Munții Carpati (IVI - Carpatii de Est; IV2 - Carpatii de Sud; IV3 - Carpatii de Vest (biomasa,microhidro);

    • V. Podișul Transilvaniei (microhidro);

    • VI. Campia de Vest (energie geotermala);

    • VII. Subcarpatii (VIII - Subcarpatii Getici; VII2 - Subcarpatii de Curbura; VII3 -Subcarpatii Moldovei: biomasa, microhidro);

    • VIII.  Campia de Sud (biomasa, energie geotermala si solara).


Analizând harta resurselor regenerabile se poate constata ca in zona municipiul Ploiești sunt disponibile preponderent resurse sub forma de biomasa si microhidrocentrale. Pentru producerea energiei termice necesare alimentarii consumatorilor din municipiu nu ar putea fi utilizata decât biomasa care, la acesta data, din cauza costurilor ridicate ale tehnologiei, nu este recomandata.

Asa cum rezulta din cele prezentate anterior privind evoluția resurselor de combustibil, gazele naturale raman in continuare combustibilul indicat, alaturi de combustibili solizi (cărbune, cocs de rafinărie sau

Romcapital •%

Invest

către Uniunea Europeana numai in procesul de coincinerare.

Utilizarea altor combustibili in afara de gazele naturale ar asigura eliminarea dependentei alimentarii cu energie termica a orașului dintr-un singur combustibil.

Totuși, chiar daca intre prețul gazelor naturale si al combustibililor solizi sunt diferente mari de preț,este important sa se in in calcul diferența de randament - care este mai scăzut in cazul arderii combustibil solid si cantitateamai mare de emisii eliberate in cazul arderii combustibililor solizi.

De precizat ca exceptând centralele hidroelectrice mari, costurile de capital pentru realizarea investițiilor si costurile de producere a energiei in unitati ce utilizează surse regenerabile sunt mai marei decât cele aferente utilizării combustibililor fosili. Stimularea utilizării acestor surse si atragerea investițiilor in unitati energetice ce utilizează surse regenerabile se realizează prin mecanisme de susținere, in conformitate cu practica europeana.

  • 3. Evoluția preturilor combustibililor din tara si de pe piața externa

Pentru evoluția preturilor combustibililor exista puține informații, astfel incat in primul proiect de modificare a strategiei energetice la nivelul României s-au stabilit scenarii posibile si nu prognoze analitice absolute pentru preturi, din cauza dificultăților majore de a face predictii in acest domeniu. Evoluția preturilor combustibililor fosili s-a raportat la prețul lignitului, care este mult mai ușor de estimat.

Se au in vedere doua evoluții ale prețului lignitului - o evoluție minima rezultata din analiza factorilor de specialitate privind posibilitățile de eficientizare a producției si o evoluție in care se mențin condițiile actuale de producție.

Ipoteza prețului minim tine cont de următoarele masuri menite sa reducă costul lignitului:

  • •   Majorarea productivității in activitatea din cariere cu 30%;

  • •   Externalizarea unor activitati cu cheltuieli mai mari decât veniturile generate;

  • •   Optimizarea activitatilor in cariere si excavarea selectiva pentru creșterea puterii calorifice a lignitului;

  • •   Renunțarea la extracția din subteran a lignitului.

Pentru combustibilii din import, huila energetica, gaze naturale si titei s-au avut in vedere evaluările INCE si ale International Energy Outlook - US EIA.

Prețul relativ fata de lignit (euro/ipoteza minima) a combustibililor fosili se estimează ca va avea următoarea evoluție:

(_omb.

2010

2015

2020

2025

2030

2035

Lignit (tona)

Lignit minim

1

1

1

1

1

1

Lignit maxim

1,12

1,32

1,56

1,65

1,65

1,64

Cărbune import

Cărbune import minim

1,94

2,32

2,81

2,86

2,91

2,98

RomCapital fnvest

Cărbune import maxim

1,94

2,52

3,31

3,31

3,3

3,32

Gaze naturale (mii m3

Gaze naturale minim

4,13

4,43

6,43

6,37

6,27

6,25

Gaze naturale maxim

4,69

5,04

7,32

7,26

6,87

7,12

Păcură

3,74

4,65

5,83

5,78

5,71

5,67

Tabel 15. Evoluție preț combustibil fosil

Sursa: Strategia energetica 2011-2035-proiect

Indiferent de realizarea sau nerealizarea acestor scenarii de creștere a preturilor combustibililor, este o certitudine faptul ca prețul gazelor naturale din tara s-a aliniat la prețul gazelor din import, conform solicitărilor UE, aceasta reprezentind o liberalizare totala si reala a pieței gazelor.

Nu exista alte prognoze privind volutia preturilor la combustibili. Totuși, in proiectul stategiei energetice pentru perioada pana in anul 2035 cu perpectiva pana in anul 2050, este prezentata o estimare a costurilor gazelor naturale, biomasa si energie electrica ce se pot utiliza pentru asigurarea energiei necesara încălzirii si preparării a.c.c. In continuare se prezintă diagrama evoluției celor 3 surse ce se pot utiliza pentru SACET-uri.



Sursa: Proiect Strategie energetica 2016-2030 cu extindere pana in anul 2050

Din aceasta diagrama rezulta ca prețul gazelor naturale va fi mai scăzut decât al agentului termic produs in sistemele centralizate de alimentare cu căldură. Nu exista precizări din care sa rezulte condițiile concurentei loialeintre încălzirea cu gaze si cu agent termic. Pentru prepararea agentului termic in surse mari de ardere se plătesc emisiile de gaze cu efect de sera (echivalent CO2), precum si taxe către fondul de mediu pentru cantitatile de emisii de NOX si SO2 care rezulta din arderea oricărui combustibil fosil, deci si a gazelor naturale. Utilizatorii gazelor naturale in exteriorul SACET-uri nu plătesc aceste taxe, astfel ca agentul termic este mai scump. Ceea ce este foarte important pentru sanatatea populației, este faptul ca centralele de apartament nu dispersează emisiile care rezulta din ardere,acestea sunt eliminate la un nivel care permite inhalarea directa de către populație. In plus, aceste emisii se suprapun peste emisiile mijloacelor auto. Emisiile din sursele de producere a agentului termic se evacueaza la mare inaltime

RomCapital J*e Invest

iaden

F. Tendința cererii de energie termica in perioada 2017-2025 pentru diferite tipuri de consumatori

Pentru a se stabili tendința consumului de energie termica atat la consumatorii casnici cat si la cei non-casnici s-au avut in vedere următoarele premise:

  • a) pentru consumul casnic :

  • •  in anul 2018 consumul ramane in limitele celui realizat in anul 2017;

  • •   rata de bransare (deci si consumul de energie termica) scade cu 1% anual ceea ce reprezintă aproximativ media din perioada 2015-2017;

  • •  ca urmarea a obligațiilor de reducere a consumului de căldură a locuințelor prin reabilitarea acestora, s-a prevazutca se izolează termic toate clădirile de locuit in maxim 25 de ani; scăderea consumului ca urmare a anveloparii clădirilor de locuințe consumul se reduce cu 25%, deci anual se reduce cu 1%.

  • b) pentru consumul non-casnic:

  • •  consumatorii non-casnici nu se debranseaza.

  • •  consumatorii agenti economici nu au obligație expresa de izolarea termica a clădirilor, dar instituțiile publice au aceasta obligație; s-a stabilit ca toate clădirile agentilor economici si instituții publice se vor anvelopa in maxim 25 de ani, deci reducerea de consum va fi de 1% pe an.

  • c) pierderile se vor reduce începând cu anul 2019 in 10 ani, in funcție de investițiile ce vor fi realizate pentru reabilitarea rețelelor termice primare si secundare. Anual se vor reduce pierderile cu circa 13.000 Gcal, pana la valoarea de 70.000 Gcal/an, care preprezinta aproximativ pierderile teoretice din rețele, calculate pentru conducte preizolate, la diametrele si lungimile existente, in condiții de temperatura exterioara medie iarna de 2,3° C si vara de 22° C.

In aceste ipoteze, evoluția consumului de căldură pe o perioada de 20 de ani se prezintă astfel:

An

Consum casnic

(Gcal/an)

Consum non-casnic

(Gcalan)

Total consum

(Gcal/an)

Pierderi       in

rețele termice

(Gcal/an)

Cantitate ce trebuie produsa

(Gcal/an)

2018

403.300

63.500

466.800

197.000

663.800

2019

395.234

62.865

458.099

187.000

645.099

2010

387.329

62.236

449.566

174.000

623.566

2021

379.583

61.614

441.197

161.000

602.197

2022

371.991

60.998

432.989

148.000

580.989

2023

364.551

60.388

424.939

135.000

559.939

2024

357.260

59.784

417.044

122.000

539.044

2025

350.115

59.186

409.301

109.000

518.301

RomCapitai

Invest •••

An

Consum casnic

(Gcal/an)

Consum non-casnic

(Gcalan)

Total consum

(Gcal/an)

Pierderi       in

rețele termice

(Gcal/an)

Cantitate ce trebuie produsa

(Gcal/an)

2026

343.113

58.594

401.707

96.000

497.707

2027

336.250

58.008

394.259

83.000

477.259

2028

329.525

57.428

386.954

70.000

456.954

2029

322.935

56.854

379.789

70.000

449.789

2030

316.476

56.285

372.762

70.000

442.762

2031

310.147

55.723

365.869

70.000

435.869

2032

303.944

55.165

359.109

70.000

429.109

2033

297.865

54.614

352.479

70.000

422.479

2034

291.908

54.068

345.975

70.000

415.975

2035

286.069

53.527

339.596

70.000

409.596

2036

274.741

52.462

327.203

70.000

397.203

2037

269.246

51.937

321.183

70.000

391.183

—1

Tabel 16. Evoluția consumului de căldură pe o perioada de 20 de ani

Sursa: Prelucrarea consultantului pe baza datelor de la beneficiar

RomCapital

liwest •••


  • IV. ANAL&A FtNAWCÎÂRA A SiTUATÎErCURENTE

  • A. GENERALITĂȚI - PREMISE SI IPOTEZE DE LUCRU

Evaluarea performantelor financiare ale sistemului de termoficare a fost realizata luând in considerare atat contextul economic si social din Județul Prahova si Municipiul Ploiești (analiza "macro") cat si situația financiara la nivelul Veolia Energie Prahova (VEP) (analiza "micro").

In realizarea analizei financiare a situației actuale au fost colectate următoarele informații:

  • •   Date statistice:

Evoluția principalilor indicatori economici ai Județului Prahova (evoluția PIB, rata șomajului, salariul mediu net si brut, etc.)

Evoluția venitului gospodăriilor la nivel național.

Datele statistice au fost preluate din diferite rapoarte si analize publicate de către InstitutulNational de Statistica si Comisia Naționala de Prognoza.

  • •   Informații financiare:

Situațiile financiare ale VEP pentru anii 2015 si 2016;

Situația detaliata a veniturilor si cheltuielilor pentru anii 2015, 2016 si 2017.

  • B. CONTEXTUL ECONOMIC SI SOCIAL DIN JUDEȚUL PRAHOVA SI MUNICIPIUL PLOIEȘTI

Județul Prahova a cunoscut o dezvoltare importanta in ultimii ani, evidențiata de evoluția salariului mediu brut si de evoluția ratei șomajului. Conform statisticilor publicate de Institutul National de Statistica, in perioada 2014 - 2016 ponderea salariului mediu brut din Județul Prahova s-a menținut la un nivel de peste 98% din media naționala, reprezentând 100,0% din media naționala in 2014, 99,0% in 2015 si 98,8% in 2016. De asemenea, rata șomajului a scăzut de la 4,3% in 2015 la 4,0% in 2017.

In acest context de dezvoltare economica am realizat o analiza de suportabilitate a consumatorilor casnici atat pentru familia medie cat si pentru gospodăriile cu venituri reduse, deoarece capacitatea de plata a consumatorilor reprezintă un element important in gândirea viitoarei strategii de tarifare.

  • 1. Venitul mediu al familiei

Veniturile familiei sunt publicate de către Institutul National de Statistica la nivel național si regional, dar, din pacate, acestea nu sunt calculate si la nivel de județ. Institutul National de Statistica publica anual raportul "Coordonate ale nivelului de trai in Romania. Veniturile si consumurile populației" in care sunt prezentate veniturile si cheltuielile gospodăriilor la nivel național separate pe zona urbana si pe zona rurala. Evoluția venitului familiei la nivel național pentru perioada 2014 - 2016 este prezentata in următorul tabel:

Veniturile gospodăriei la nivel național

UM

2014

2015

2016

Veniturile gospodăriei medii

RON

2.501

2.687

2.945

Zona urbana

RON

2.781

2.997

3.327

Zona rurala

RON

2.140

2.279

2.447

Taxe si alte contribuții similare

RON

378,3

446,1

513,0

Invest:

Veniturile gospodăriei la nivel național

UM

2014

2015

2016

Zona urbana

RON

524,1

587,3

674,8

Zona rurala

RON

190,6

260,3

302,4

Venitul mediu disponibil la nivel național

RON

2.122

2.241

2.432

Zona urbana

RON

2.257

2.410

2.652

Zona rurala

RON

1.949

2.018

2.145

Tabel 17. Veniturile gospodăriei la nivel național (sume in RON/luna)

Sursa: "Coordonate ale nivelului de trai in Romania. Veniturile si consumurile populației. Anii 2016 si 2017", Institutul National de Statistica.

Deoarece veniturile medii ale gospodăriilor nu sunt publicate de către Institutul National de Statistica la nivel de județ, iar majoritatea veniturilor gospodăriilor sunt de tip monetar, se iau in considerare in cadrul analizei de suportabilitate ponderea salariilor medii brute ca factor de corecție pentru estimarea veniturilor gospodăriilor de la nivel național la nivel județean.

Sursa: Prelucrarea consultantului pe baza datelor de la Institutul National de Statistica

In graficul anterior este prezentata o comparație a evoluției venitului disponibil al gospodăriei si a ponderii salariilor medii brute la nivel de județ in media naționala. După cum se poate observa, ponderea salariului mediu brut in Județul Prahova in media naționala s-a menținut in ultimii trei ani la peste 98%, cu o ușoara scădere in 2015 si 2016 fata de nivelul din 2014.

  • 2. Analiza de suportabilitate pentru gospodăria medie

Indicele de suportabilitate reprezintă procentul mediu din venitul unei gospodarii (familii) plătit pentru factura aferenta unui serviciu de utilitate publica. Indicele de suportabilitate reprezintă un instrument

RomCapitât

In vest

folosit defactoriFde deckie-din toate serv4cife^rrtunicipaler(^pasi apa uzata/ssîubrttateyTTTCalzfre in sistem centralizat, etc.) pentru a analiza capacitatea de plata a consumatorilor si de a gândi pe baza lui strategiile viitoare de tarifare.

Luând in considerare evoluția cantitatii facturate pe gospodărie si preturile actuale, a fost inregistrata următoarea evoluție a indicelui de suportabilitate pentru familia medie.

Figura 8. Evoluția facturii medii pe gospodărie (RON/an) si a indicelui de suportabilitate (%) - factura anuala

Sursa: Prelucrarea consultantului pe baza datelor de la Institutul National de Statistica si Comisia Naționala de Prognoza

Pentru prima data, noțiunea de analiza de suportabilitate a fost introdusa prin Hotararea nr. 246/2006 pentru aprobarea Strategiei naționale privind accelerarea dezvoltării serviciilor comunitare de utilitati publice in care sunt recomandate nivelurile generale pentru ratele de suportabilitate. In acest document valorile recomandate sectorului de alimentare cu energie termica in sistem centralizat sunt: rata de suportabilitate = 10% (valoare medie daca factura anuala este impartita pe luni) sau 20% (daca rata de suportabilitate ia in considerare doar lunile din sezonul rece).

In cadrul Ghidulului pentru analiza cost beneficiu pentru proiecte de incalzire urbana/termoficare cu finanțare din Fondul de Coeziune si Fondul European de Dezvoltare Regionala in 2007-2013 a fost inclusa cerința ca strategiile de tarifare pentru prețul local de facturare (prețul plătit de populație) sa ia in considerare un nivel al indicelui de suportabilitate de 8,5% pentru gospodăria medie.

Din analiza graficul cu analiza de suportabilitate putem trage următoarele concluzii:

- Factura medie plătită de consumatorii casnici are o evoluție ușor crescătoare, datorita, in principal, creșterii cantitatii facturate;

Indicele de suportabilitate este in prezent in jur de 4,83% fiind mult sub limita tinta recomandata de strategia naționala si de Ghidul de Analiza Cost beneficiu ceea ce arata ca preturile actuale sunt suportabile.

In prezent, in principal datorita creșterii venitului familiei din ultimii ani, indicele de suportabilitate pentru familia medie este in jur de 5.0% deci mult sub limita maxima de 8.5%. Numărul de gospodarii care au

RomCapitas *JJ

Invest •••

solicitat ajutor pentru incalzire in iarna 2016/2017 a fost de 5.500 de gospodarii ceea ce reprezintă in jur de 10% din totalul gospodăriilor branșate. In aceste condiții se poate concluziona ca majoritatea gospodăriilor are o factura care generează un indice de suportabilitate sub limita de 8.5%.

Conform prevederilor Ghidului de Analiza Cost Beneficiu pentru investiții in POS Mediu si POIM in termoficare, daca nota de plata generează un indice de suportabilitate sub 8.5%, atunci tariful si factura sunt suportabile. Plecând de aceste prevederi, o ajustare a tarifului plătit de populație de 20-30% poate fi considerata fezabila.

  • 3. Analiza de suportabilitate pentru familiile cu venituri reduse

Ținând cont de gradul mare de conectare al gospodăriilor din Municipiul Ploiești la sistemul centralizat de incalzire exista posibilitatea ca analiza realizata la nivelul familiei medii sa ofere concluzii distorsionate in contextul in care exista o probabilitate ridicata ca gospodăriile conectate la sistem sa înregistreze venituri sub nivelul familiei medii (bazat pe ipoteza ca gospodăriile cu venituri ridicate au fost printre primele care si-au instalat centrale individuale). In acest context, pentru a oferi o imagine cat mai completa, a fost realizata si o analiza de suportabilitate pentru gospodăriile cu venituri reduse.

Gospodarii conectate vs. gospodarii care au solicitat ajutor pentru incalzire

60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

I 0









■ Numărul de gospodarii care au solicitat ajutor pentru incalzire (nr.) Numărul de gospodarii conectate (nr.)

Figura 9. Gospodarii conectate vs. gospodarii care au solicitat ajutor pentru incalzire

Sursa: Primăria Ploiești si Veolia Energie Prahova

După cum se poate observa, numărul de gospodarii care a solicitat ajutor pentru incalzire a scăzut mult mai rapid decât gradul de conectare la servicii.

Opinia echipei de consultanta este ca principala cauza a scăderii numărului de gospodarii care a solicitat ajutor pentru incalzire o constituie schimbările legislative care au dus la un set de criterii mult mai restrictive de acordare a ajutorului pentru incalzire.

Cu toate ca un număr mare de gospodarii nu a mai solicitat ajutor pentru incalzire in ultimii ani (scădere cu 2.286 de gospodarii in ultimii 3 ani), o mare parte din acestea au ramas in continuare clienti ai sistemului centralizat de incalzire si au inregistrat potențiale dificultăți in ultimii ani in achitarea facturilor.

Ținând cont de situația de mai sus, a fost realizata o analiza de suportabilitate si pentru aceste categorii de gospodarii cu venituri reduse. Pentru cele 10 categorii de gospodarii cu venituri reduse (categoriile de

RomCapital tnveșt •••

venituri sunt definite de Ordonanta 27/2013T pentru modificarea^i'cornpletăreToFdonantei de Urgenta a Guvernului nr. 70/2011 privind masurile de protecție sociala in perioada sezonului rece, cu modificările si completările ulterioare), s-a plecat de la veniturile pe anul 2012 si au fost extrapolate la nivelul anului 2016 pe baza creșterii venitului familiei medii la nivel național.

In funcție de veniturile medii nete lunare pe membru de familie sau al persoanei singure, compensarea procentuala se acorda din bugetul de stat si poate fi intre 90% si 5%.


Nivel ajutor de incalzire

Venitul mediu pe persona pe luna (RON)

Venit        mediu

disponibil         pe

gospodărie pe luna

2012-2013

2016-2017

90%

155

185

417

80%

183

218

491

70%

235

280

632

60%

285

340

766

50%

368

438

988

40%

390

465

1.048

30%

453

540

1.216

20%

510

608

1.371

10%

578

689

1.552

5%

701

835

1.883

Tabel 18. Gospodăriile cu venituri reduse (sume in RON/luna)


In calcularea indicelui de suportabilitate s-a considerat ipoteza ca la nivelul anului 2016 categoriile de gospodarii care nu au mai solicitat ajutor de incalzire sunt cele din categoriile 60% - 5% (ex. 60% reprezintă ajutorul de incalzire calculat ca procent din factura de energie termica). Pentru aceste categorii de gospodarii, a fost calculat indicele de suportabilitate prezentat in graficul următor:

RomCapftat •%

Invest •••


Figura 10. Indicele de suportabilitate pentru gospodăriile cu venituri reduse (%)

In analiza se poate observa ca indicele de suportabilitate pentru cinci categorii de familii (60%, 50%, 40%, 30% si 20%) a depășit nivelul maxim recomandat de 8,5% ceea ce arata ca, in cazul in care aceste gospodarii nu au mai solicitat ajutor de incalzire, factura de încălzire a reprezentat o presiune semnificativa pe bugetul familiei. Pentru celelalte categorii de gospodarii, indicele de suportabilitate a fost sub pragul de 8,5%, cu mențiunea ca si categoria de familii cu 10% nivel de subvenționare înregistrează un indice de suportabilitate de 8,4%.

La nivel total, aceste categorii de gospodarii cu venituri reduse reprezintă insa maxim 12% din total număr de gospodarii conectate, deci, la nivelul actual de tarifare, indicele de suportabilitate este sub limita maxima suportabila de 8,5%.

  • 4. Analiza opțiunii "centrala individuala pe gaz"

Prețul practicat pentru consumatorii casnici are si o limitare comerciala determinata de costul unei gigacalorii pentru gospodăriile care au ales opțiunea cu centrala individuala pe gaz. Pentru a putea face aceasta comparație, am realizat o estimare a costurilor pentru o gospodărie medie ce utilizează un sistem de incalzire cu centrala pe gaz.


Costul centralei (inclusiv instalațiile aferente)

RON

4.095

Cost racord gaze naturale

RON

1.450

Consum energie termica

Gcal/an

7,42

Eficienta instalației

%

80,0%

Consum de gaz

MWh/an

11,99

Preț gaz (inclusiv VAT)

RON/MwH

151,28

Cost total cu gazul

RON/an

1.813,3

Costul cu apa si energie electrica

RON/an

23,3

RomCapital

In vest •••

CostuLcu-int reținerea

rirwZ-an

< £1 cs

Alte costuri

RON/an

Recuperarea investiție (10 ani si 20 de ani)

RON/an

482,0

Total costuri

RON/an

2.480,4

Cost unitar cu recuperarea investiei

RON/Gcal

334,3

Cost unitar de funcționare

RON/Gcal

269,3

Tabel 19. Costuri unitare privind opțiunea de incalzire individuala (centrala pe gaz)

Sursa: Simulare realizata de Consultant

Din calculele estimative reiese ca prețul unei gigacalorii este de 334 RON, daca se considera recuperarea investiției prin amortizare si de 270 RON, daca se considera doar costurile de funcționare (in luarea deciziei gospodăriile sunt tentate sa se uite doar la costurile directe fara a considera costurile de capital privind recuperarea investiției). In graficul următor avem o comparație a prețului actual plătit de populație pentru încălzirea in sistem centralizat cu costul unitar generat de opțiunea cu centrala individuala.

Din analiza reise ca prețul actual plătit de consumatorii casnici reprezintă 57% din costul total al opțiunii cu centrala de apartament daca se considera recuperarea investiției si 70% din costul total al opțiunii cu centrala de apartament daca se considera doar costul unitar de funcționare.

Din analiza se poate concluziona ca diferența de cost intre sistemul centralizat si opțiunea cu centrala individuala nu reprezintă criteriul principal in decizia unui consumator de deconectare de la sistemul centralizat, iar decizia de deconectare este determinata, in principal, de alte motive: necesitatea de a avea control pe costuri (sa poata sa inchida centrala pe timpul zilei), aspecte de calitatea serviciului, furnizarea de apa calda, gradul mic de conectare in clădire si alocarea costurilor comune, etc.

In condițiile in care prețul gazului nu a fost inca liberalizat, si nu este respectat principiul „poluatorul plătește", pentru a ramane o opțiune competitiva, preturile pentru incalzirea in sistem centralizat ar trebui sa ramana sub nivelul costurilor pentru opțiunea cu centrala pe gaz.

RomCapitalJ*e

Invest •••

  • C. ANALIZA LA NIVEL DE OPERATOR

  • 1. Analiza profitabilității

Situația financiara a VEP arata ca aceasta a înregistrat pierderi financiare in ultimii ani, după cum se poate observa in figura următoare:

300,00

250,00

200,00

150,00

100,00

50,00

(50,00)


10%

5%

0%

-5%

-10%

-1S%

-20%


Figura 12 Profitabilitatea financiara (2015-2017)

Pentru a intelege cauzele principale care au generat aceasta situație financiara, a fost realizata o analiza detaliata a principalelor elemente componente ale veniturilor si ale cheltuielilor.

  • 2. Veniturile din exploatare

Veniturile societății sunt generate de activitatea de termoficare si de activitatea de producere a energiei electrice. Structura veniturilor este prezentata in Figura 11.

Cea mai mare pondere a veniturilor din exploatare provine din vanzarea de energie electrica, reprezentând 62,7%, in timp ce veniturile din vanzarea de energie termica reprezintă 35,6%.

In structura veniturilor din vanzarea de energie termica, veniturile din vanzarea către populație au cea mai mare pondere. Ponderea subvenției pentru diferența de preț finanțata de către bugetul local reprezintă 3,5% din total venituri, in cazul in care aceasta ar scadea nu va fi afectata cifra de afaceri, dar va creste presiunea asupra consumatorilor casnici prin creșterea prețului local de facturare.

RomCapital •%

In vest


Structura veniturilor in anul 2017


Alte venituri



operaționale, 1,7%


Venituri vanzari energie ,„s electrica, 62,7%



Venituri vanzari energie termica 35,6%


\ Venituri din Subvenții pentru diferența de preț

3,5%

Figura 13 Structura veniturilor in anul 2017

Ritmul de creștere al veniturilor din exploatare este insa lent, acestea crescând cu 1,76% in 2016 fata de 2015 si cu 5,76% in 2017 fata de 2016. Prin comparație, se observa o creștere accentuata a costurilor fixe in ultimul an, respectiv de 32,37% in 2017 fata de 2016, in timp ce cheltuielile variabile au crescut cu 5,24% in aceeași perioada. Aceasta diferența explica pierderile înregistrate de companie.

  • 3. Analiza consumului

Deși numărul de gospodarii a înregistrat o ușoara scădere in ultimii 3 ani (de 2% in 2016 comparativ cu

  • 2015 si de 0,3% in 2017 fata de 2016), cantitatea totala facturata către populație a crescut cu 0,73% in

  • 2016 fata de 2015 si cu 4,96% in 2017 comparativ cu 2016, cu o creștere aferenta a cantitatii facturate de energie termica pe gospodărie.



RomCapîtat

In vest •••

Aceasta creștere a cantitatii facturate provine din creșterea consumului de apa pentru incalzire cu 2% si 7% in 2016 si 2017, in timp ce consumul de apa calda menajera a scăzut in medie cu 2% pe an in aceiași ani, după cum se poate observa in următorul tabel:

Cantitati facturate de energie termica

2015

2016

2017

Consumatori casnici (Populație)

Gcal/an

380.017

382.792

401.790

Incalzire

Gcal/an

291.885

296.804

317.163

Apa calda menajera

Gcal/an

88.132

85.988

84.627

Numărul     de     gospodarii

conectate

Nr

55.394

54.291

54.148

Cantitati individuale

Gcal/gosp/an

6,86

7,05

7,42

Incalzire

Gcal/gosp/an

5,27

5,47

5,86

Apa calda de consum

Gcal/gosp/an

1,59

1,58

1,56

Tabel 20. Cantitati facturate de energie termica pentru consumatori casnici (populație)

In ultimii doi ani (2016 si 2017) se observa o încetinire a procesului de deconectare si o accelerare a creșterii cantitatii individuale facturate pe gospodărie. Creșterea cantitatii individuale de energie termica facturata pe gospodărie este rezultatul in principal al creșterii zilelor grade din ultimii ani de la 2.751,4 in 2015 la 3.038,2 in 2017.

Evoluția cantitatilor facturate pentru consumatori non-casnici este prezentata in următorul grafic, unde se observa scăderea constanta din ultimii doi ani atat pentru incalzire cat si pentru consum.

Figura 15. Evoluția cantitatii facturate pentru consumatorii non-casnici

Evoluția cantitatii totale facturate este prezentata in graficul următor:

RomCapital J*e Invest


Evoluția cantitații totale facturate (Gcal/an)


87.344


■■


2016


»încălzire


85.909



Figura 16. Evoluția cantitatii totale facturate

Cantitatea totala de energie termica facturata a crescut ușor in ultimii ani, ajungând la aproximativ 466 mii Gcal in 2017.

  • 4. Evoluția tarifelor

Evoluția tarifelor medii obtinut prin impartirea veniturilor facturate de la populație, respectiv clienti comerciali, la cantitatile facturate către cele doua categorii de consumatori sunt prezentate in graficul următor:


300,00

250,00

200,00

150,00

100,00

50,00


Figura 17. Evoluția tarifelor medii calculate

In medie, evoluția tarifelor a fost relativ constanta in ultimii ani, atat pentru consumatorii casnici, cat si pentru agenții economici si instituții. Cu toate acestea, in aceasta perioada au fost înregistrate fluctuații semnificative ale tarifului, datorate in principal necesității recuperării diferenței unitare de 30,01 RON/Gcal, ca urmare a modificării prețului combustibilului din perioada noiembrie 2012 - decembrie 2015. Pentru populație, aceasta diferența a fost acoperita din bugetul local al Municipiului Ploiești.

RomCapital ■

Invest •••

  • 5. Analiza costurilor

Structura costurilor pentru anul 2017 este prezentata in următorul grafic:

Structura costurilor in anul 2017

Figura 18. Structura costurilor

Principala categorie de costuri este reprezentata de costurile variable, dintre care se evidențiază costurile cu combustibilul ca avand ponderea cea mai mare (62%). Următoarea categorie ca pondere sunt cheltuielile fixe, cu 32,3%. Cheltuielile fixe cuprind cheltuielile de personal, cheltuieli materiale, întreținere si reparații, amortizarea, redeventa si alte cheltuieli fixe. Costurile cu energia electrica se ridica la 2,7% din cheltuielile de exploatare, urmate de cheltuielile cu certificatele CO2. Se observa o creștere accentuata a costurilor fixe in ultimul an, respectiv de 32,37% in 2017 fata de 2016, in timp ce cheltuielile variabile au crescut cu 5,24% in aceeași perioada.

Creșterea cheltuielilor fixe totale cu 32,37% este determinata de următoarele elemente: Creșterea cheltuielilor cu personalul cu 9,47%; Creșterea cheltuielilor cu intretinerea si reparațiile cu 40,61%; Creșterea cheltuielilor cu amortizarea cu 30,87% ; Creșterea altor cheltuieli fixe cu 56,57%.

Creșterea altor cheltuieli fixe este determinata in principal de creșterea cheltuielilor aferenta ajutării de valoare privind imobilizările corporale si necoporale prin înregistrarea de ajustări pentru deprecierea mijloacelor fixe carora le-au fost stabilite durate de viata economice care depasesc durata de valabilitate a contractului de concesiune, respectiv cele ale căror durata de viata depasesc anul 2019, data la care inceteaza contractul de concesiune încheiat cu municipalitatea precum si pentru investiții realizate la bunurile inchiriate (aceasta a fost o ajustare contabila făcută de auditorul societății, este mai mult scriptica, nu a insemnat o cheltuiala efectiva efectuata de societate). Creșterea cheltuielilor variabile a fost determinata in principal de o creștere a cheltuielilor cu combustibilul (gazul) de 3,39% a cantitatii si de 3,83% a prețului mediu.

RomCapital

Invest •••

  • V. CONCLUZII

In urma derulării Analizei AS-IS pot fi sintetizate mai multe concluzii preliminare, după cum urmeaza:

Din punct de vedere instituțional:

  • •   Prin HCL 353/2011 Primăria Ploiești a aprobat Studiul de Fezabilitate prin care municipiul este definit ca fiind o singura zona unitara de încălzire. Astfel, pot fi justificate o serie de investii relevante pentru asigurarea eficientei SACET ce urmeaza a fi pregătite si finanțate prin Programul "Termoficare 2006-2015 căldură si confort;

  • •   In 2004, Consiliul Județean Prahova si Consiliul Local Ploiești au aprobat delegarea prin concesiune către Veolia Prahova a administrării serviciului public de alimentare cu energie termica din Ploiești. Durata contractului de concesiune este de 15 ani iar prelungirea acestuia se poate pentru o perioada egala cu jumatatea duratei sale.

Din punct de vedere tehnic:

Din analiza componentelor SACET Ploiești, din punct de vedere tehnic, al respectării cerințelor de mediu si a eficientei energetice, rezulta următoarele concluzii:

  • •   Cazanele energetice nr. 5 si nr. 6 si turbinele cu abur nr. 5 si nr. 6, au fost menținute in funcțiune un număr mare de ore, cu impact asupra duratei de viata;

  • •   CAE 7 si TA7, deși cu un număr mai redus de ore de funcționare, au fost retrase din exploatare;

  • •  Cazanele energetice nu respecta cerințele privind concentrația emisiilor, asa cum au fost acestea reglementate prin Directiva 2010/75/CE si legea 278/2013. In concluzie, acestea nu mai pot funcționa si nu mai pot participa la acoperirea curbei de sarcina.

  • •   Cazanul de apa fierbinte nr. 2 prezintă o stare tehnica buna, dar nu realizează nivelul limita admis al concentrațiilor de emisii Nox.

  • •  Acoperirea curbei de consum de energie termica incepand cu iarna 2018-2019 nu se va putea face la nivelul necesarului, existând deficit cel puțin pentru 1.800-2.000 ore/an. Pot funcționa numai CAF2, TG si MT, care insumat asigura o sarcina de 130 Gcal/h. In plus, nu exista sursa de rezerva pentru inlocuirea celor la care ar putea sa apara eventuale avarii.

  • •   Rețelele termice primare sunt reabilitate in număr mic; in general au o stare tehnica necorespunzatoare datorita uzurii fizice si morale;

  • •  Rețelele termice primare sunt supradimensionate in raport cu consumul actual;

  • •   Dintre rețelele secundare au fost reabilitate in general conducte cu diametre mici, adica cu suprafața de schimb de căldură redusa (circa 9,04%), astfel ca pierderile de căldură sunt de 24%.

  • •   Punctele termice au o stare tehnica buna;

  • •   Rețelele termice secundare care nu au fost reabilitate au o stare tehnica foarte proasta: conductele prezintă coroziuni exterioare si depuneri interioare, iar izolația termica este compromisa;

  • •   Nu exista recirculatii pentru apa calda de consum pentru toti consumatori, ceea ce face ca serviciul de alimentare cu apa calda sa fie de o calitate proasta;

Din punct de vedere economic si social:

Ca urmare a analizei contextului economic si social din Județul Prahova si Municipiul Ploiești privite mai aies din prisma capacitatii de plata a consumatorilor, au fost identificate următoarele concluzii generale :

  • •   Județul Prahova a cunoscut o dezvoltare importanta in ultimii ani evidențiata de evoluția salariului mediu brut si de evoluția ratei șomajului. Conform statisticilor publicate de Institutul National de Statistica, in anul 2014 in perioada 2014 - 2016 ponderea salariului mediu brut din Județul Prahova s-a menținut la un nivel de peste 98% din media naționala, reprezentând 100,0% din media naționala in 2014, 99,0% in 2015 si 98,8% in 2016. De asemenea, rata șomajului a scăzut de la 4,3% in 2015 la 4,0% in 2017. Toate acestea au avut un impact pozitiv asupra veniturilor gospodăriilor.

RomCapitaî

Invest •••

  • •   Factura medie plătită de consumatorii casnici are o evoluție crescătoare datorita, in principal, creșterii cantitatii facturate;

  • •   Indicele de suportabilitate este in prezent in jur de 4,83% si va creste la 4,87% in anul 2018, ca urmare

a creșterii cantitatii facturate; se afla sub nivelul maxim suportabil recomandat de 8,5%;

  • •   In analiza realizata pentru gospodăriile cu venituri reduse se poate observa ca indicele de suportabilitate pentru cinci categorii de familii 60%, 50%, 40%, 30% si 20%) a depășit nivelul maxim recomandat de 8,5% ceea ce arata ca, in cazul in care aceste gospodarii nu au mai solicitat ajutor de încălzire, factura de încălzire a reprezentat o presiune semnificativa pe bugetul familiei. Pentru celelalte categorii de gospodarii, indicele de suportabilitate a fost sub pragul de 8,5%, cu mențiunea ca si categoria de familii cu 10% nivel de subvenționare inregistreaza un indice de suportabilitate de 8,4%.

  • •   In ultimii ani se observa o scădere a numărul de gospodarii care au solicitat ajutoare pentru încălzire;

  • •   Nivelul actual al tarifelor plătite de către populație sunt mai mici decât costurile unitare pentru soluția cu centrale individuale pe gaz, daca sunt luate in analiza toate elementele de cost;

  • •   In condițiile in care prețul gazului nu a fost inca total liberalizat, si nu este respectat principiul „poluatorul plătește", pentru a ramane o opțiune competitiva, preturile pentru încălzirea in sistem centralizat ar trebui sa ramana sub nivelul costurilor pentru opțiunea cu centrala pe gaz.

Din punct de vedere financiar:

Analiza la nivel de operator a condus la următoarele concluzii :

  • •   Societatea a inregistrat pierderi in ultimii ani, datorate in principal creșterii cheltuielilor intr-un ritm mai accelerat decât veniturile;

  • •   Cantitatea facturata către consumatorii casnici a crescut ușor in ultimii ani, datorita creșterii consumului pentru incalzire ca urmare a creșterii zilelor grade din ultimii ani de la 2751,4 in 2015 la 3038,2 in 2017.

  • •   Numărul de gospodarii conectate a inregistrat o ușoara scădere in ultimii 3 ani (de 2% in 2016 comparativ cu 2015 si de 0,3% in 2017 fata de 2016);

  • •  Cantitatea facturata către consumatorii non-casnici a scăzut in 2016 si 2017,

  • •   In medie, evoluția tarifelor a fost relativ constanta in ultimii ani, atat pentru consumatorii casnici, cat

si pentru agenții economici si instituții. Cu toate acestea, in aceasta perioada au fost inregistrate    . ,

fluctuații semnificative ale tarifului stabilit prin HCL, datorate in principal necesității recuperării diferenței unitare de 30,01 RON/Gcal, ca urmare a modificării prețului combustibilului din perioada noiembrie 2012 - decembrie 2015.

  • •  Cea mai mare pondere a veniturilor din exploatare provine din vanzarea de energie electrica, reprezentând 62,7%, in timp ce veniturile din vanzarea de energie termica reprezintă 35,6%. In structura veniturilor din vanzarea de energie termica, veniturile din vanzarea către populație au cea mai mare pondere.

  • •   Principala categorie de costuri este reprezentata de costurile variable, dintre care se evidențiază costurile cu combustibilul ca avand ponderea cea mai mare. Următoarea categorie ca pondere sunt cheltuielile fixe.

  • •  Ritmul de creștere al veniturilor din exploatare este insa lent, acestea crescând cu 1,76% in 2016 fata de 2015 si cu 5,76% in 2017 fata de 2016. Prin comparație, se observa o creștere accentuata a costurilor fixe in ultimul an, respectiv de 32,37% in 2017 fata de 2016, in timp ce cheltuielile variabile au crescut cu 5,24% in aceeași perioada. Aceasta diferența explica pierderile inregistrate de companie.

RomCapital

Invest •••

CÂRTOtOt îî- ANALIZA DE OPȚIUNISI PLAN DE ACȚIUNE

  • I. REZUMAT

Identificarea soluțiilor optime de asigurare a agentului termic pentru incalzirea consumatorilor din municipiul Ploiești


Soluțiile propuse pentru următorii 25 de ani au in vedere următoarele aspecte:

  • •   Reducerea consumurilor specifice de combustibil si energie;

  • •   Creșterea eficientei echipamentelor si instalațiilor din cadrul sistemului;

  • •  Creșterea gradului de siguranța in exploatare a sistemului;

  • •   Reducerea costurilor de producere a energiei;

  • •  Creșterea gradului de protecție a mediului ca urmare a reducerii emisiilor poluante (CO2, CO, SO2, NOX, pulberi, etc);

  • •  Reducerea pierderilor de căldură din cadrul sistemului.

In vederea implementării masurilor de creștere a eficientei si siguranței sistemului centralizat de alimentare cu energie termica, se stabilesc următoarele tipuri de investiții:

  • A.  Investiții de echipare a sursei de producere a energiei termice in vederea producerii agentului termic in condiții de eficienta energetica ridicata;

  • B.  Lucrări de reabilitare si modernizare a rețelelor termice primare (de transport);

  • C.  Lucrări de reabilitare a rețelelor termice secundare (de distribuție).

Soluțiile privind echiparea sursei de producere a energiei s-au stabilit distinct pentru doua perioade:

  • •  Investiții pe termen scurt - perioada 2019-2023;

  • •   Investiții pe termen lung - perioada 2024-2043.

Investiții pe termen scurt - 2019-2023

Opțiunea 1

Echipamente

Acoperirea curbei de consum

Acțiuni necesare in intervalul 2019 -2023

TG 25 MWe (Veolia)

CAE 5 + TA 5

CAF2

Instalația de cogenerare existenta, cu putere electrica de 25 MWe, funcționează in baza tot timpul anului;

CAE 5 si TA 5 acopera cea mai mare parte a curbei de consum;

Vârful de consum este acoperit de CAF 2, care poate funcționa in regim derogatoriu din punct de vedere al emisiilor pana la sfârșitul anului 2022.

In anul 2019 se procedează ia inlocuirea instalației de ardere aferenta CAE 5 + TA 5, pentru asigurarea incadrarii in valorile limita admise pentru concentrația de NOx;

In anul 2023 CAF 2 se inlocuieste cu 2 CAF noi de cate 50 Gcal/h fiecare.

Tabel 21. Opțiunea 1 pe termen scurt


RomCapital

In vest

Opțiunea 2

Echipamente

Acoperirea curbei de consum

Acțiuni necesare in intervalul 2019 - 2023

CETTeleajen -schimbător de căldură;

CAE 5 + TA 5

CAF2

Baza curbei de consum este acoperita de CET Teleajen, tot timpul anului;

CAE 5 si TA 5 acopera cea mai mare parte a curbei de consum;

Vârful de consum este acoperit de CAF 2, care poate funcționa in regim derogatoriu din punct de vedere al emisiilor pana la sfârșitul anului 2022.

In anul 2019 se procedează la inlocuirea instalației de ardere aferenta CA 5 + TA 5, pentru asigurarea încadrării in valorile limita admise pentru concentrația de NOx si pulberi;

Racord nou cu lungime de 2,3 km (2 conducte de DN 500 mm) pentru conectare CETTeleajean la reteua de transport;

In anul 2023 CAF 2 se înlocuiește cu 2 CAF noi de cate 50 Gcal/h fiecare.

Tabel 22. Opțiunea 2 pe termen scurt

Opțiunea 3

Echipamente

Acoperirea curbei de consum

Acțiuni necesare in intervalul 2019 - 2023

CAE 5 + TA 5

CAF 2

Baza consumului este acoperita de CAF 2.

CAE 5 si TA 5 acopera cea mai mare parte a curbei de consum;

Vârful de consum este acoperit de CAF 2, care poate funcționa in regim derogatoriu din punct de vedere al emisiilor pana la sfârșitul anului 2022.

In anul 2019 se procedează la inlocuirea instalației de ardere aferenta CA 5 + TA 5, pentru asigurarea încadrării in valorile limita admise pentru concentrația de NOx si pulberi;

In anul 2023 CAF 2 se înlocuiește cu 2 CAF noi de cate 50 Gcal/h fiecare.

Tabel 23. Opțiunea 3 pe termen scurt

Opțiunea 4

Echipamente

Acoperirea curbei de consum

Acțiuni necesare in intervalul 2019 - 2023

CCCC privat Brazi-schimbatoare de căldură alimenate cu abur din prizele de 13 si 4 bari ai turbinei cu abur.

CAE 5 + TA 5

CAF 2

Baza curbei de consum si cea mai mare parte a consumului va fi acoperita din CCCC privat Brazi.

Vârful de consum este acoperit de CAF 2, care poate funcționa in regim derogatoriu din punct de vedere al emisiilor pana la sfârșitul anului 2022.

CAE 5 si TA 5 raman ca rezerva pentru situația in care CCCC privat Brazi funcționează cu un singur grup sau nu funcționează

In anul 2019 se va proceda la montarea in CCCC privat Brazi a unor schimbătoare de căldură care se vor racorda la prizele de abur ale turbinei cu abur.

Se va realiza instalația de recuperare a condensului si introducerea acestuia in circuitul apei de alimentare al cazanelor recuperatoare.

Se vor monta pompe pentru apa din circuitul primar de termoficare care va prelua căldură din schimbătoare de căldură si o va introduce in rețeaua termica primara a SACET.

Se va realiza un traseu de rețea primara cu lungime de circa 1 Km format din 2 conducte cu Dn600

Tot in anul 2019 se procedează la inlocuirea instalației de ardere aferenta CA 5 + TA 5, pentru asigurarea încadrării in valorile limita admise pentru concentrația de NOxsi pulberi;

In anul 2023 CAF 2 se inlocuieste cu 2 CAF noi de cate 50 Gcal/h fiecare.

Tabel 24. Opțiunea 4 pe termen scurt

Echipamente

Investiții estimate

p.. Investiție totala (mii eur)

I

OPȚIUNEA 1

Turbina 25MWe

Responsabilitatea operatorului curent

6,55 mii eur

CAF 2 x 50 Gcal/h

| 4,7 mii eur

'— —....— . ------s

CAE 5+TA5

1

j

| • 1,85 mîl eur

L-

OPȚIUNEA 2

|     CAF 2 x 50 Gcal/h I

• 4,7 mii eur

6,55 mii eur

'       CAE 5+TA5

1,85 mii eur

Racord CET Teleajen

j • Responsabilitate Consliul Județean sau CET Teleajen.

OPȚIUNEA 3

CAF 2 x 50 Gcal/h {

• 4,7 mii eur

6,55 mii eur

CAE 5+TA5

• 1,85 mii eur

OPȚIUNEA 4

i

1

CAF 2 x 50 Gcal/h j

• 4,7 mîl eur

..... 1

6,55 mii eur

CAE 5+TA5 ’     j

.... 1

1,85 mii eur

Lucrări in CCCC Brazi privat + record la rețeaua primara

• 5,2 mii eur

Responsabilitate operator CET privat Brazi.

Figura 19. Evaluarea efortului investitional pe termen scurt

lnvestititii pe termen lung 2024-2043


Opțiunea 1

Echipamente noi in

sursa

Acoperirea curbei de consum

Observații

1 turbina cu gaze cu putere de 25 MWe cu cazan recuperator pe abur

  • 1 turbina cu gaze cu putere de 45 MWe cu cazan recuperator pe apa fierbinte;

  • 2 CAF cu debit de 50 Gcal/h

Baza consumului este acoperita de turbine cu gaze de 25 MWe;

Turbina cu gaze de 45 MWe va acoperi consumul in perioadele tranzitorii, toamna-iarna si iarna-primavara, precum si consumul mediu de iarna. Pentru a se acoperi intreg consumul este necesar ca la CAF aferent acestei turbine, sa fie montat un arzator suplimentar pentru a obține circa 12 Gcal/h;

Vârful de consum va fi acoperit in sezonul rece de cele 2 CAF-uri de 50 Gcal/h. In restul anului acestea vor avea rolul de rezerva pentru celelalte echipamente.

Achiziția celor 2 CAF-uri se va realiza in perioada 2019-2022, astfel incat in anul 2023 acestea sa poata funcționa, cu respectarea cerințelor de mediu.

Tabel 25. Opțiunea 1 pe termen lung



Opțiunea 2

Echipamente noi in sursa

Acoperirea curbei de consum

Observații

Instalație valorificare energetica a deșeurilor menajere, formata dintr-un gazeificator si 3 motoare termice cu putere nominala de 4,3MWe si 5,5 MWt fiecare;

1 turbina cu gaze cu putere de 25 MWe cu cazan recuperator pe abur

  • 1 turbina cu gaze cu putere de 45 MWe cu cazan recuperator pe apa fierbinte;

  • 2 CAF cu debit de 50 Gcal/h.

Baza curbei de consum este acoperita de instalația de valorificare deșeuri;

Turbina cu gaze de 25 MWe va asigura in baza, diferența intre sarcina prevăzută pe curba de consum si cea pe care o produce instalația de valorificare energetica a deșeurilor;

Turbina cu gaze de 45 MWe va acoperi consumul in perioadele tranzitorii, toamna-iarna si iarna-primavara, precum si consumul mediu de iarna;

Vârful de consum va fi acoperit in sezonul rece de cele 2 CAF de 50 Gcal/h. In restul anului acestea vor avea rolul de rezerva pentru celelalte echipamente.

Achiziția celor 2 CAF -uri se va realiza in perioada 2019-2022, astfel incat in anul 2023 acestea sa poata funcționa, cu respectarea cerințelor de mediu.

Tabel 26. Opțiunea 2 pe termen lung



Opțiunea 3



Echipamente noi in sursa

Acoperirea curbei de consum

Observații

1 turbina cu gaze de 10 MWe cu cazan recuperator pe abur;

  • 1 turbina cu gaze de 45 MWe cu cazan recuperator pe apa fierbinte;

  • 2 CAF cu debit de 50 Gcal/h;

CETTeleajen sau similar;

Baza curbei de consum este acoperita prin achiziționarea de energie in cantitate de maxim 30 Gcal/h de la CET Teleajen sau similar;

Turbina cu gaze de 10 MWe va asigura consumul intern al CET Brazi atunci când cazanele industriale nu funcționează si participa la acoperirea curbei de consum in perioada de iarna;

Turbina cu gaze de 45 MWe va acoperi consumul in perioadele tranzitorii, toamna-iarna si iarna-primavara, precum si consumul mediu de iarna;

Vârful de consum va fi acoperit in sezonul rece de cele 2 CAF de 50 Gcal/h. In restul anului acestea vor avea rolul de rezerva pentru celelalte echipamente.

Achiziția celor 2 CAF -uri se va realiza in perioada 2019-2022, astfel incat in anul 2023 acestea sa poata funcționa, cu respectarea cerințelor de mediu.

Tabel 27. Opțiunea 3 pe termen lung


Opțiunea 4

Echipamente noi in sursa

Acoperirea curbei de consum

Observații

Instalație de valorificare energetica a deșeurilor menajere, formata dintr-un gazeificator si 3 motoare termice cu putere nominala de 4,3MWe si 5,5 MWt fiecare;

  • 1 turbina cu gaze de 45 MWe cu cazan recuperator pe apa fierbinte;

  • 2 CAF cu debit de 50 Gcal/h;

CETTeleajen sau similar;

Baza curbei de consum este acoperita parțial din IVE si prin achiziția de energie de la CET Teleajen sau similar in cantitate maxima de 8-10 Gcal/h vara si 15 Gcal/h in restul anului;

Turbina cu gaze de 45 MWe va acoperi consumul in perioadele tranzitorii, toamna-iarna si iarna-primavara, precum si consumul mediu de iarna;

Vârful de consum va fi acoperit in sezonul rece de cele 2 CAF de 50 Gcal/h. In restul anului acestea vor avea rolul de rezerva pentru celelalte echipamente.

Achiziția celor 2 CAF -uri se va realiza in perioada 2019-2022, astfel incat in anul 2023 acestea sa poata funcționa, cu respectarea cerințelor de mediu.

Tabel 28, Opțiunea 4 pe termen lung




Se adauga 6,55 mii eur investițiile din perioada 2019-2023


Turbina 45MWe + reabilitări, construcții, utilitati, instaiatii


Se adauga 6,55 mi! eur investițiile din perioada 2019-2023


j •  36,6 mii eur ♦ 2,3 mii eur

I


Se adauga 6,55 mii eur investițiile din perioada 2019-2023


! Racord aprox. 2,3 km rețele primare '             CET Teleajen


2,86 mii eur



36,6 mii eur + 2,3 mii eur


Continuarea lucrărilor de reabilitare si modernizare a rețelelor termice primare

Masurile necesare in vederea creșterii eficientei in sistemul de transport presupun continuarea reabilitării conductelor si totodată redimensionarea acestora ținând cont de consumul actual si de evoluția acestuia in condițiile creșterii eficientei energetice, conform Directivei 2012/27/CE privind eficienta energetica.

Pana in prezent s-a realizat reabilitarea a 23,6% din rețeaua primara de transport, restul de 86,4% insemnand conducte in lungime de 115,779 km.

In perioada 2019-2023 nu s-au prevăzut lucrări ample de reabilitare, ci numai intervenții punctuale in zonele in care apar sau sunt iminente avarii appreciate la 25% din totalul necesarului de investiții.

In perioada următoare, după finalizarea investițiilor la sursa trebuie realizate lucrări pe rețele termice primare si secundare. Ținând cont de diametrul si lungimea conductelor care trebuie reabilitate si luând ca exemplu preturile practicate pe piața pentru lucrări similare (preturi ofertate in licitații publice in orașele Oradea, lași si Ramnicu Valcea) rezulta ca valoarea totala a investiției pentru reabilitarea rețelelor termice primare este de 48, 5 milioane euro + TVA.

Continuarea lucrărilor de reabilitare a rețelelor termice secundare

Având in vedere pierderile reduse in rețelele termice secundare si pierderile mici de fluid realizate in anul 2017, pentru perioada 2019-2023 nu s-a prevăzut execuția unor lucrări de anvergura pe rețele secundare, ci numai intervenții punctuale pentru remedierea unor eventuale avarii si eliminarea unor puncte slabe.


Pana in prezent au fost reabiHtate_S03Ldfa-retelete^eettndare,resttri de 50% însemnând rețele in lungime de 46 km. Valoarea investiției in rețelele secundare este de 23,5 milioane euro fara TVA.

Elaborarea analizei tehnico-economice comparativa a soluțiilor, analiza cost-beneficiu si propunerea soluției optime

Prognoza cantitatilor a fost realizata pornind de la situația actuala si considerând impactul investițiilor propuse asupra producției de energie termica si electrica. Prognoza costurilor de operare a fost realizata pornind de la situația actuala si considerând impactul investițiilor propuse asupra producției de energie termica, electrica si implicit asupra costurilor de operare. Prognoza veniturilor de operare a fost realizata pornind de la situația actuala si considerând impactul investițiilor propuse asupra producției de energie termica, electrica si implicit asupra veniturilor din operare. Pentru aceasta analiza au fost considerate doar veniturile din vanzarea de energie electrica si din bonusul de co-generare de inalta eficienta.

Analiza financiara a opțiunilor a fost realizata considerând metodologia din "Ghidul pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții. Instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020" emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014.

Pentru analiza financiara a opțiunilor au fost considerați următorii indicatori:

  • •  Valoarea Actualizata Neta (VAN) calculata considerând un factor de actualizare de 4.0% in termeni reali asa cum este recomandat de "Ghidul pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții. Instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020" emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014;

  • •  Costul Unitar Dinamic, care poate fi considerat un prim indicator pentru "costul mediu care acopera toate costurile (full cost recovery)" pe perioada de evaluare determinata. Conform practicilor standard. Calculul "costului unitar dinamic" se bazeaza pe abordarea valorii actualizate conform careia valoarea prezenta a costului fluxului de numerar va fi impartita la valoarea prezenta a fluxului corespondent de cantitati de energie termica vândute pe o perioada determinata de evaluare.

Criteriu de selecție considerat: opțiunea care generează cele mai reduse costuri nete ("Least cost solution").

Analiza opțiunilor pe termen scurt

Rezulatele analizei de opțiuni pe termen scurt sunt prezentate in următorul tabel:

Opțiuni pe termen scurt (2019-2023)

Opțiunea 1

Opțiunea 2

Opțiunea 3

Opțiunea 4

Valoare Actualizata Neta (RON)

631.713.491

642.248.885

633.054.065

653.801.317

Cost Unitar Dinamic (RON/Gcal)

280,9

285,6

281,5

290,7

Tabel 29. Rezultatele analizei de opțiuni


Opțiunea care generează cele mai reduse valori pentru cei doi indicatori (opțiunea care generează cele mai reduse costuri de investiție si operare nete) este Opțiunea 1. Ținând insa cont de valorile foarte apropiate ale celor trei opțiuni (Opțiunea 2 variaza fata de Opțiunea 1 cu 1,7%, Opțiunea 3 variaza fata de Opțiunea 1 cu 0,21% iar Opțiunea 4 variaza fata de Opțiunea 1 cu 3,5%) toate cele patru opțiuni pot fi considerate fezabile din punct de vedere financiar.

Analiza opțiunilor pe termen lung

Rezultatele analizei de opțiuni pe termen scurt sunt prezentate in următorul tabel:

RomCapital: J* *

In vest •••

Opțiuni pe termen mediu si lung (2024-2043)

Opțiunea 1

Opțiunea 2

Opțiunea 3

Opțiunea 4

Valoare Actualizata Neta (RON)

2.122.726.541

2.370.647.876

2.162.252.278

2.486.988.999

Cost     Unitar     Dinamic

(RON/Gcal)

380.1

424.5

387.2

445.3

Tabel 30. Rezultatele analizei opțiunilor pe termen lung

Opțiunea care generează cele mai reduse valori pentru cei doi indicatori (opțiunea care generează cele mai reduse costuri de investiție si operare nete) este Opțiunea 1. Ținând insa cont de valorile foarte apropiate intre Opțiunea 1 si Opțiunea 3 (variație de 1.9%) si de posibilitatea ca instalația de valorificare energetica (IVE) sa fie finanțata cu o valoare semnificativa de grant, oricare dintre cele 4 opțiuni poate fi considerata fezabila in funcție de disponibilitatea resurselor de finanțare a investițiilor (contează extrem de mult componenta de granturi si subvenții pentru finanțarea investițiilor).


Finanțarea investițiilor

Sursele de finanțare disponibile sunt Programul Operațional Infrastructura 2014-2020, Programul Termoficare si Confort, Bugetul de Stat, Bugetul Local, Programul Norvegian sau surse private.

Disponibilitatea surselor de finanțare va reprezenta un criteriu important in alegerea opțiunii care va fi implementata. Chiar daca o opțiune va genera costuri de investiții si operare mai mari pe perioada de analiza, ea ar putea fi totuși aleasa spre ă fi implementata in situația in care nevoia de investiții inițiale va fi mai redusa (chiar daca in timp va genera costuri de operare mai mari).

O astfel de opțiune este achiziționarea de energie termica de la CET Teleajen care presupune costuri de investiții relative reduse care pot fi finanțate chiar de către partenerul privat ceea ca ar asigura o parte din energia termica cu investiții minime sau chiar zero.

O alta situație particulara este reprezentata de către Instalația de Valorificare Energetica (IVE) care necesita investiții semnificative dar care va genera costuri de operare ceva mai reduse. Daca se va reuși ca o parte semnificativa a acestor investiții sa fie finanțate cu granturi sau subvenții din punct de vedere al consumatorului final, aceasta opțiune reprezintă o soluție viabila pentru sustenabilitatea pe termen lung care va avea impact minor asupra tarifelor plătite de consumatori.


Indicele de suportabilitate reprezintă procentul mediu din venitul unei gospodarii (familii) piatit pentru factura aferenta unui serviciu de utilitate publica. Indicele de suportabilitate reprezintă un instrument folosit de factorii de decizie din toate serviciile municipale (apa si apa uzata, salubritate, încălzire in sistem centralizat, etc.) pentru a analiza capacitatea de plata a consumatorilor si de a gândi pe baza lui strategiile viitoare de tarifare.

In cazul Municipiului Ploiești considerând tarifele plătite de consumatorii casnici (populație) si consumurile de energie termica, nivelul indicelui de suportabilitate pentru anul 2017 este de 4.9% iar in anul 2018 va scadea ușor in principal ca urmare a creșterii veniturilor familiei. Ținând cont de nivelul considerat suportabil pentru indicele de suportabilite recomandat prin documentele prezentate anterior, se poate concluziona ca o parte din finanțarea investițiilor viitoare poate fi asigurata si prin ajustarea viitoare a tarifelor. Acest lucru poate fi realizat prin creșterea valorii redeventei care va fi inclusa in tarif care poate fi "legata" fie de echivalentul amortizării investițiilor, fie de nivelul serviciului datoriei aferent posibilelor credite de finantare/co-finantare a investițiilor.

Orice contract de delegare a gestiunii (in cazul in care va exista un operator propriu creat de autoritatile locale) sau de concesiune (in cazul selectării unui operator privat) presupune stabilirea unei redevente (taxa de concesiune) care trebuie sa fie plătită de către operator către autoritatea deleganta. In mod

normalnivelulacesteiredevenia se'staoileste~de către autoritatea deleganta (autoritatea locala) iar in stabilirea tarifului acesta devine element de cost.

Conform Ghidului ACB pentru proiectele finanțat prin POS Mediu si POIM si Ghidul Consiliul Concurentei pentru delegarea serviciului de termoficare exista recomandări ca aceasta sa fie legata de echivalentul amortizării activelor din patrimoniul public date in concesiune pentru a asigura surse de finanțare pentru reinvestitii si a asigura o dezvoltare durabila (ținând cont si de limitările de suportabilitate).

In sectorul de apa, de exemplu, in cazul in care imprumuturile de finantare/co-finantare a investițiilor in active publice sunt contractate de către autoritatile locale, pentru a asigura resursele rambursării acestor împrumuturi, nivelul redeventei este cel puțin egal cu serviciul datoriei aferent acestor împrumuturi pentru a asigura resursele de rambursare pentru autoritatile locale si se determina in Analiza Cost-Beneficiu.

Similar, in momentul in care autoritatea locala va delega serviciul anul viitor către un nou operator (fie el public sau privat), va avea posibilitatea sa stabilească redeventa la un nivel care sa asigura rambursarea unui posibil împrumut de finanțare a investițiilor necesare, in felul acesta împărțind costul de finanțare cu consumatorii prin tarif.

O alta sursa potențiala de finanțare a investițiilor o poate reprezenta contractarea de credite fie de la banei comerciale, fie de la instituții financiare internaționale (BERD. BEI). Pentru acest scenariu a fost estimat nivelul serviciului datoriei aferent finanțării investițiilor prin credite considerând următoarele ipoteze:

  • •   Credite contractate in Euro. Perioada totala a creditului: 15 ani din care: Perioada de gratie - 2 ani; Perioada de rambursare -13 ani;

  • •   Rata dobânzii: 2.0%;

Din analiza Consultantului privind serviciul datoriei, chiar daca s-ar alege opțiunea ca toate investițiile sa fie finanțate prin credite, ajustările de tarife nu sunt suficiente pentru a asigura rambursarea integrala a servicului datoriei. Ținând cont de aceasta concluzie, sunt posibile doua scenarii:

  • •   O parte din serviciul datoriei este finanțat de la bugetul local in limita resurselor financiare disponibile iar restul sunt transferate consumatorilor prin tarife;

  • •   O parte din valoarea investițiilor este finanțata prin granturi si subvenții si se vor contracta credite doar pentru co-finantarea investițiilor.

In situația in care se va decide contractarea de credite pentru finantarea/co-finantarea investițiilor exista insa si o serie de limitări privind capacitatea de indatoare a autoritatilor locale care este limitata la 30% din veniturilor proprii. Ținând cont ca modificările codului fiscal de la 1 ianuarie 2018 au determinat reducerea veniturilor proprii ale autoritatilor locale (cele din cota defalcata din impozitul pe venit prin reducererea cotei de impozitare de la 16% la 10%). Acesta limitare este importanta si singura soluție viabila pe termen lung este asigurarea finanțării investițiilor si cu o componenta importanta de granturi si subvenții.

Ținând cont de analiza prezentat in acest capitol se poate concluziona ca transferarea unei parti din efortul investitional către consumatori (ex. prin intermediul redeventei) respectând principiile europene "poluatorul plătește" si "acoperirea totala a costurilor" este necesara pentru a asigura o dezvoltare durabila.

Operarea infrastructurii se organizează si se realizează in următoarele modalitati:

  • a) gestiune directa;

  • b) gestiune delegata.

Decizia operații in gestiune directa sau delegate se ia in urma unei analize a riscului de operare. In orice situație in care PMP si CJP intenționează sa realizeze un proiect prin atribuirea unui contract pe termen

RomCapital

In ve st «© •

lung, care sa cuprindă fie executarea de lucrări si operarea rezultatului lucrărilor legate de SACET (PPP), fie prestarea, gestionarea si operarea SACET, PMP si CJP au obligația de a elabora un studiu de fundamentare/oportunitate.

Gestiunea delegata este modalitatea de gestiune in care PMP si OP atribuie unuia sau mai multor operatori toate ori numai o parte din competentele si responsabilitățile proprii privind furnizarea SACET, pe baza unui contract, denumit in continuare contract de delegare a gestiunii.

Contractul de delegare a gestiunii serviciului poate fi:

  • a) contract de concesiune de servicii;

  • b) contract de achiziție publica de servicii.

Delegarea serviciului de utilitati publice se poate face in baza Legii 99/2016 (achiziții sectoriale) in condițiile in care autoritatea locala nu deține bunuri pe care sa le concesioneze sau nu dorește sa le concesioneze. întrucât in municipiul Ploiești exista bunuri care formează sistemul de utilitati si care se supun concesiunii, in Strategie a fost abordata posibilitatea completării cantitatii de energie produsa (asigurarea serviciului de producere). Aceasta cantitate poate fi achizitionata de către concedent in baza Legii 99/2016. Mai departe, in subcapitolul privind Participarea unui partener privat (PPP), am coroborat opțiunea de achiziție de serviciu de prodiucere energie termica de la un CET privat existent / nou cu OUG 39/2018, privind PPP, care la art. 5 precizează «contractele de PPP pot fi încheiate si in scopul efectuării unei activitati relevante in sectoarele de utilitate publica prevăzute in Legea 99/2016...«.

Participarea unui partener privat - PPP

In zona municipiului Ploiești au fost identificate 2 CET-uri private. In perspectiva selectării acestei opțiuni, trebuie asigurata concurenta si trebuie invitați la procedura de selecție toti posibilii proprietari de CET-uri interesați sa-si dezvolte activitatea in aceasta direcție. Investitorului i se poate cere prin caietul de sarcini sa construiască infrastructura de legătură pentru conectarea CET-ului la rețeaua municipiului (caz in care putem avea un contract de tip proiectare, construire, operare, transfer - DBOT sau numai BOT sau DBO).

Singura opțiune identificata in cadrul Strategiei este Instalație de valorificare energetica a deșeurilor (IVE). In aceasta situație, se va realiza o investiție in infrastructura de legătură pentru conectarea IVE la rețeaua municipiului (poate fi un parteneriat public-privat - PPP. din perspectiva OUG nr. 39/2018 privind PPP).

După selectarea opțiunii optime de acoperire a curbei de consum, pe baza criteriilor tehnice si economice. PMP si CJP vor decide ce modalitate de operare se potrivește cel mal bine, conform matricei recomandata de Consultant. Decizia privind modul de operare se va face ținând cont de următorii indicatori financiari: Valoarea Actualizata Neta (VAN), Rata Interna de Rentabilitate (RIR) si Durata de amortizare (Da) rezultate din studiul de oportunitate. Prin compararea RIR si a modului d erepartizare a riscurilor se va decide intre gestiunea directa si gestiunea delegat. De regula, in cazul in care, ca urmare a analizei de risc, PMP si CJP constata ca o parte semnificativa a riscului va fi transferat operatorului economic, contractul va fi considerat contract de concesiune, urmând a se aplica prevederile Legii 100/2012 privind concesiunile de lucrări si concesiunile de servicii.

Planul de acțiuni si masuri administrative

Exista doua categorii de acțiuni ce se vor pregăti si implementa in perioada 2018-2024:

  • a.  Pregătirea - se refera la activitati de întocmirea caietelor de sarcini pentru achiziționarea diverselor servicii si trebuie demarate urgent, începând cu august 2018.

  • b.  Implementare - se refera la concesiune si proiect de investiții:

  • a.  Concesiune: stabilirea si implementarea montajului instituțional.

  • b.  Proiect de investiții: determinarea sursei de finanțare si pregătirea proiectului.

RornCapital

Inveșt

ambele ctHinalizare în urmatoareie l2 iuni

Planificarea si realizarea lucrărilor se va face astfel incat la finele anului 2023 noile echipamente propuse prin strategie sa fie in funcțiune.

RomCapttat:

in vest •••

(I. IDENTIFICAREA SOLUȚIILOR OPTIME DE ASIGURARE A AGENTULUI TERMIC PENTRU ÎNCĂLZIREA consumatorilor din municipiul ploiești, prioritizarea investițiilor. EVALUAREA EFORTULUI INVESTITIONAL

Soluțiile propuse pentru următorii 25 de ani au in vedere următoarele aspecte:

  • •   Reducerea consumurilor specifice de combustibil si energie;

  • •   Creșterea eficientei echipamentelor si instalațiilor din cadrul sistemului;

  • •   Creșterea gradului de siguranța in exploatare a sistemului;

  • •   Reducerea costurilor de producere a energiei;

  • •   Creșterea gradului de protecție a mediului ca urmare a reducerii emisiilor poluante (CO2, CO, SO2, NOX, pulberi, etc);

  • •   Reducerea pierderilor de căldură din cadrul sistemului.

In vederea implementării masurilor de creștere a eficientei si siguranței sistemului centralizat de alimentare cu energie termica, se stabilesc următoarele tipuri de investiții:

  • A.  Investiții de echipare a sursei de producere a energiei termice in vederea producerii agentului termic in condiții de eficienta energetica ridicata;

  • B.  Lucrări de reabilitare si modernizare a rețelelor termice primare (de transport);

  • C.  Lucrări de reabilitare a rețelelor termice secundare (de distribuție).

  • A. INVESTIȚII DE ECHIPARE A SURSEI DE PRODUCERE A ENERGIEI TERMICE IN VEDEREA PRODUCERII AGENTULUI TERMIC IN CONDIȚII DE EFICIENTA ENERGETICA RIDICATA

Soluțiile de echipare si funcționare a sursei centralizate de căldură (CET Brazi) au fost elaborate avand in vedere următoarele considerente:

  • •  Asigurarea necesarului de căldură la consumatori;

  • •   Faptul ca echipamentele existente in cadrul CET Brazi nu respecta cerințele privind valorile limita ale emisiilor de NOX, impuse prin Directiva 2010/75/CE si respective de Legea 278/2013;

  • •  Starea tehnica a echipamentelor din CET Brazi, luând in considerare numărul mare de ore de funcționare si respectarea reglementarilor tehnice;

  • •   Existenta sursei de căldură CET Teleajen ca o posibila alternativa de asigurare a cca. 13,6 % din necesarul de energie termica;

  • •   Perspectiva contractului de concesiune a serviciului de alimentare centralizata cu energie termica, existent;

  • •   Posibilitatea accesării de fondurilor de finanțare pentru investițiile necesare in SACET;

  • •   Posibilitatea producerii energiei din deșeuri municipale.

Pornind de la ipotezele de mai sus, soluțiile privind echiparea sursei de producere a energiei s-au stabilit distinct pentru doua perioade:

  • •  Investiții pe termen scurt - perioada 2019-2023;

  • •   Investiții pe termen lung - perioada 2024-2043.

  • 1. Investiții pe termen scurt - 2019-2023

Pentru perioada 2013 - 2023 s-au stabilit si se vor analiza următoarele 3 opțiuni:

RomCapital

Invest •••

' 1.1. Opțiunea 1

Echipamente

Acoperirea curbei de consum

Acțiuni necesare in intervalul 2019 -2023

TG 25 MWe (Veolia)

CAE 5 + TA 5

CAF2

Instalația de cogenerare existenta, cu putere electrica de 25 MWe, funcționează in baza tot timpul anului;

CAE 5 si TA 5 acopera cea mai mare parte a curbei de consum;

Vârful de consum este acoperit de CAF 2, care poate funcționa in regim derogatoriu din punct de vedere al emisiilor pana la sfârșitul anului 2022.

In anul 2019 se procedează la inlocuirea instalației de ardere aferenta CA 5 + TA 5, pentru asigurarea incadrarii in valorile limita admise pentru concentrația de NOx;

In anul 2023 CAF 2 se înlocuiește cu 2 CAF noi de cate 50 Gcal/h fiecare.

Tabel 31. Schema de funcționare propusa in opțiunea 1 pe termen scurt

Acoperirea curbei de consum se prezintă astfel:



Figura 21. Acoperirea curbei de sarcina conform opțiunii 1 pe termen scurt

Aceasta opțiune este sustenabila, in forma actuala, doar daca se prelungește contractul de delegare prin concesiune cu actualul operator (turbina cu gaze de 25 MWe aparține Veolia) si doar daca turbina este menținută in funcțiune la parametrii necesari, prin investiții ale operatorului. Aceasta a fost montata in CET Brazi in anul 2010 si asupra ei au fost executate doua reparații capitale pana in anul 2015, astfel incat in prezent are o durata de viata mai scăzută.

Instalația de cogenerare este formata dintr-o turbina de gaze cu putere electrica de 25 MWe, un cazan recuperator de abur avand debitul nominal de 38 t/h, presiunea de 17 bar si temperatura de 205°C, statii

RomCapitat

In vest •••

de reducere presiune si schimbătoare de căldură. Aceasta acopera baza curbei de consum de energie termica si funcționează tot anul, respectând cerințele privind valorile limita a emisilor.

Aburul produs in cazanul recuperator este evacuat printr-o statie de reducere a presiunii (22/13 bar) intr-un colector de 13 bar existent in sala turbinelor cu abur. Din acest colector o parte din abur este dirijat către 2 statii de reducere de 13/7 bar din care se alimentează boilerele/schimbatoarele de căldură de energie si către statia de reducere de 13/1,2 bar din care se alimentează consumatorii interni de abur la presiunea de 1,2 bar. Consumatorii interni alimentați sunt degazoarele de apa demineralizata pentru alimentarea cazanului recuperator si de apa dedurizata, care se folosesc pentru adaos in retaua primara/de transport, pentru completarea pierderilor si preluarea variațiilor de volum a apei din rețeaua de transport, ca urmare a variației temperaturii agentului primar din conducte.

Grupul energetic de cogenerare nr.5 format din cazan de abur cu debit de 420 t/h, presiunea de 140 bar si temperatura 5400 C si turbina cu abur cu putere nominala electrica de 105 MWe, cu condensatie si prize. Din prizele turbinei se extrage abur care prin schimbătoarele de căldură incalzeste apa din rețeaua primara. Debitul maxim de energie termica al grupului termoenergetic este de 150 Gcal/h si acopera partea mediana a curbei de sarcina.


începând cu 01.01.2016, cazanul de abur nr. 5 nu mai respecta valorile limita stabilite pentru emisii, astfel incat este necesara realizarea in regim de urgenta a investiției pentru înlocuirea instalației de ardere.

Pentru execuția lucrărilor primare si secundare care conduc la reducerea emisiilor a fost elaborat un Studiu de Fezabilitate ce cuprinde următoarele lucrări:

Masuri primare:

• înlocuirea instalației de ardere a cazanului.

Masuri secundare:

  • •   Realizarea instalației de injecție in focar a ureei pentru reducerea concentrației de NOX in gazele de ardere;

  • •   Realizarea recirculatiei unei parti din gazele de ardere in partea finala a focarului cazanului.

Autorizația Integrata de Mediu prevede ca aceste investiții trebuiau contractate pana la data de 30.04.2018, astfel incat lucrările sa fie finalizate pana la inceperea sezolui rece 2018-2019.

Pana in prezent, lucrările menționate mai sus nu au fost demarate, astfel incat in sezonul rece 2018-2019 cazanul nu poate funcționa respectând cerințele de mediu. In situația deconectării acestuia, CET Brazi poate asigura aproximativ 60% din necesarul maxim de energie termica al SACET.

Este obligatorie realizarea măsurii primare pentru asigurarea necesarului maxim de energie termica in sezonul rece 2018 - 2019.

Experiența altor cazane similare (care funcționează pe baza de gaze naturale) din tara a aratat ca se poate obține o concentrație de NOX de max.100 mg/Nmc gaze arse, cu conținut de O2 de 3% numai daca se reabiliteaza/inlocuieste instalația de ardere.

Injecția de uree in focar, pentru reducerea NOX conduce la costuri de exploatare ridicate, existând totodată riscul ca in cazul unei dozări necontrolate corespunzător sa se depaseasca concentrația de amoniu in gazele evacuate, pentru care norma este 10 mg/Nm'nc gaze arse ce au un conținut de O2 de 3%.

Valoarea investiției pentru inlocuirea instalației de ardere la CAE 5 a fost estimata la 1,86 mii euro, valoare similara in cazul altor contracte din Europa si din tara. La acest cazan s-au înlocuit conductele de abur viu, dar numai intre cazan si turbina de abur nr.5.

In aceasta situație nu se mai pot folosi barele de abur viu in care ar trebui sa debiteze cazanele 5 si 6 si din care ar trebui sa se alimenteze turbinele 5 si 6. In același timp, nu se mai poate asigura din barele de abur viu, prin stațiile de reducere-racire, consumul intern de abur de diverse presiuni. Acest consum intern se

RomCapHal J*e

Invest •••

asigura fie din cazanul recuperator aferent turbinei cu gaze, fie din cele 2 cazanele de abur industrial (CAI), care au fost instalate in acest scop.

Coșul de fum prin care sunt evacuate gazele de ardere din CAE 5,6 si 7 este degradat din punct de vedere tehnic, cu rezistenta scăzută la seism. Pentru consolidarea acestuia a fost intocmit un Studiu de Fezabilitate.

Conform Autorizației Integrate de Mediu nr. PH28/10.01.2018 emisa de Agenția pentru Protecția Mediului Prahova, cazanul de apa fierbinte nr.2 poate funcționa in regim derogatoriu in ceea privește respectarea normelor de emisii pana la 31.12.2022. Având in vedere consumul mare de energie termica al SACET pe diferite perioade din an si pentru evitarea funcționarii unui cazan mare, de 100 Gcal/h la sarcini foarte mici, respectiv cu randament scăzut, este mai indicat ca in locul unui CAF de 100 Gca)/h sa se instaleze 2 cazane cu debit nominal de 50 Gcal/h fiecare.

In schema de funcționare propusa prin Opțiunea 1, peste 90% din necesarul de energie pentru acoperirea curbei anuale de consum se produce in cogenerare, cu o eficienta globala de peste 70%. întreaga cantitate de energie produsa in cogenerare îndeplinește cerințele impuse prin Directiva 2012/27/CE pentru energia in cogenerare de inalta eficienta. Pentru acest tip de energie se acorda un spijin sub forma unui bonus pana la sfârșitul anului 2022.

1.2.Optiunea 2

Echipamente

Acoperirea curbei de consum

Acțiuni necesare in intervalul 2019 - 2023

CET Teleajen -schimbător de căldură;

CAE 5 + TA 5

CAF 2

Baza curbei de consum este acoperita de CET Teleajen, tot timpul anului;

CAE 5 si TA 5 acopera cea mai mare parte a curbei de consum;

Vârful de consum este acoperit de CAF 2, care poate funcționa in regim derogatoriu din punct de vedere al emisiilor pana la sfârșitul anului 2022.

In anul 2019 se procedează la înlocuirea instalației de ardere aferenta CA 5 + TA 5, pentru asigurarea încadrării in valorile limita admise pentru concentrația de NOx si pulberi;

Racord nou cu lungime de 2,3 km (2 conducte de DN 500 mm) pentru conectare CET Teleajean sau similar la reteua de transport;

In anul 2023 CAF 2 se înlocuiește cu 2 CAF noi de cate 50 Gcal/h fiecare.

Tabel 32. Schema de funcționare propusa in opțiunea 2 pe termen scurt

RomCapital

învest •••

Acoperirea curbei de sarcina se prezintă astfel:

Aceasta opțiune se poate aplica in situația in care contractul existent de concesiune al serviciului de alimentare centralizata cu energie termica incheiat cu actualul operator nu se prelungește, iar intre parti nu se poate ajunge la o înțelegere pentru închirierea de la actualul operator a instalației de cogenerare cu turbina cu gaze de 25 MWe. Aceasta opțiune este fezabila doar daca se incheie un contract cu operatorul CET Teleajen, in vederea preluării de la acesta a unei cantitati de energie termica, pe toata perioada anului. CET Teleajen produce energia termica prin arderea gudronului/cocsului de petrol si gazelor naturale. Cazanele din CET Teleajen respecta in întregime cerințele de mediu conform prevederilor Directivei 2010/75/CE respectiv Legii nr. 278/2013.

Energia termica din CET Teleajen se poate introduce in rețeaua primara in zona de racord PT 55, in prezent existând un astfel de racord cu 2 conducte de DN 300mm. Pentru debitul de 30 Gcal/h, la viteza recomandata de 2-2,5 m/s, este necesar ca aceste conducte sa fie înlocuite cu altele cu DN 500 mm. Valoarea estimata a investiei este de 2,86 mii euro; valoarea a fost estimata pe baza altor investiții similare care au avut loc la Oradea si lași. Conducta noua care se va realiza din conducte de otel preizolate va avea o durata de viata de minim 30 de ani. In situația consumului de vara, de circa 20 Gcal/h, se poate livra energia termica din CET Teleajen in rețeaua primara a SACET (racord PT 55) prin conductele existente de DN 300 mm, care, la o viteza de 1,5 m/s, pot aduce cele 20 Gcal/h la un At de 30° C. In perioada de iarna, prin creșterea presiunii de pompare din CET Teleajean, s-ar putea livra 30 Gcal/h in rețeaua de transport, cu o viteza de circulație a apei de circa 3,5 m/s.

In vedere utilizării conductelor existente de DN300 mm este necesara expertizarea acestora pentru stabilirea stării tehnice actuale, din punct de vedere al al coroziunii interioare, coroziunii exterioare/interioare in zona suportilor si starea tehnica a izolației termice. Totodată se va realiza proba de presiune hidraulica conform normativului NP 029-02. Expertizarea presupune ca in diferite zone, cu efort maxim asupra conductelorsi anume in zona suportilor se deschide canalul termic, se desface izolația termica si se constata daca exista coroziune de efort sau nu. De asemenea, se efectuează o proba de

RomCapital

Invest •••

presiune-pentru- depistarea everrtuâielof heetanseȚtati. In funcție de rezultatele expertizei se va stabili durata de viata ramasa a acestor conducte. Pentru stabilirea duratei de viata ramasa pentru conductele existente de Dn 300 mm este necesara expertizarea acestora. Expertizarea presupune ca in diferite zone, cu efort maxim asupra conductelor, si anume in zona suportilor se deschide canalul termic, se desface izolația termica si se constata daca exista coroziune de efort sau nu. De asemenea, se efectuează o proba de presiune pentru depistarea eventualelor neetanseitati.

Din punct de vedere tehnic aceasta opțiune este fezabila, dar conduce la creșterea costului unitar al energiei termice produse in CET Brazi pentru ca, deși nu mai produce energie in perioada de vara, cheltuielile constante raman aproximativ la același nivel. Analiza financiara va stabili oportunitatea si fezabilitatea acestei opțiuni.



1.3.Optiunea 3

Echipamente

Acoperirea curbei de consum

Acțiuni necesare in intervalul 2019 *

2023

CAE 5 + TA 5

CAF2

Baza consumului este acoperita de CAF 2.

CAE 5 si TA 5 acopera cea mai mare parte a curbei de consum;

Vârful de consum este acoperit de CAF 2, care poate funcționa in regim derogatoriu din punct de vedere al emisiilor pana la sfârșitul anului 2022.

In anul 2019 se procedează la înlocuirea instalației de ardere aferenta CA 5 + TA 5, pentru asigurarea incadrarii in valorile limita admise pentru concentrația de NOx si pulberi;

In anul 2023 CAF 2 se înlocuiește cu 2 CAF noi de cate 50 Gcal/h fiecare.

Tabel 33. Schema de funcționare propusa in opțiunea 3 pe termen scurt

Acoperirea curbei de sarcina se prezintă astfel:

RomCapital

Invest •••

Aceasta opțiune este aplicabila in cazul in care prețul de vanzare al energiei termice produse in CET Teleajen este mai mare decât prețul de producere in CET Brazi. In aceasta situație CAF 2 poate acoperi baza curbei de sarcina in perioada de vara si perioada tranzitorie, iar in perioada de iarna poate acoperi vârful sarcinii de consum. In sezonul rece baza curbei de consum este acoperita de grupul termoenergetic (CAE 5 +TA 5).

In oricare dintre cele 3 opțiuni prezentate nu exista echipamente de rezerva astfel incat in cazul unei defecțiuni la oricare dintre sursele in funcțiune, consumul maxim nu mai poate fi acoperit.

Astfel:

In cazul in care la grupul termoenergetic se produce o avarie/defectiune/indisponibilitate se poate asigura un consum de maxim 130 Gcal/h in opțiunile 1 si 2 si 100 Gcal/h in opțiunea 3.

In cazul in care la CAF 2 se produce o defectiune/avarie se poate asigura un consum maxim de 180 Gcal/h in opțiunile 1 si 2 si 150 Gcal/h in opțiunea 3.

1.4.Opțiunea 4

Echipamente

Acoperirea curbei de consum

Acțiuni necesare in intervalul 2019 - 2023

CCCC privat Brazi-schimbatoare de căldură alimenate cu abur din prizele de 13 si 4 bari ai turbinei cu abur.

CAE5+TA5

CAF 2

Baza curbei de consum si cea mai mare parte a consumului va fi acoperita din CCCC privat Brazi.

Vârful de consum este acoperit de CAF 2, care poate funcționa in regim derogatoriu din punct de vedere al emisiilor pana la sfârșitul anului 2022.

CAE 5 si TA 5 raman ca rezerva pentru situația in care CCCC privat Brazi funcționează cu un singur grup sau nu funcționează cu niciunul

In anul 2019 se va proceda la montarea in CCCC privat Brazi a unor schimbătoare de căldură care se vor racorda la prizele de abur ale turbinei cu abur.

Se va realiza instalația de recuperare a condensului si introducerea acestuia in circuitul apei de alimentare al cazanelor recuperatoare.

Se vor monta pompe pentru apa din circuitul primar de termoficare care va prelua căldură din schimbătoare de căldură si o va introduce in rețeaua termica primara a SACET.

Se va realiza un traseu de rețea primara cu lungime de circa 1 Km format din 2 conducte cu Dn600

Tot in anul 2019 se procedează la înlocuirea instalației de ardere aferenta CA 5 + TA 5, pentru asigurarea încadrării in valorile limita admise pentru concentrația de NOx si pulberi;

In anul 2023 CAF 2 se inlocuieste cu 2 CAF noi de cate 50 Gcal/h fiecare.

Tabel 34. Schema de funcționare propusa in opțiunea 4 pe termen scurt

RomCapHal invest

Aceasta opțiune este aplicabila in cazul in care prețul de vanzare al energiei termice produse in CET privat Brazi este mai mic decât prețui de producere in CET Brazi CJ si in situația in care operatorul privat se angajeaza contractual sa asigure cantitatea de energie termica conform curbei clasate de consum cu variații intre 20Gcal/h si 130 Gcal/h.

Trebuie avut in vedere ca prețul pieței de energie electrica nu permite funcționarea permanent a ambelor grupuri din centrala de cogenerare in cifru combinat (CCCC) Brazi privat, fiind situații in care nu funcționează niciun grup energetic. In aceste situații nu este posibila livrarea cantitatii de energie termica, conform curbei de consum. Chiar daca operatorul ar primi bonus pentru energia electrica produsa in cogenerare de înalta eficienta, aceasta cantitate ar fi redusa comparativ cu sarcina nominala a centralei. Centrala are in structura 2 turbine cu gaze cu 2 cazane recuperatoare si numai o turbina cu abur din care se poate extrage energia termica pentru SACET. Astfel, pentru producerea a 130 Gcal/h (150 MWt) energie termica se produc in total 860 MWe, deci o cantitate mare de energie electrica ce va trebui vanduta pe piața libera. Acest fapt este dificil avand in vedere structura de combustibil utilizat pentru producerea energiei electrice in Romania. Ținând cont de cele prezentate si avand in vedere faptul ca asigurarea serviciului public de alimentare cu energie termica este in responsabilitatea autoritatii locale, se recomanda ca si in acest scenariu sa se realizeze investiția de înlocuire a instalației de ardere la CAE5. In situația in care este necesara funcționarea grupului nr. 5 din CET Brazi (CAE 5+TA5), acesta va ramane in rezerva in oricare dintre schemele de funcționare pe termen scurt si chiar termen mediu si lung.

RomCapital *•* Inveșt

i

1

OPȚIUNEA 2

CAF 2x50 Gcal/h

* 4,7 mii eur

6,55 mii eur

CAE 5+TA5

1,85 mii eur

Racord CET Teleajen

j - Responsabilitate Consliul Județean sau CETTeleajen.

OPȚIUNEA 3

CAF 2 x 50 Gcal/h

' 4,7 mii eur

6,55 mii eur

1.......... 1

CAE 5+TA5

• 1,85 mii eur

OPȚIUNEA 4

CAF 2x50 Gcal/h    

...................  i

• 4,7 mii eur

6,55 mii eur

CAE 5+TA5

1,85 mii eur

Lucrări in CCCC Brati privat + record la rețeaua primara

5,2 mii eur

Responsabilitate operator CET privat Brazi.

Figura 25. Evaluarea efortului investitional pe termen scurt in toate cele 3 opțiuni analizate



Echipamente

\              Investiții estimate

OPȚIUNEA 1

Turbina 25MWe

i

' Responsabilitatea operatorului curent

6,55 mii eur

CAF 2 x 50 Gcal/h

‘ 4,7 mii eur

CAE 5+TA5

1,85 mii eur

  • 2. investititii pe termen lung 2024-2043

Toate opțiunile propuse pe termen lung includ montarea de noi surse de producere a energiei termice intrucat:

  • •   Echipamentele existente au o durata mare de funcționare si necesita cheltuieli mari pentru reparații si reabilitări;

  • •   Coșul de fum al cazanului nr.5 trebuie consolidat pentru a răspunde cerințelor privind rezistenta la seism ca urmare a stării tehnice proaste si pentru a se conforma prevederilor P100/2013. Totuși, in situația in care se va renunța in anul 2023 la funcționarea CAE 5 ar fi oportuna o noua expertiza pentru a stabili daca acest cos mai poate funcționa pentru o perioada de 5-6 ani. Reabilitarea coșului presupune o investiție mare in condițiile in care acesta este supradimensionat, fiind construit pentru a prelua si dispersa gazele de la 3 cazane de 420t/h. In prezent funcționează un singur cazan, aproximativ 4100 ore/an;

  • •   CAF 2 funcționează in regim derogatoriu din punct de vedere al valorilor limita a concentrațiilor de emisii pana la data de 21.12.2022;

  • •  Grupul energetic nr.5 realizează o eficienta globala de peste 70% (energia electrica produsa in cogenerare este de inalta eficienta) deși instalațiile actuale de cogenerare pot ajunge pana la un grad de eficienta de 86-90%;

  • •   Eficienta ridicata a unor noi tipuri de instalații ar conduce la reducerea cantitatii de combustibil ars si la scăderea cantitatilor de emisii de gaze cu efect de sera. Aceste instalații de cogenerare sunt fabricate pentru a se incadra in valorile limita ale concentrațiilor de emisii.

  • •   Eficienta ridicata a noilor tipuri de instalații ar genera costuri de producție mai scăzute. In vederea valorificării energiei electrice pe piața, trebuie avut in vederea ca incepand cu anul 2023 schema

RomCapital

învest

de sprijin -pentrtr energia electrică produsa in cogenerare de înalta eficienta va inceta. De asemenea, la nivelul necesarului de consum al tarii, exista pe piața energie electrica produsa in instalații cu costuri mai reduse, energie din surse regenerabile care este sprijinita prin schema de suport, precum si energie electrica obtinuta prin arderea unor combustibili cu prețul mai scăzut decât al gazelor naturale utilizate in CET Brazi.

  • •   Exista posibilitatea de a produce energie in cogenerare de inalta eficienta prin valorificarea deșeurilor menajere cu un randament de 65%, conform reglementarilor europene si naționale;

  • •   Exista posibilitatea de a cumparara energie termica la un preț mai scăzut decât costul de producere a acesteia in CET Brazi. Acest tip de energie este produsa in cogenerare prin valorificarea unor gudroane petroliere si a cocsului de petrol, care au preturi mai mici decât gazele naturale arse in CET Brazi.

Având in vedere aspectele prezenate mai sus si ținând cont de oportunitățile existente in zona municipiului Ploiești s-au stabilit si analizat următoarele 4 opțiuni:

2.1. Opțiunea 1

Echipamente noi in sursa

Acoperirea curbei de consum

Observații

1 turbina cu gaze cu putere de 25 MWe cu cazan recuperator pe abur

  • 1 turbina cu gaze cu putere de 45 MWe cu cazan recuperator pe apa fierbinte;

  • 2 CAF cu debit de 50 Gcal/h

Baza consumului este acoperita de turbine cu gaze de 25 MWe;

Turbina cu gaze de 45 MWe va acoperi consumul in perioadele tranzitorii, toamna-iarna si iarna-primavara, precum si consumul mediu de iarna. Pentru a se acoperi întreg consumul este necesar ca la CAF aferent acestei turbine, sa fie montat un arzator suplimentar pentru a obține circa 12 Gcal/h;

Vârful de consum va fi acoperit in sezonul rece de cele 2 CAF-uri de 50 Gcal/h. In restul anului acestea vor avea roiul de rezerva pentru celelalte echipamente.

Achiziția celor 2 CAF-uri se va realiza in perioada 2019-2022, astfel incatin anul 2023 acestea sa poata funcționa, cu respectarea cerințelor de mediu.

Tabel 35. Schema de funcționare propusa in opțiunea 1 pe termen lung

RomCapitat

Invesț •••


Opțiunea descrisa este sustenabila din punct de vedere tehnic insa costurile de operare sunt ridicate, ceea ce inseamna ca si energia electrica obtinuta va avea un preț mai mare pe piața din Romania.

Investiție totala (mii eur)


Valoarea totala a investiției pe termen lung in opțiunea prezentata, incluzând si sumele de investit in etapa 2019-2023, este de 59,45 mii. euro.

RomCapftal

Invest S'S



2.2.__ Opțiunea

Echipamente noi in sursa

Acoperirea curbei de consum

Observații

Instalație valorificare energetica a deșeurilor menajere, formata dintr-un gazeificator si 3 motoare termice cu putere nominala de 4,3MWe si 5,5 MWt fiecare;

1 turbina cu gaze cu putere de 25 MWe cu cazan recuperator pe abur

  • 1 turbina cu gaze cu putere de 45 MWe cu cazan recuperator pe apa fierbinte;

  • 2 CAF cu debit de 50 Gcal/h.

Baza curbei de consum este acoperita de instalația de valorificare deșeuri;

Turbina cu gaze de 25 MWe va asigura in baza, diferența intre sarcina prevăzută pe curba de consum si cea pe care o produce instalația de valorificare energetca a deșeurilor;

Turbina cu gaze de 45 MWe va acoperi consumul in perioadele tranzitorii, toamna-iarna si iarna-primavara, precum si consumul mediu de iarna;

Vârful de consum va fi acoperit in sezonul rece de cele 2 CAF de 50 Gcal/h. In restul anului acestea vor avea rolul de rezerva pentru celelalte echipamente.

Achiziția celor 2 CAF -uri se va realiza in perioada 2019-2022, astfel incat in anul 2023 acestea sa poata funcționa, cu respectarea cerințelor de mediu.

Tabel 36. Schema de funcționare propusa in opțiunea 2 pe termen lung

Figura 28. Acoperirea curbei de sarcina conform opțiunii 2 pe termen lung

Instalația de valorificare a deșeurilor menajere se compune din instalația de gazeificare a deșeurilor rezultate din statia MBT si 3 motoare termice cu putere electrica unitara de 4,3MWe si 5,5 MWt, ceea ce corespunde unei sarcini termice de 4,7 Gcal/h.

Gazeificarea este o metoda de tratare termica care poate fi aplicata pentru a transforma deseurile in gaz, produse recidabile si reziduuri. După un proces de curățire si purificare, gazele rezultate sunt arse in

RomCapital-*®*

Invest •••

cazane, motoare termice sau turbine cu gaze. In gazeificator deseurile marunite, in cazul de fata rezultate din statia MBT, care conțin carbon, reacționează cu un agent de gazeificare, care poate fi aer, oxigen, abur sau CO2. Procesul are loc la o temperatura de 800-1000° C. Prin gazeificare carbonul fixat este, de asemenea, gazeificat. Procesul de gazeificare poate avea 1 sau 2 trepte. Gazeificatorul poate funcționa in contracurent sau nu, poate continue un pat fix sau fluidizat. In cazul stațiilor mari se utilizează un pat fluididizat cu barbotare sau circulare, funcționând la presiune atmosferica sau sub presiune.

Tipul instalației de gazeifiere se va stabili in funcție de oferta pietii, la nivelul Studiului de Fezabilitate. Gazeificarea este puțin folosita in Europa, motiv pentru care exista puține date si elemente despre acest proces. Aceasta opțiune este fezabila din punct de vedere tehnic, deoarece deseurile sunt maruntite si uscate in statia MBT existenta, inainte de a intra in gazeificator iar restul echipamentelor propuse au o utilizare destul de larga si o eficienta globala foarte ridicata, de pana la 85% in cazul cogenerarii in turbine cu gaze si motoare termice.

Echipamente

Investiții estimate

investiție totala (mii eur)

■ ■

Turbina 25MWe

i



OPȚIUNEA 2


j Turbina 45MWe + reabilitări, construcții, utilitati, instalații

r

L


108,45mil eur


IVE 14 Gcal/h


50 mii eur


Se adauga 6,55 mii eur investițiile din perioada 2019-2023

Figura 29. Evaluarea efortului investitional pentru opțiunea 2

Valoarea investiției in aceasta opțiune este de 108,45 mii euro, incluzând si valoarea investiților realizate in perioada 2019-2023.

2.3. Opțiunea 3

Echipamente noi in sursa

Acoperirea curbei de consum

Observații

1 turbina cu gaze de 10 MWe cu cazan recuperator pe abur;

  • 1 turbina cu gaze de 45 MWe cu cazan recuperator pe apa fierbinte;

  • 2 CAF cu debit de 50 Gcal/h;

CETTeleajen sau similar;

Baza curbei de consum este acoperita prin achiziționarea de energie in cantitate de maxim 30 Gcal/h de la CETTeleajen sau similar;

Turbina cu gaze de 10 MWe va asigura consumul intern al CET Brazi atunci când cazanele industriale nu funcționează si participa la acoperirea curbei de consum in perioada de iarna;

Turbina cu gaze de 45 MWe va acoperi consumul in perioadele tranzitorii, toamna-iarna si iarna-primavara, precum si consumul mediu de iarna;

Vârful de consum va fi acoperit in sezonul rece de cele 2 CAF de 50 Gcal/h. In restul anului acestea vor avea rolul de rezerva pentru celelalte echipamente.

Achiziția celor 2 CAF -uri se va realiza in perioada 2019-2022, astfel incat in anul 2023 acestea sa poata funcționa, cu respectarea cerințelor de mediu.

Tabel 37. Schema de funcționare propusa in opțiunea 3 pe termen lung



RomCapital

Invest

Din punct de vedere tehnic, aceasta opțiune este fezabila, insa faptul ca in perioada de vara sursele din CET Brazi nu funcționează iar cantitatea de energie electrica produsa in cogenerare scade simțitor, va determina creșterea costului de producere a energiei. Pentru a se evita aceasta situație, energia termica achizitionata de la CETTeleajen sau alta sursa alternativa, trebuia sa aiba un preț mai mic comparativ cu costul unitar din CET Brazi. In CETTeleajen energia termica este produsa pe baza de cocs de petrol si gaze naturale. In analiza financiara sunt detaliate aspecte legate de costurile unitare ale energiei.

OPȚIUNEA 3

Echipamente

Investiții estimate

I Investiție totala 'J      (mii eur)

j Racord aprox. 2,3 km rețele primare ,

CET Teleajen            (

• 2,86 mii. eur

58,81mil eur

1__________________________________________________________________1

Turbina 45MWe + reabilitări,    1

construcții, utilitati, instalații

36,6 mii eur + 2.3 mii eur                       j

Turbina 11 MWe

• 10,5 mii eur

Se adauga 6,55 mii eur investițiile din perioada 2019-2023

Figura 31. Evaluarea efortului investitional pentru opțiunea 3

Valoarea investiției in aceasta opțiune este de 58,81 mii, euro, incluzând si valoarea investiților realizate in perioada 2019-2023.

RoimCapitai

Invest •••



2.4. Opțiunea 4

Echipamente noi in sursa

Acoperirea curbei de consum

Observații

Instalație de valorificare energetica a deșeurilor menajere, formata dintr-un gazeificator si 3 motoare termice cu putere nominala de4,3MWe si 5,5 MWt fiecare;

  • 1 turbina cu gaze de 45 MWe cu cazan recuperator pe apa fierbinte;

  • 2 CAF cu debit de 50 Gcal/h;

CET Teleajen sau similar;

Baza curbei de consum este acoperita parțial din IVE si prin achiziția de energie de la de la CET Teleajen sau similar in cantitate maxima de 8-10 Gcal/h vara si 15 Gcal/h in restul anului;

Turbina cu gaze de 45 MWe va acoperi consumul in perioadele tranzitorii, toamna-iarna si iarna-primavara, precum si consumul mediu de iarna;

Vârful de consum va fi acoperit in sezonul rece de cele 2 CAF de 50 Gcal/h. In restul anului acestea vor avea rolul de rezerva pentru celelalte echipamente.

Achiziția celor 2 CAF -uri se va realiza in perioada 2019-2022, astfel incat in anul 2023 acestea sa poata funcționa, cu respectarea cerințelor de mediu.

Tabel 38. Schema de funcționare propusa in opțiunea 4 pe termen lung

Figura 32. Acoperirea curbei de sarcina conform opțiunii 4 pe termen lung

In aceasta opțiune este importanta incheierea contractului pentru achiziția de energie termica de la CET Teleajen sau alta sursa alternativa, pentru ca diferența intre consum si producția din instalația de valorificare deșeuri din perioada de vara nu poate fi acoperita din turbina cu gaze. In aceasta situație, turbina ar trebui sa funcționeze sub sarcina minima (50% din puterea nominala) la care poate sa se conformeze cerințelor de mediu. Astfel, aceasta cantitate de aprox. 8-10 Gcal/h ar trebui sa se asigure

RomCapftal

în vest •••

WSt^t^^AFftfar-sHOTCtfonareaacestuia la o sarcina asa de mica s-ar face la un randament scăzut, deci neeconomic.

OPȚIUNEA 4

Echipamente

Investiții estimate

Investiție totala (mii eur)

j Racord aprox. 2,3 km rețele primare 1 CET Teleajen

[• 2,86 mii. eur                                          j

I______ . . . .. _________________ _____________ .. _ ________

98,31 mii eur

1—        —

i     Turbina 45MWe + reabilitări,

[       construcții, utilitati, instalații

r—

j • 36,6 mii eur + 2,3 mii eur

IVE14 Gcal/h            '

1' 50 mii eur

......... i

, ----------------------- . —. ................... ..... .. ..............................——- .

Se adauga 6,55 mii eur investițiile din perioada 2019-2023

Figura 33. Evaluarea efortului investitional pentru opțiunea 4

Valoarea investiției in aceasta opțiune este de 98,31 mii. euro, incluzând si valoarea investiților realizate in perioada 2019-2023.

  • B. CONTINUAREA LUCRĂRILOR DE REABILITARE SI MODERNIZARE A REȚELELOR TERMICE PRIMARE

Masurile necesare in vederea creșterii eficientei in sistemul de transport presupun continuarea reabilitării conductelor si totodată redimensionarea acestora ținând cont de consumul actual si de evoluția acestuia in condițiile creșterii eficientei energetice, conform Directivei 2012/27/CE privind eficienta energetica.

Pana in prezent s-a realizat reabilitarea a 23,6% din rețeaua primara de transport, restul de 86,4% însemnând conducte in lungime de 115,779 km.

In perioada 2019-2023 nu s-au prevăzut lucrări ample de reabilitare, ci numai intervenții punctuale in zonele in care apar sau sunt iminente avarii.

In perioada următoare, după finalizarea investițiilor la sursa trebuie realizate lucrări pe rețele termice primare si secundare. Ținând cont de diametrul si lungimea conductelor care trebuie reabilitate si luând ca exemplu preturile practicate pe piața pentru lucari similare (preturi ofertate in licitații publice in orașele Oradea, lași si Ramnicu Valcea) rezulta ca valoarea totala a investiției pentru reabilitarea rețelelor termice primare este de 48, 5 milioane euro + TVA.


Se propune demontarea conductelor existente si inlocuirea acestora cu conducte noi din otel, in soluție preizolata sau clasica dar cu izolație moderna, in funcție de amplasare. Acestea vor avea diametre redimensionate, stabilite in urma calculelor hidraulice de dimensionare, in funcție de necesarul de căldură. Soluția tehnica de instalare in sistem preizolat presupune utilizarea conductelor termice preizolate, cu izolație din spuma rigida de poliuretan si manta de protecție din polietilena de mare duritate, amplasate direct in pamant, pe pat de nisip sau in canalele termice existente pe pat de nisip, canalul fiind ulterior acoperit cu pamant.

Conductele preizolate sunt prevăzute cu sistem de senzori (conductori electrici) incorporați in spuma, in scopul supravegherii nivelului umidității izolației si localizării eventualelor defecte.

In cadrul lucrărilor de reabilitare se vor repara daca este cazul si căminele de racord, golire si aerisire. De asemenea se vor înlocui armaturile de racord si izolare, de golire si aerisire, folosindu-se acolo unde este posibil (unde dimensiunile căminelor permit) vane preizolate. După terminarea lucrărilor se va reface structura drumurilor si aleilor.

Soluția de reabilitare in sistem preizolat oferă următoarele avantaje principale:

RomCapItal

In vest

  • •   Pierderi minime de căldură in rețelele termice (coeficient de conductivitate termica al spumei poliuretanice la 50°C este de 0,027 W/mK);

  • •   Durata de viata de 30 de ani si chiar mai mult;

  • •   Costuri reduse de intretinere si exploatare a rețelelor;

  • •  Siguranța sporita in exploatare (sistemul de avertizare al eventualelor incidente inclus in spuma de poliuretan asigura depistarea rapida si localizarea cu precizie a acestora);

  • •   Durata scurta de execuție a lucrărilor de șantier;

  • •  Ocuparea unor spatii reduse de teren.

După reabilitarea integrala a rețelelor termice primare, pierderile de căldură prin acestea se vor reduce cu cel puțin 79.362 Gcal/an.                                                                                                  |

I

  • C. CONTINUAREA LUCRĂRILOR DE REABILITARE A REȚELELOR TERMICE SECUNDARE (DE DISTRIBUȚIE)

Având in vedere pierderile reduse in rețelele termice secundare si pierderile mici de fluid realizate in anul 2017, pentru perioada 2019-2023 nu s-a prevăzut execuția unor lucrări de anvergura pe rețele secundare, ci numai intervenții punctuale pentru remedierea unor eventuale avarii si eliminarea unor puncte slabe. Pana in prezent au fost reabilitate 50% din rețele secundare, restul de 50% însemnând rețele in lungime de 46 km. Valoarea investiției in rețelele secundare este de 23,5 milioane euro fara TVA.

Procesul de modernizare si reabilitare al rețelelor de distribuție va fi realizat pe o lungime de traseu de aprox. 46 km, avand 4 conducte (încălzire tur - retur, apa calda de consum si recirculare), cu diametre cuprinse intre DN25 si DN200.

In cadrul lucrărilor de reabilitare se vor menține canalele existente si se vor reamenaja. Astfel, se propun următoarele lucrări:

  • •   Scoaterea plăcilor de acoperire a canalelor, demolarea peretelui lateral daca este cazul si curatarea acestora in vederea montării noilor conducte preizolate pe un pat de nisip. Acestea vor fi acoperite cu un alt strat de nisip si cu pamant bine compactat, pana la nivelul solului.

  • •   Demontarea conductelor existente si inlocuirea acestora cu conducte preizolate montate direct in pamant, urmând traseele existente, cu excepția situațiilor in care acestea subtraverseaza subsolurile blocurilor, caz in care conductele vor fi montate pe trasee noi.

Conductele preizolate prezintă aceleași caracteristici tehnice si avantaje ca si in cazul sistemului primar, diferența fiind la temperatura de funcționare, care este mai scăzută: maximum 90°C pentru conductele de incalzire si maximum 55 °C pentru conducta de apa calda de consum.

Conductele de distribuție pentru incalzire sunt de asemenea prevăzute cu fire electrice pentru semnalizarea si localizarea avariilor.

In cadrul reabilitării rețelelor termice secundare se vor inlocui si instalațiile anexe utilizate pentru golirea si aerisirea acestora si a vanelor de secționare cu obturator sferic preizolate.

Reabilitarea rețelelor secundare presupune inlocuirea conductelor pentru incalzire si apa calda menajera in soluție moderna cu conducte preizolate, montarea de dispozitive de reglaj a cantitatii de energie termica pentru incalzire la fiecare scara de bloc precum si realizarea conductei de recirculare a apei calde menajere la fiecare scara de bloc. De asemenea, la fiecare scara se vor monta aparate de măsură a cantitatii de energie termica consumata pentru incalzire cu transmisie permanenta a înregistrărilor acestor aparate de măsură la punctul termic din care se alimentează.

Restul elementelor vor fi cuprinse in Studiul de Fezabilitate aferent investițiilor prioritare, estimate la aprox. 25% din totalul necesarului de investiții (rețele primare si secundare).

RomCapital

in vest

!n cadru! lucrărilor de reabilitare _a xe teieidr-termiGe-pr-imare -sta retelelorsecundare de i n cai zîre se vor monta instalații de supraveghere a stării conductelor. Funcțiunile principale ale sistemului de supraveghere a conductelor sunt următoarele:

  • •   supravegherea continua a nivelului umidități izolației;

  • •  detectarea timpurie a defectelor (prezenta umidității presupune o neetanseitate/avarie) la conducte;

  • •   localizarea automata a defectelor și semnalizarea acestora incepand de la un conținut de umiditate mai mic de 0,1% si cu eroare de poziție de circa 1 m;

  • •   înregistrarea datelor cu privire la avarie;

  • •  disponibilizarea datelor menționate spre a fi tipărite sub forma unui protocol recunoscut ca document oficial.

Sistemul de monitorizare conducte, pe lingă firele cuprinse in izoaltia conductelor este format din:

  • •   unitate de linie care este capabila sa monitorizeze pana la 2500 ml de conducte preizolate, prevăzută cu fir de detecție. Aceste unitati se amplaseaza de regula in cămine sau daca este posibil in puncte termice; parametrii privind starea conductelor din aceste unitati locale se transmit la unitățile centrale sau se masoara local cu statii de măsură mobile.

  • •   unitati centrale, care se montează de regula in punctele termice; aceste unitati centrale sunt capabile sa monitorizeze automat si permanent pana la 40 de unitati de linie. Unitățile centrale se pot conecta ia un sistem de comunicație si astfel datele/informatiile pot fi transmise la un dispecer/loc de centralizare a informațiilor).

  • •   unitati de alimentare si amplificare date pentru comunicația sistemului de monitorizare/supraveghere conducte, avand rol de amplificare semnale transmise către unitățile centrale.

  • •   cutii de conexiuni, care se montează de regula in căminele de pe traseul conductelor termice.

In cadrul Studiului de Fezabilitate se va prezenta amanuntit sistemul de supraveghere conducte. Aceste lucrări de monitorizare a stării conductelor fac parte din lucrările de reabilitare a acestora si deci se pot finanța din fonduri europene si/sau din buget de stat (fonduri nerambursabile).

RomCapital ! tnvest

III. ELABORAREA ANALIZEI TEHNICO-ECONOMICE COMPARATIVA A SOLUȚIILOR, ANALIZA COST-BENEFICIU SI PROPUNEREA SOLUȚIEI OPTIME

Analiza tehnico - economica a opțiunilor si a sistemului de termoficare a fost realizata luând in considerare atat contextul economic si social din Județul Prahova si Municipiul Ploiești (analiza "macro") cat si costurile si veniturile de operare la nivelul sistemului de termoficare analiza "micro").

Pentru analiza economico-financiara a opțiunilor a fost construit un model financiar in Excel in care au fost introduse datele de intrare (investiții, costuri de operare, venituri, etc.) si a fost realizata analiza comparativa a opțiunilor posibile.

  • A. OPȚIUNI PENTRU PERIOADA 2019-2023

Pentru o perioada de minim 5 ani, pentru alimentarea consumatorilor de energie termica din municipiul Ploiești racordați al SACET, precum si a celor care se vor mai racorda, coroborat cu indeplinirea cerințelor de mediu privind limita valorilor de emisii (VLE) de NOx, SO2 si pulberi au fost considerate 3 posibile opțiuni.

  • 1.       Investiții

Pentru cele trei opțiuni, au fost considerate următoarele investiții:

Opțiunea 1

  • •   In anul 2019 se procedează la înlocuirea instalației de ardere aferenta CAE 5+TA5, pentru asigurarea încadrării in valorile limita admise pentru concentrația de NOX si pulberi. Valoare de investiție de 1,85 milioane Euro.

  • •   In 2023, CAF 2 se inlocuieste cu 2 CAF noi de cate 50 Gcal/h fiecare, carevor respecta valorile limita a emisiilor. Valoare de investiție de 4,7 milioane Euro.

Opțiunea 2

  • •   In anul 2019 se procedează la inlocuirea instalației de ardere aferenta CAE 5+TA5, pentru asigurarea incadrarii in valorile limita admise pentru concentrația de NOX si pulberi. Valoare de investiție de 1,85 milioane euro.

  • •  Racord nou pentru conectare CET Teleajean la reteua de transport, cu lungime de 2,3 km, cu 2 conducte avindDN 500 mm. Valoare de investiție de 2,86 milioane Euro.

  • •   In 2023, CAF 2 se inlocuieste cu 2 CAF noi de cate 50 Gcal/h fiecare, carevor respecta valorile limita a emisiilor. Valoare de investiție de 4,7 milioane Euro.

Opțiunea 3

  • •   In anul 2019 se procedează la inlocuirea instalației de ardere aferenta CAE 5+TA5, pentru asigurarea incadrarii in valorile limita admise pentru concentrația de NOX si pulberi. Valoare de investiție de 1,85 milioane Euro.

  • •   In 2023, CAF 2 se inlocuieste cu 2 CAF noi de cate 50 Gcal/h fiecare, carevor respecta valorile limita a emisiilor. Valoare de investiție de 4,7 milioane Euro.

  • 2.      Prognoza cantitatilor

Prognoza cantitatilor a fost realizata pornind de la situația actuala si considerând impactul investițiilor propuse asupra producției de energie termica si electrica.

Prognoza cantitatilor pentru Opțiunea 1 este prezentata in următorul tabel:


Prognoza cantitati      '      '

u.m.

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Cantitate energie termica livarat/vanduta

Gcal/an

436.100

427.378

427.378

427.378

427.378

427.378

Pierderi rețele termice

Gcal/an

202.900

198.000

196.000

194.000

192.000

190.000

Cantitate energie termica produsa

Gcal/an

639.000

625.378

623.378

621.378

619.378

617.378

Cantitate en. electrica produsa

MWe/an

440.000

431.238

429.818

428.398

426.978

425.558

Consum energie electrica

Mwe/an

59.251

58.430

58.300

58.169

58.039

57.908

Cantitate energie electrica vanduta

MWe/an

380.749

372.808

371.518

370.229

368.939

367.650

Cantitate de energie electrica care primește bonus

MWe/an

380.749

372.808

371.518

370.229

368.939

367,650

Cantitate    energie termica

produsa in cogenerare

Gcal/an

621.000

607.378

605.378

603.378

601.378

599.378

Cantitate de energie termica produsa in surse energie (CAF+cazan recuperator)

Gcal/an

18.000

18.000

18.000

18.000

18.000

18.000


Tabel 39. Prognoza cantitati pentru Opțiunea 1


Prognoza cantitatilor pentru Opțiunea 2 este prezentata in următorul tabel:


Prognoza cantitati

u.m.

20i8

2019

2020

2021

2022

2023

Cantitate energie termica livarat/vanduta

Gcal/an

436.100

427.378

427.378

427.378

427.378

427.378

Pieredri rețele termice

Gcal/an

202.900

198.000

196.000

194.000

192.000

190.000

Cantitate energie termica produsa

Gcal/an

639.000

625.378

623.378

621.378

619.378

617.378

Cantitate energie electrica produsa

MWe/an

440.000

431.238

263.500

262.655

261.809

260.964

Consum energie electrica

Mwe/an

59.251

58.430

43.354

43.215

43.076

42.937

Cantitate energie electrica vanduta

MWe/an

380.749

372.808

220.146

219.440

218.733

218.027

Cantitate de energie electrica care primește bonus

MWe/an

380.749

372.808

220.146

219.440

218.733

218.027

Cantitate energie termica produsa in cogenerare

Gcal/an

621.000

607.378

538.900

536.900

534.900

532.900

Cantitate de energie termica produsa in surse energie (CAF + cazan recuperator)

Gcal/an

18.000

18.000

84.478

84.478

84.478

84.478


Tabel 40. Prognoza cantitati pentru Opțiunea 2


Scăderea cantitatii de energie electrica produsa si vanduta se datoreaza faptului ca, in aceasta opțiune, baza curbei de consum este acoperita de CETTeleajen tot timpul anului iar energia electrica produsa este valorificata de către CETTeleajen.


Prognoza cantitatilor pentru Opțiunea 3 este prezentata in următorul tabel:

Prognoza cantitati

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Cantitate energie termica livarat/vanduta

Gcal/an

436.100

427.378

427.378

427.378

427.378

427.378

Pieredri rețele termice

Gcal/an

202.900

198.000

196.000

194.000

192.000

190.000

Cantitate energie termica produsa

Gcal/an

639.000

625.378

623.378

621.378

619.378

617.378

Cantitate energie produsa

MWe/an

440.000

431.238

263.500

262.655

261.809

260.964

Consum energie electrica

Mwe/an

59.251

58.430

44.289

44.147

44.005

43.863

Cantitate en. electrica vanduta

MWe/an

380.749

372.808

219.211

218.508

217.804

217.101

Cantitate de energie electrica care primește bonus

MWe/an

380.749

372.808

219.211

218.508

217.804

217.101

Cantitate energie termica produsa in cogenerare

Gcal/an

621.000

607.378

368.900

367.716

366.533

365.349

Cantitate de energie termica produsa in surse energie (CAF+cazan recuperator)

Gcal/an

18.000

18.000

254.478

253.662

252.845

252.029

Tabel 41. Prognoza cantitati pentru Opțiunea 3

Scăderea cantitatii de energie electrica produsa si vanduta se datoreaza faptului ca, in aceasta opțiune, baza consumului este acoperita de CAF 2 care nu produce energie electrica.

Prognoza cantitatilor pentru Opțiunea 4 este prezentata in următorul tabel:

Prognoza cantitati

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Cantitate energie termica livarat/vanduta

Gcal/an

436.100

427.378

427.378

427.378

427.378

427.378

Pieredri rețele termice

Gcal/an

202.900

198.000

196.000

194.000

192.000

190.000

Cantitate energie termica produsa

Gcal/an

639.000

625.378

623.378

621.378

619.378

617.378

Cantitate energie produsa

MWe/an

440.000

431.238

-

-

-

-

Consum energie electrica

Mwe/an

59.251

58.430

20.166

20.170

20.170

20.170

Cantitate en. electrica vanduta

MWe/an

380.749

372.808

-

-

Cantitate de energie electrica care primește bonus

MWe/an

380.749

372.808

-

-

-

-

Cantitate energie termica produsa in cogenera re

Gcal/an

621.000

607.378

-

-

-

-

Cantitate de energie termica produsa in surse energie (CAF+cazan recuperator)

Gcal/an

18.000

18.000

68.840

68.840

68.840

68.840

Cantitate de energie termica cumparata de la CET privat Brazi

Gcal/an

-

-

554.538

552.538

550.538

548.538

Tabel 42. Prognoza cantitati pentru Opțiunea 4

  • 3. Prognoza costurilor de operare

Prognoza costurilor de operare a fost realizata pornind de la situația actuala si considerând impactul investițiilor propuse asupra producției de energie termica, electrica si implicit asupra costurilor de operare.

Prognoza costuffior de operare pentru Opțiunea 1 este prezentata in următorul tabel:

Cheltuieli

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Combustibil

Cantitate de combustibil consumat in cogenerare

MW/an

1.659.431

1.624.302

1.618.954

1.643.485

1.638.137

1.632.788

Cantitate combustibil pentru prod energie electrica

MW/an

866.462

825.743

822.948

850.033

847.239

844.444

Cantitate         combustibil

consumat pentru producere energie termica in cogenerare

MW/an

792.969

798.560

796.006

793.452

790.898

788.344

Cantitate         combustibil

consumat pentru producție energie termica in surse de virf

MW/an

22.985

22.985

22.985

22.985

22.985

22.985

Total consum combustibil pentru producerea energiei termice

MW/an

815.954

821.544

818.990

816.437

813.883

811.329

Total consum combustibil

MW/an

1.682.416

1.647.287

1.641.938

1.666.470

1.661.121

1.655.773

Total consum combustibil

mii mc

174.441

170.799

170.244

172.788

172.233

171.679

Preț    combustibil    (gaze

naturale)

lei/RON mc

980

980

980

980

980

980

Cheltuieli cu combustibilul

RON/an

170.952.421

167.382.907

166.839.432

169.332.101

168.788.626

168.245.151

COZ

Cantitate CO2

t C02/an

340.073

332.972

331.891

336.850

335.769

334.688

Cantitate CO2 alocata gratuit

t CO2/an

49.480

33.212

-

-

-

-

Cantitate COZ de cumpărat

t CO2/an

290.594

299.760

331.891

336.850

335.769

334.688

Preț unitar CO2

RON/t CO2

53.0

70.1

70.1

70.1

70.1

70.1

Cheltuieli cu CO2

RON/an

15.404.367

20.998.188

23.248.982

23.596.334

23.520.601

23.444.868

Cheltuieli cu salariile

RON/an

20.370.000

21.388.500

22.457.925

23.243.952

24.057.491

24.899.503

Cheltuieli cu mentenanta

RON/an

8.000.000

5.000.000

5.000.000

5.000.000

5.000.000

5.000.000

Cheltuieli cu energia electrica

RON/an

7.850.000

8.046.250

8.247.406

8.453.591

8.664.931

8.881.554

Alte cheltuieli

RON/an

16.000.000

16.000.000

16.000.000

16.000.000

16.000.000

16.000.000

TOTAL CHELTUIELI

RON/an

238.576.788

238.815.845

241.793.745

245.625.979

246.031.649

246.471.076

Tabel 43. Prognoza costurilor de operare pentru Opțiunea 1

Prognoza costurilor de operare pentru Opțiunea 2 este prezentata in următorul tabel:

Cheltuieli

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Combustibil

Cantitate de combustibil consumat in cogenerare

MW/an

1.659.431

1.624.302

988.803

985.630.17

982.457.77

979.285.37

Cantitate combustibil pentru producție energie electrica

MW/an

866.462

825.743

559.849

558.053

556.257

554.461

RamCapital J*e

Invest •••

Cheltuieli

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Cantitate         combustibil

consumat pentru producere energie termica in cogenerare

MW/an

792.969

798.560

428.953

427.577.27

426.201.04

424.824.82

Cantitate         combustibil

consumat pentru producție energie termica in surse de virf

MW/an

22.985

22.985

91.824

91.824

91.824

91.824

Total consum combustibil pentru producerea energiei termice

MW/an

815.954

821.544

520.777

519.401

518.025

516.649

Total consum combustibil

MW/an

1.682.416

1.647.287

1.080.626

1.077.454

1.074.282

1.071.109

Total consum combustibil

mii mc

174.441

170.799

112.045

111.716

111.387

111.058

Preț    combustibil    (gaze

naturale)

lei/RON mc

980

980

980

980

980

980

Cheltuieli cu combustibilul

RON/an

170.952.421

167.382.907

109.803.823

109.481.472

109.159.120

108.836.768

CO2

Cantitate CO2

t CO2/an

340.073

332.972

218.431

217.790

217.149

216.507

Cantitate CO2 alocata gratuit

t C02/an

49.480

33.212

-

-

-

-

Cantitate CO2 de cumpărat

t C02/an

290.594

299.760

218.431

217.790

217.149

216.507

Preț unitar CO2

RON/t CO2

53.0

70.1

70.1

70.1

70.1

70.1

Cheltuieli cu CO2

RON/an

15.404.367

20.998.188

15.301.101

15.256.182

15.211.262

15.166.343

Cumpărare de energie termica de la Teleajen

Cantitate

Gcal/an

-

-

170.000

170.000

170.000

170.000

Preț de achiziție

RON/Gcal

135

135

135

135

135

135

____%

Cost de achiziție energie termica

RON/an

-

-

22.950.000

22.950.000

22.950.000

22.950.000

Cheltuieli cu salariile

RON/an

20.370.000

21.388.500

22.165.400

22.941.189

23.744.131

24.575.175

Cheltuieli cu mentenanta

RON/an

8.000.000

5.000.000

5.000.000

5.000.000

5.000.000

5.000.000

Cheltuieli cu energia electrica

RON/an

7.850.000

8.046.250

8.247.406

8.453.591

8.664.931

8.881.554

Alte cheltuieli

RON/an

16.000.000

16.000.000

16.000.000

16.000.000

16.000.000

16.000.000

TOTAL CHELTUIELI

RON/an

238.576.788

238.815.845

199.467.731

200.082.434

200.729.444

201.409.841

Tabel 44. Prognoza costurilor de operare pentru Opțiunea 2

Prognoza costurilor de operare pentru Opțiunea 3 este prezentata in următorul tabel:

Cheltuieli

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Combustibil

Cantitate de combustibil consumat in cogenerare

MW/an

1.659.431

1.624.302

988.803

985.630

982.458

979.285

2018

2U19

2020

2021

2022

2023

Cantitate combustibil produs pentru prod energie electrica

MW/an

866.462

825.743

559.849

558.053

556.257

554.461

Cantitate        combustibil

consumat pentru producere energie      termica      in

cogenerare

MW/an

792.969

798.560

428.953

427.577

426.201

424.825

Cantitate        combustibil

consumat pentru producer energie termica in surse de energie

MW/an

22.985

22.985

276.607

276.607

276.607

276.607

Total consum combustibil pentru producerea energiei termice

MW/an

815.954

821.544

705.560

704.184

702.808

701.431

Total consum combustibil

MW/an

1.682.416

1.647.287

1.265.409

1.262.237

1.259.064

1.255.892

Total consum combustibil

mii mc

174.441

170.799

131.204

130.875

130.546

130.217

Preț    combustibil    (gaze

naturale)

lei/RON mc

980

980

980

980

980

980

Cheltuieli cu combustibilul

RON/an

170.952.421

167.382.907

128.579.818

128.257.466

127.935.114

127.612.763

CO2

Cantitate CO2

t CO2/an

340.073

332.972

255.782

255.141

254.499

253.858

Cantitate CO2 alocata gratuit

t CO2/an

49.480

33.212

-

-

-

-

Cantitate CO2 de cumpărat

t CO2/an

290.594

299.760

255.782

255.141

254.499

253.858

Preț unitar CO2

RON/t CO2

53.0

70.1

70.1

70.1

70.1

70.1

Cheltuieli cu CO2

RON/an

15.404.367

20.998.188

17.917.526

17.872.606

17.827.687

17.782.767

Cheltuieli cu salariile

RON/an

20.370.000

21.388.500

22.165.400

22.941.189

23.744.131

24.575.175

Cheltuieli cu mentenanta

RON/an

8.000.000

5.000.000

5.000.000

5.000.000

5.000.000

5.000.000

Cheltuieli cu energia electrica

RON/an

7.850.000

8.046.250

8.247.406

8.453.591

8.664.931

8.881.554

Alte cheltuieli

RON/an

16.000.000

16.000.000

16.000.000

16.000.000

16.000.000

16.000.000

TOTAL CHELTUIELI

RON/an

238.576.788

238.815.845

197.910.150

198.524.853

199.171.863

199.852.260

Tabel 45. Prognoza costurilor de operare pentru Opțiunea 3

Prognoza costurilor de operare pentru Opțiunea 4 este prezentata in următorul tabel:

Cheltuieli

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Combustibil

Cantitate de combustibil consumat in cogenerare

MW/an

1.659.431

1.624.302

-

-

-

-

Cantitate combustibil produs pentru prod en.el

MW/an

866.462

825.743

-

-

Cantitate combustibil consumat pentru producere en,termica in cogenerare

MW/an

792.969

798.560

-

-

-

RomCapftat

Invest •••

Cheltuieli

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Cantitate combustibil consumat pentru prod. en termice in surse de virf

MW/an

22.985

22.985

86.948

86.948

86.948

86.948

Total consum combustibil pentru producerea en.termice

MW/an

815.954

821.544

86.948

86.948

86.948

86.948

Total consum combustibil

MW/an

1.682.416

1.647.287

86.948

86.948

86.948

86.948

Total consum combustibil

mii mc

174.441

170.799

8.994

8.994

8.994

8.994

Preț combustibil (gaze naturale)

lei/RON mc

980

980

980

980

980

980

Cheltuieli cu combustibilul

RON/an

170.952.421

167.382.907

8.813.659

8.813.659

8.813.659

8.813.659

CO2

Cantitate C02

tCO2/an

340.073

332.972

17.533

17.533

17.533

17.533

Cantitate CO2 alocata gratuit

t C02/an

49.480

33.212

-

-

-

-

Cantitate CO2 de cumpărat

t CO2/an

290.594

299.760

17.533

17.533

17.533

17.533

Preț unitar CO2

RON/t CO2

53,0

70,1

70,1

70,1

70,1

70,1

Cheltuieli cu CO2

RON/an

15.404.367

20.998.188

1.228.179

1.228.179

1.228.179

1.228.179

Cumpărare de energie termica de la CET privat Brazi

Cantitate

Gcal/an

-

-

554.538

552.538

550.538

548.538

Preț de achiziție

RON/Gcal

135

135

135

135

135

135

Cost de achiziție energie termica

RON/an

-

-

74.862.630

74.592.630

74.322.630

74.052.630

Cheltuieli cu salariile

RON/an

20.370.000

21.388.500

22.165.400

22.941.189

23.744.131

24.575.175

Cheltuieli cu mentenanta

RON/an

8.000.000

5.000.000

5.000.000

5.000.000

5.000.000

5.000.000

Cheltuieli cu energia electrica

RON/an

7.850.000

8.046.250

6.059.342

6.210.826

6.366.096

6.525.249

Alte cheltuieli

RON/an

16.000.000

16.000.000

10.000.000

10.000.000

10.000.000

10.000.000

TOTAL CHELTUIELI

RON/an

238.576.788

238.815.845

128.129.210

128.786.482

129.474.695

130.194.892

Tabel 46. Prognoza costurilor de operare pentru Opțiunea 4

  • 4. Prognoza veniturilor din operare

Prognoza veniturilor de operare a fost realizata pornind de la situația actuala si considerând impactul investițiilor propuse asupra producției de energie termica, electrica si implicit asupra veniturilor din operare, Pentru aceasta analiza au fost considerate doar veniturile din vanzarea de energie electrica si din bonusul de co-generare de inalta eficienta.

Prognoza veniturilor din activitatea de operare pentru Opțiunea 1 este prezentata in următorul tabel:

Venituri energie electrica

2018

2019

2020

2021

2022

2023

RomCapital tnvest

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Cantitate en. electrica vanduta

MWe/an

380.749

372.808

371.518

370.229

368.939

367.650

Preț mediu de vanzare

RON/MWh

192

192

192

192

192

192

Venituri din vanzare energie electrica

RON/an

73.141.883

71.616.410

71.368.697

71.120.984

70.873.271

70.625.558

Cantitate de energie electrica care primește bonus

Gcal/an

380.749

372.808

371.518

370.229

368.939

367.650

Bonus unitar

RON/MWh

162

157

154

150

146

-

Venituri din bonus de cogerenare

RON/an

61.490.964

58.703.274

57.037.721

55.418.755

53.845.090

-

Tabel 47. Prognoza veniturilor din operare pentru Opțiunea 1

Prognoza veniturilor din activitatea de operare pentru Opțiunea 2 este prezentata in următorul tabel:


Venituri energie electrica

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Cantitate en. electrica vanduta

MWe/an

380.749

372.808

220.146

219.440

218.733

218.027

Preț mediu de vanzare

RON/MWh

192

192

192

192

192

192

Venituri din vanzare energie electrica

RON/an

73.141.883

71.616.410

42.290.060

42.154.380

42.018.700

41.883.019

Cantitate de energie electrica care primește bonus

Gcal/an

380.749

372.808

220.146

219.440

218.733

218.027

Bonus unitar

RON/MWh

162

157

154

150

146

-

Venituri din bonus de cogerenare

RON/an

61.490.964

58.703.274

33.798.132

32.847.454

31.923.186

-


Tabel 48. Prognoza veniturilor din operare pentru Opțiunea 2

Prognoza veniturilor din activitatea de operare pentru Opțiunea 3 este prezentata in următorul tabel:

Venituri energie electrica

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Cantitate en. electrica vanduta

MWe/an

380.749

372.808

219.211

218.508

217.804

217.101

Preț mediu de vanzare

RON/MWh

192

192

192

192

192

192

Venituri din vanzare energie electrica

RON/an

73.141.883

71.616.410

42.110.447

41.975.343

41.840.239

41.705.135

Cantitate de energie electrica care primește bonus

Gcal/an

380.749

372.808

219.211

218.508

217.804

217.101

Bonus unitar

RON/MWh

162

157

154

150

146

-

Venituri din bonus de cogenerare

RON/an

61.490.964

58.703.274

33.654.585

32.707.945

31.787.603

-


Tabel 49. Prognoza veniturilor din operare pentru Opțiunea 3

Prognoza costurilor de operare pentru Opțiunea 4

In cazul opțiunii 4 nu vor exista costuri si venituri din vanzarea energiei electrice si nici din bonusul de cogenerare, acestea fiind suportate, respectiv încasate de către CET privat Brazi.

RomCapîtar în vest

  • 5. Analiza financiara a opțiunilor

Analiza financiara a opțiunilor a fost realizata considerând metodologia din "Ghidul pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții, Instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020" emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014.

Pentru analiza financiara a opțiunilor au fost considerați următorii indicatori:

  • •  Valoarea Actualizata Neta (VAN) calculata considerând un factor de actualizare de 4.0% in termeni reali asa cum este recomandat de "Ghidul pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții, Instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020" emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014;

  • •  Costul Unitar Dinamic, care poate fi considerat un prim indicator pentru "costul mediu care acopera toate costurile (full cost recovery)" pe perioada de evaluare determinata. Conform practicilor standard. Calculul "costului unitar dinamic" se bazeaza pe abordarea valorii actualizate conform careia valoarea prezenta a costului fluxului de numerar va fi impartita la valoarea prezenta a fluxului corespondent de cantitati de energie termica vândute pe o perioada determinata de evaluare.

Criteriu de selecție considerat: opțiunea care generează cele mai reduse costuri nete ("Least cost solution").

Rezulatele analizei de opțiuni pe termen scurt sunt prezentate in următorul tabel:

Opțiuni pe termen scurt (2019-2023)

Opțiunea 1

Opțiunea 2

Opțiunea 3

Opțiunea 4

Valoare Actualizata Neta (RON)

631.713.491

642.248.885

633.054.065

653.801.317

Cost Unitar Dinamic (RON/Gcal)

280,9

285,6

281,5

290,7

Tabel 50. Rezultatele analizei de opțiuni

Opțiunea care generează cele mai reduse valori pentru cei doi indicatori (opțiunea care generează cele mai reduse costuri de investiție si operare nete) este Opțiunea 1. Ținând insa cont de valorile foarte apropiate ale celor trei opțiuni (Opțiunea 2 variaza fata de Opțiunea 1 cu 1,7%, Opțiunea 3 variaza fata de Opțiunea 1 cu 0,21% iar Opțiunea 4 variaza fata de Opțiunea 1 cu 3,5%) toate cele patru opțiuni pot fi considerate fezabile din punct de vedere financiar.

  • B. OPȚIUNI PENTRU PERIOADA 2024-2043

Pentru alimentarea pe termen lung a consumatorilor de energie termica din municipiul Ploiești racordați al SACET, precum si a celor care se vor mai racorda, coroborat cu indeplinirea cerințelor de mediu privind limita valorilor de emisii (VLE) de Nox, SO2 si pulberi, au fost considerate 4 posibile opțiuni.

  • 1. Investiții

Pentru cele patru opțiuni, au fost considerate următoarele investiții:

Investiții

u.m.

Opțiunea 1

Opțiunea 2

Opțiunea 3

Opțiunea 4

Turbina 25 MWe

RON

60.710.000

60.710.000

-

-

Turbina 45 IVI We+reabilitari

RON

186.333.000

181.663.000

181.663.000

181.663.000

Investiții perioada 2019-2023

RON

30.588.500

30.588.500

30.588.500

30.588.500

RomCapital J®e

Invest •••

Investiții

thfîr.

Opțiunea 1

opțiunea 2

Opțiunea 3

Opțiunea 4

Instalația de Valorificare Energetica

RON

-

233.500.000

233.500.000

Turbina 11 MWe

RON

-

-

49.035.000

-

CETTeleajen

RON

-

-

13.356.200

13.356.200

TOTAL

RON

277.631.500

506.461.500

274.642.700

459.107.700

TOTAL

EUR

59.450.000

108.450.000

58.810.000

98.310.000

Tabel 51. Investiții pentru opțiunile pe termen lung

  • 2. Prognoza cantitatilor

Prognoza cantitatilor a fost realizata pornind de la situația actuala si considerând impactul investițiilor propuse asupra producției de energie termica si electrica.


Cantitati

u.m.

Opțiunea 1

Opțiunea 2

Opțiunea 3

Opțiunea 4

Cantitate     energie     termica

livarat/vanduta

Gcal/an

427.378

427.378

427.378

427.378

Pierderi rețele termice

Gcal/an

177.000

177.000

177.000

177.000

Cantitate energie termica produsa

Gcal/an

604.378

604.378

604.378

604.378

Cantitate energie electrica produsa

MWe/an

374.000

420.729

274.400

268.929

Consum energie electrica

Mwe/an

32.655

34.271

29.006

34.271

Cantitate energie electrica vanduta

MWe/an

341.345

386.457

245.394

234.657

Cantitate de energie electrica care primește bonus

MWe/an

341.345

386.457

245.394

329.250

Cantitate energie termica produsa in cogenerare

Gcal/an

354,045

419.081

259.759

275.381

Cantitate de energie termica produsa in surse de virf (CAF+cazan recuperator)

Gcal/an

250.333

232.345

154.619

229.997


Tabel 52. Prognoza cantitatilor pentru opțiunile pe termen lung

  • 3. Prognoza costurilor de operare

Prognoza costurilor de operare a fost realizata pornind de la situația actuala si considerând impactul investițiilor propuse asupra producției de energie termica, electrica si implicit asupra costurilor de operare.

Costuri de operare

u.m.

Opțiunea 1

Opțiunea 2

Opțiunea 3

Opțiunea 4

Cheltuieli cu combustibilul

RON/an

127.487.213

139.946.940

89.767.102

101.081.120

RoflCaptat

Invest •••

Cheltuieli cu CO2

RON/an

17.765.272

17.819.179

12.508.996

17.819.179

Cheltuieli cu salariile

RON/an

23.200.000

23.200.000

23.200.000

23.200.000

Cheltuieli cu mentenanta

ROIM/an

3.700.000

3.700.000

3.700.000

3.700.000

Cheltuieli cu energia electrica

RON/an

9.104.000

9.104.000

9.331.000

9.104.000

Cost de achiziție energie termica

RON/an

-

-

26.349.208

17.860.504

Alte cheltuieli

RON/an

16.000.000

19.887.000

17.159.000

19.887.000

TOTAL

RON/an

197.256.485

213.657.119

182.015.306

192.651.803

Tabel 53. Prognoza costurilor de operare pentru opțiunile pe termen lung

  • 4. Prognoza veniturilor din operare

Prognoza veniturilor de operare a fost realizata pornind de la situația actuala si considerând impactul investițiilor propuse asupra producției de energie termica, electrica si implicit asupra veniturilor din operare. Pentru aceasta analiza au fost considerate doar veniturile din vanzarea de energie electrica si din bonusul de co-generare de inalta eficienta.

Venituri

u.m.

Opțiunea 1

Opțiunea 2

Opțiunea 3

Opțiunea 4

Venituri din vanzare energie electrica

RON/an

65.572.303

74.238.464

47.140.281

45.077.684

Venituri din bonus de cogenerare

RON/an

-

-

-

-

Venituri aferente primirii deșeurilor la IVE

RON/an

-

5.600.000

-

5.600.000

TOTAL

RON/an

65.572.303

79.838.464

47.140.281

50.677.684

Tabel 54. Prognoza veniturilor pentru opțiunile pe termen lung

  • 5. Analiza financiara a opțiunilor

Analiza financiara a opțiunilor a fost realizata considerând metodologia din "Ghidul pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții, Instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020" emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014.

Pentru analiza financiara a opțiunilor au fost considerați următorii indicatori:

  • •  Valoarea Actualizata Neta (VAN) calculate considerând un factor de actualziare de 4.0% in termeni reali asa cum este recomandat de "Ghidul pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții, Instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020" emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014;

  • •  Costul Unitar Dinamic care poate fi considerat un prim indicator pentru "costul mediu care acopera toate costurile (full cost recovery)" pe perioada de evaluare determinata. Conform practicilor standard, calculul "costului unitar dinamic" se bazeaza pe abordarea valorii actualizate conform careia valoarea prezenta a costului fluxului de numerar va fi impartita la valoarea prezenta a fluxului corespondent de cantitati de energie termica vândute pe o perioada determinata de evaluare.

RomCapital J»e

învest •••

Criteriu -de -seieettc- considerat: opțiunea care generează cele mai reduse costuri nete ("Least cost solution").

Rezulatele analizei de opțiuni pe termen scurt sunt prezentate in următorul tabel:

Opțiuni pe termen mediu si lung (2024-2043)

Opțiunea 1

Opțiunea 2

Opțiunea 3

Opțiunea 4

Valoare Actualizata Neta (RON)

2.122.726.541

2.370.647.876

2.162.252.278

2.486.988.999

Cost     Unitar     Dinamic

(RON/Gcal)

380.1

424.5

387.2

445.3

Tabel 55. Rezultatele analizei opțiunilor pe termen lung

Opțiunea care generează cele mai reduse valori pentru cei doi indicatori (opțiunea care generează cele mai reduse costuri de investiție si operare nete) este Opțiunea 1. Ținând insa cont de valorile foarte apropiate intre Opțiunea 1 si Opțiunea 3 (variație de 1.9%) si de posibilitatea ca instalația de valorificare energetica (IVE) sa fie finanțata cu o valoare semnificativa de grant, oricare dintre cele 4 opțiuni poate fi considerata fezabila in funcție de disponibilitatea resurselor de finanțare a investițiilor (contează extrem de mult componenta de granturi si subvenții pentru finanțarea investițiilor).

RomCapital: în vest

IV. IDENTIFICAREA SURSELOR POSIBILE DE FINANȚARE

A. GENERALITĂȚI

Finanțările disponibile au fost detaliate in Analiza situației curente (Analiza AS-IS) si ele se potrivesc uneia sau mai multor obiective de investiții conform tabelului de mai jos:

Investiții

POIM

Program termoficare

Buget de stat

Buget local

Program Norvegian

Surse private

înlocuirea instalației de ardere aferenta CAE 5 + TA5

X4

X

X

X

înlocuirea CAF 2 cu 2

CAF de 50 Gcal/h fiecare

X4

X

X

X

2 turbine cu gaz noi. una de 25 M\A/e. cealalta de 45MWe

X4

X

X

X

Centrala    noua    /

instalație de valorificare energetica             si

infrastructura         de

conectare

X5

X

X

X

X

Infrastructura        de

conectare CET Teleajen

X

Reabilitări rețele

X4

X

X

X

X

Tabel 56. Finanțări disponibile




RomCapital •%

In vest •••

  • •  JfHpfementânrancterSistenie de Mânăgement (măsurare, control si automatizare a SACET)

Potențiali beneficiari:

  • •   Autoritățile publice locale din localitățile selectate {unitățile administrative teritoriale).

**Axa Prioritara 6 - Promovarea energiei curate si eficientei energetice in vederea susținerii unei economii cu emisii scăzute de carbon

(numai după derularea unei discutii/negocieri privind definirea noțiunii de BIOMASA)

Suma alocata - 197.329.787.00 Euro. finanțare pana la 50% din costurile eligible, intrucat presupune participarea unei societăți private la realizarea si operarea investiției

Obiective specific:

6.1 Creșterea producției de energie din resurse regenerabile mai puțin exploatate (biomasa. biogaz. geotermal)

Acțiuni:

  • •   Realizarea si/sau modernizarea capacitatilor de producție a energiei electrice si/sau termice din biomasa si biogaz:

  • •   Realizarea si modernizarea capacitatilor de producție a energiei termice pe baza de energie geotermale

  • •   Sprijinirea investițiilor in extinderea si modernizarea rețelelor de distribuție a energiei electrice, in scopul preluării energiei produse din resurse regenerabile in condiții de siguranța a funcționarii SEN

Potențiali beneficiari:

  • •   Unitati administrativ teritoriale in raza carora exista potențial de utilizare a resurselor de energie regenerabile de tip geotermal sau biomasa/biogaz

  • •   Societăți comerciale care au ca activitate producerea de energie in scopul comercializării.

B. NEVOIA DE INVESTIȚII

indiferent de opțiunea de investiții care va fi aleasa, valoarea investițiilor necesare a fi implementate pentru a asigura necesarul de energie termica si a respecta cerințele de mediu sunt importante după cum sunt prezentate in următoarea figura:

RomCapital •%

in vest •••

Disponibilitatea surselor de finanțare va reprezenta un criteriu important in alegerea opțiunii care va fi implementata. Chiar daca o opțiune va genera costuri de investiții si operare mai mari pe perioada de analiza, ea ar putea fi totuși aleasa spre a fi implementata in situația in care nevoia de investiții inițiale va fi mai redusa (chiar daca in timp va genera costuri de operare mai mari).

O astfel de opțiune este achiziționarea de energie termica de la CET Teleajen care presupune costuri de investiții relative reduse care pot fi finanțate chiar de către partenerul privat ceea ca ar asigura o parte din energia termica cu investiții minime sau chiar zero.

O alta situație particulara este reprezentata de către Instalația de Valorificare Energetica (IVE) care necesita investiții semnificative dar care va genera costuri de operare ceva mai reduse. Daca se va reuși ca '**'’* o parte semnificativa a acestor investiții sa fie finanțate cu granturi sau subvenții din punct de vedere al consumatorului final, aceasta opțiune reprezintă o soluție viabila pentru sustenabilitatea pe termen lung care va avea impact minor asupra tarifelor plătite de consumatori.

De asemenea o parte importanta din costurile de investiții pot fi transferate consumatorilor prin intermediul tarifelor.

  • C. CONTRIBUȚIA POTENȚIALA A CLIENTILOR PRIN TARIF

Indicele de suportabilitate reprezintă procentul mediu din venitul unei gospodarii (familii) plătit pentru factura aferenta unui serviciu de utilitate publica. Indicele de suportabilitate reprezintă un instrument folosit de factorii de decizie din toate serviciile municipale (apa si apa uzata, salubritate, încălzire in sistem centralizat, etc.) pentru a analiza capacitatea de plata a consumatorilor si de a gândi pe baza lui strategiile viitoare de tarifare.

Pentru prima data, noțiunea de analiza de suportabilitate a fost introdusa prin Hotararea nr. 246/2006 pentru aprobarea Strategiei naționale privind accelerarea dezvoltării serviciilor comunitare de utilitati publice in care sunt recomandate nivelurile generale pentru ratele de suportabilitate. In acest document valorile recomandate sectorului de alimentare cu energie termica in sistem centralizat sunt: rata de

RomCapital

In vest •••

suportabilitate-s-10%--(v3l©aFe-medte-rtaca iactara anuala este impartita pe luni) sau 20% (daca rata de suportabilitate ia in considerare doar lunile din sezonul rece).

In cadrul Ghidulului pentru analiza cost beneficiu pentru proiecte de încălzire urbana/termoficare cu finanțare din Fondul de Coeziune si Fondul European de Dezvoltare Regionala in 2007-2013 a fost inclusa cerința ca strategiile de tarifare pentru prețul local de facturare (prețul plătit de populație) sa ia in considerare un nivel al indicelui de suportabilitate de 8.5% pentru gospodăria medie.

In cazul Municipiului Ploiești considerând tarifele plătite de consumatorii casnici (populație) si consumurile de energie termica, nivelul indicelui de suportabilitate pentru anul 2017 este de 4.9% iar in anul 2018 va scadea ușor in principal ca urmare a creșterii veniturilor familiei.

Ținând cont de nivelul considerat suportabil pentru indicele de suportabilite recomandat prin documentele prezentate anterior, se poate concluziona ca o parte din finanțarea investițiilor viitoare poate fi asigurata si prin ajustarea viitoare a tarifelor. Acest lucru poate fi realizat prin creșterea valorii redeventei care va fi inclusa in tarif care poate fi "legata" fie de echivalentul amortizării investițiilor, fie de nivelul serviciului datoriei aferent posibilelor credite de finantare/co-finantare a investițiilor.

I            Ținând de principiul menționat mai sus, au fost rulate patru scenarii de ajustare a tarifelor astfel incat

indicele de suportabilitate sa ajunga la valorile de 5.0%, 5.5%, 6.0% si 6.5% care sunt toate sub limita maxima recomandata de diferitele ghiduri si strategii prezentate anterior.

Valorile absolute pentru prețul local de facturare pentru populație este următorul pentru fiecare dintre cele 4 scenarii este următorul:

  • •  5.00%: 222 RON/Gcal;

  • •  5.50%: 244 RON/Gcal;

  • •  6.00%: 266 RON/Gcal;

  • •  6.50%: 288 RON/Gcal;

    250,000,000



RomCapîtat •% invest •••

In figura anterioara se poate observa ca veniturile anuale generate prin ajustarea de tarife pot asigura finanțarea parțiala a nevoilor de investiții si trebuie considerate ca o sursa viitoare de resurse financiare pentru finanțarea investițiilor. Insa, pe termen scurt, ajustarea de tarife nu poate asigura acumularea de resurse financiare suficiente necesare pentru a finanța intreg programul de investiții.

O alta sursa potențiala de finanțare a investițiilor o poate reprezenta contractarea de credite fie de la banei comerciale, fie de la instituții financiare internaționale (BERD, BEI). Pentru acest scenariu a fost estimat nivelul serviciului datoriei aferent finanțării investițiilor prin credite considerând următoarele ipoteze:

  • •   Credite contractate in Euro;

  • •   Perioada totala a creditului: 15 ani din care:

o Perioada de gratie: 2 ani;

o Perioada de rambursare: 13 ani;

  • •   Rata dobânzii: 2.0%;

Ținând cont de aceste ipoteze, nivelul estimativ al serviciului datoriei pentru fiecare componenta investitionala este prezentat in figura următoare:

Comparație Serviciul Datoriei Individual vs. Venituri Suplimentare din Tarife (RON)

100,000,000

«0,000,oco

80.000,000

70,000,000

50,000,000

50,000,000

40,000,000

30,000,000

Figura 36. Serviciul Datoriei Individual vs. Venituri suplimentare din tarife

După cum se poate observa, ajustarea tarifelor conform scenariilor propuse poate reprezenta o soluție viabila pentru rambursarea unor posibile credite pentru finantarea/co-finantarea investițiilor.

O comparație a serviciului datoriei cumulat pentru creditele aferente tuturor investițiilor comparativ cu veniturile potențiale a fi generate pentru fiecare scenariu de ajustare a notei de plata plătite de consumatorii casnici (populație) este prezentata in figura următoare:

RomCapital invest



După cum se poate observa, chiar daca s-ar alege opțiunea ca toate investițiile sa fie finanțate prin credite, ajustările de tarife nu sunt suficiente pentru a asigura rambursarea integrala a servicului datoriei. Ținând cont de aceasta concluzie, sunt posibile doua scenarii:

  • •   O parte din serviciul datoriei este finanțat de la bugetul local in limita resurselor financiare disponibile iar restul sunt transferate consumatorilor prin tarife;

  • •   O parte din valoarea investițiilor este finanțata prin granturi si subvenții si se vor contracta credite doar pentru co-finantarea investițiilor.

In situația in care se va decide contractarea de credite pentru finantarea/co-finantarea investițiilor exista insa si o serie de limitări privind capacitatea de indatoare a autoritatilor locale care este limitata la 30% din veniturilor proprii. Ținând cont ca modificările codului fiscal de la 1 ianuarie 2018 au determinat reducerea veniturilor proprii ale autoritatilor locale (cele din cota defalcata din impozitul pe venit prin reducererea cotei de impozitare de la 16% la 10%). Acesta limitare este importanta si singura soluție viabila pe termen lung este asigurarea finanțării investițiilor si cu o componenta importanta de granturi si subvenții.

Ținând cont de analiza prezentat in acest capitol se poate concluziona ca transferarea unei parti din efortul investitional către consumatori (ex. prin intermediul redeventei) respectând principiile europene "poluatorul plătește" si "acoperirea totala a costurilor" este necesara pentru a asigura o dezvoltare durabila.

RomCapital J*e Inveșț

  • V. CADRUL INSTITUȚIONAL

A. OPȚIUNI PRIVIND OPERAREA SACET IN MUNICIPIUL PLOIEȘTI

Primăria Municipiului Ploiești (PMP) si Consiliul Județean Prahova (CJP) sunt libere sa hotarasca asupra modalității de gestiune a serviciului aflate sub responsabilitatea lor. PMP si CJP au posibilitatea de a gestiona in mod direct serviciile de alimentare cu energie termica in sistem centralizat (SACET) sau de a încredința gestiunea acestora, in baza unui contract de delegare a gestiunii. Indiferent de opțiunea selectata, proprietarii infrastructurii au nevoie de minim 6 luni pentru pregătirea si derularea procedurilor descrise mai jos.

încredințarea gestiunii SACET către operator implica incredintarea furnizării propriu-zise a serviciului, precum si punerea la dispoziție a bunurilor ce compun sistemul. Opțiunile sunt redate mai jos:

Gestiunea se organizează si se realizează in următoarele modalitati:

  • a) gestiune directa;

  • b) gestiune delegata.

Decizia operații in gestiune directa sau delegate se ia in urma unei analize a riscului de operare. In orice situație in care PMP si CJP intenționează sa realizeze un proiect prin atribuirea unui contract pe termen lung, care sa cuprindă fie executarea de lucrări si operarea rezultatului lucrărilor legate de SACET (PPP), fie

RomCapital

Invest •••

prestarea, gestionarea" si "operarea SACET, PMP si CJP au obligația de a elabora un studiu de fundamentare/oportunitate.

Studiul se bazeaza pe un studiu de fezabilitate in cazul proiectelor implicând executarea de lucrări (ex. Construirea unei centrale noi). Prin studiul de fundamentare se analizeaza daca atribuirea contractului implica transferul unei parti semnificative a riscului de operare către operatorul economic.

Decizia cu privire la un mod de operare sau altul se ia in baza analizei analizei de risc si a indicatorilor financiari. In cazul gestiunii directe, riscul ramane in sarcina proprietarului. In cazul in care o parte semnificativa a riscului este transferata operatorului, gestiunea se deleaga prin concesiune in baza Legii 100/2012 privind concesiunile de lucrări si concesiunile de servicii.

  • 1.      Gestiunea directa

Gestiunea directa se realizează prin intermediul unor operatori de drept public sau privat, care pot fi:

  • 1) servicii publice de interes local sau județean, specializate, cu personalitate juridical, infiintate si

«   1           organizate in subordinea PMP sau CJP;

  • 2) societăți reglementate de Legea nr. 31/1990, republicata, cu modificările si completările ulterioare, cu capital social integral al PMP si CJP.

Operatorii care isi desfasoara activitatea in regim de gestiune directa prevazuti la punctul 1 de mai sus se organizează si funcționează pe baza unui regulament de organizare si funcționare aprobat de autoritatile deliberative ale unităților administrativ-teritoriale. iar cei prevazuti la punctul 2 pe baza unui regulament de organizare si funcționare aprobat de către consiliul de administrație al acestora.

In prezent, infrastructura exista si poate fi extensa. Consiliul Județean Prahova are o societate deținuta integral - COMPANIA DE SERVICII PIUBLICE SI ENERGII REGENERABILE PRAHOVA (Act normativ de înființare: Hotararea nr.60/26.07.2002 a Consiliului Județean Prahova). Pentru utilizarea acesteia este necesar aport de capital din partea PMP si modificarea obiectului current de activitate (servicii de salubrizare - Cod CAEN 9001. 9002. 9003; colectarea deșeurilor nepericuloase - Cod CAEN 3811)

  • 2.     Gestiunea delegata

Gestiunea delegata este modalitatea de gestiune in care PMP si CJP atribuie unuia sau mai multor operatori toate ori numai o parte din competentele si responsabilitățile proprii privind furnizarea SACET, pe baza unui contract, denumit in continuare contract de delegare a gestiunii. Gestiunea delegata a SACET implica punerea la dispoziția operatorilor a infrastructurii, precum si dreptul si obligația acestora de a administra si de a exploata aceste sisteme.

Delegarea gestiunii serviciului, respectiv operarea, administrarea si exploatarea infrastructurii, se poate face pentru toate sau numai pentru o parte dintre activitatile componente ale serviciilor, pe baza unor analize tehnico-economice si de eficienta a costurilor de operare, concretizate intr-un studiu de oportunitate.

Gestiunea delegata se realizează prin intermediul unor operatori de drept privat care pot fi:

  • a) societăți reglementate de Legea nr. 31/1990, republicata, cu modificările si completările ulterioare, cu capital social privat;

  • b) societăți reglementate de Legea nr. 31/1990, republicata, cu modificările si completările ulterioare, cu capital social mixt.

Societățile reglementate de Legea nr. 31/1990. Republicata, cu modificările si completările ulterioare, cu capital social integral public pot participa la procedurile de atribuire a contractelor de delegare a gestiunii

RomCâpnar

Invest

serviciului in zona teritoriala de competenta a unităților administrativ-teritoriale care exercita o influenta dominanta asupra acestora sau in afara acestei zone daca operatorul nu are incheiat un alt contract de delegare a gestiunii atribuit direct.

Contractul de delegare a gestiunii este un contract incheiat in forma scrisa, prin care unitățile administrative teritoriale, individual sau in asociere, după caz, in calitate de delegator, atribuie pe o perioada determinate, unui operator, in calitate de delegate, care actioneaza pe riscul si răspunderea sa, dreptul si obligația de a furniza/presta integral un serviciu de utilitatî publice, inclusiv dreptul si obligația de a administra si de a exploata infrastructura aferenta serviciului, in schimbul unei redevente. Contractul de delegare a gestiunii poate fi incheiat de o asociație de dezvoltare intercomunitara constituita intre PMP si CJP cu obiect de activitate serviciile de utilitati publice in numele si pe seama unităților administrativ-teritoriale member, care au calitatea de delegatar. Contractul de delegare a gestiunii este asimilat actelor administrative si intra sub incidența prevederilor Legii nr. 554/2004, cu modificările si completările ulterioare.

Contractul de delegare a gestiunii serviciului poate fi:

  • a) contract de concesiune de servicii;

  • b) contract de achiziție publica de servicii.

Delegarea serviciului de utilitati publice se face după ce prin studiul de oportunitate contractul este calificat ca fiind de prestări servicii sau de concesiune, cu prezentarea avantajelor si dezavantajelor din fiecare opțiune. Aceasta delimitare se face in urma analizei de risc. Daca riscul este ridicat, contractul este calificat ca fiind de concesiune. Daca riscul este scăzut, contractul este de prestări servicii. In cazul gestiunii directe, riscul este cel mai mic si se face incredintare directa.

Legea 100/2016 definește foarte precis riscul, insa nu exista un prag anume de delimitare ci analiza se face de la caz la caz. Principalele elemente determinante in analiza sunt: disponibilitatea surselor de finanțare, fluctuația consumului, gradul de conectare, alte incertitudini ale pieței. In cazul in care riscul este ridicat si se decide ca este contract de concesiune, operatorul stabilește tariful in funcție de anumite tinte pe care trebuie s ale respecte si funcție de consumul mediu estimat. Daca acest consum a scăzut (sau se modifica defavorabil alt factor de risc), operatorul nu este indreptatit sa ceara o compensare prin tarif:

In baza prevederilor Legii nr. 100/2016 privind concesiunile de lucrări si concesiunile de servicii, determinarea pragului valoric peste care devine obligatorie derularea unei proceduri astfel cum sunt descrise in Lege se face ținând cont de cifra totala de afaceri a concesionarului generata pe durata contractului, fara TVA, in schimbul lucrărilor si serviciilor care fac obiectul concesiunii, precum si pentru bunurile accesorii acestor lucrări si servicii.

Procedurile de atribuire (licitație deschisa sau dialog competitiv; prin excepție, negociere fara publicare prealabila a unui anunț de participare) se aplica concesiunilor de lucrări sau concesiunilor de servicii a căror valoare, fara TVA, este egala sau mai mare decât pragul valoric de 24.977.096 lei.

Contractul de delegare a gestiunii va fi insotit in mod obligatoriu de următoarele anexe:

  • a) caietul de sarcini privind furnizarea/prestarea serviciului;

  • b) regulamentul serviciului;

  • c) inventarul bunurilor mobile si immobile, proprietate publica sau privata a PMP si CJP, aferente serviciului;

  • d) procesul-verbal de predare-preluare a bunurilor prevăzute la lit. c);

  • e) indicatori tehnici corelați cu tintele/obiectivele asumate la nivel național.

RomCapital ••

învest •••

2.1? Continuarea cont ractufui actuai de'concesiunei cu Veolia Energie Prahova (VEP). Contractul se derulează pe o perioada de 15 ani, cu posibilitatea de prelungire cu maxim jumătate din durata inițiala, in baza Cap. V Durata, art. 16.2.

Contractul curent de concesiune poate fi modificat in baza art. 100. din Legea 100/2012 privind concesiunile de lucrări si concesiunile de servicii, fara organizarea unei noi proceduri de atribuire, atunci când modificările, indiferent daca sunt sau nu cuantificate si indiferent de valoarea acestora, au fost prevăzute in documentele inițiale ale concesiunii.

Contractul poate fi modificat, fara organizarea unei noi proceduri de atribuire, atunci când sunt indeplinite, in mod cumulative, următoarele condiții:

  • a)  devine necesara achiziționarea de la concesionarul inițial a unor servicii sau lucrări suplimentare, care nu au fost incluse in contractul de concesiune inițial, dar care au devenit strict necesare in vederea îndeplinirii acestuia;

  • b) schimbarea concesionarului este imposibila.

Contractul poate fi modificat, fara organizarea unei noi proceduri de atribuire, atunci când modificările, indiferent de valoarea lor, nu sunt substanțiale. O modificare a unui contract de concesiune pe perioada de valabilitate este considerata modificare substanțiala atunci când, prin aceasta modificare, caracterul concesiunii devine substanțial diferit fata de cel al concesiunii încheiate inițial. Este considerata modificare substanțiala orice modificare care îndeplinește cel puțin una dintre următoarele condiții:

  • a) modificarea introduce condiții care, daca ar fi fost incluse in procedura de atribuire inițiala, ar fi permis selecția altor candidați decât cei selectați inițial sau acceptarea unei alte oferte decât cea acceptata inițial ori ar fi atras si alti participant! la procedura de atribuire;

  • b)  modificarea schimba echilibrul economic al contractului de concesiune in favoarea concesionarului si/sau alocarea riscurilor intre parti intr-un mod care nu a fost prevăzut in concesiunea de lucrări sau in concesiunea de servicii inițiala;

  • c) modificarea extinde in mod considerabil domeniul de aplicare al concesiunii de lucrări sau al concesiunii de servicii;

  • d) un nou concesionar înlocuiește concesionarul inițial, in alte cazuri decât cele prevăzute in Legea 100/2012 privind concesiunile de lucrări si concesiunile de servicii.


  • 2.2. Licitarea serviciului de alimentare cu energie termica si selectarea unui nou operator ca urmare a derulării unei proceduri de licitație deschisa in baza Legii 100/2012 privind concesiunile de lucrări si concesiunile de servicii, care sa presteze aceleași servicii precum operatorul actual

Concesionarea SACET unui alt operator se poate face prin licitație deschisa, respectând etapele descrise in Legea 100/2012 privind concesiunile de lucrări si concesiunile de servicii.

Licitația deschisa se initiaza prin transmiterea spre publicare a unui anunț de concesionare, potrivit prevederilor art. 63, prin care PMP si CJP solicita operatorilor economici depunerea de oferte. Procedura de licitație deschisa se desfasoara, de regula, intr-o singura etapa. PMP si CJP pot stabili prin anunțul de concesionare si documentația de atribuire ca procedura de licitație deschisa sa se desfasoare in doua etape:

  • a) prima etapa - depunerea ofertelor elaborate in conformitate cu informațiile si cerințele prevăzute in documentația de atribuire, insotita de documentele care demonstrează îndeplinirea criteriilor de calificare si de selecție stabilite de PMP si CJP;

  • b) etapa a doua - negocieri in vederea imbunatatirii ofertelor admisibile si evaluarea ofertelor imbunatatite, prin aplicarea criteriilor de atribuire.

RomCapHat"***

invest •••

In cazul in care alege sa aplice procedura licitației deschise cu etapa de negociere. PMP si CJP stabilesc prin documentația de atribuire elementele care pot face obiectul negocierii.

In cuprinsul documentației de atribuire PMP si CJP definesc obiectul concesiunii prin descrierea necesităților PMP si CJP si a caracteristicilor serviciului care urmeaza a fi concesionat si stabilește criteriile de atribuire, precum si modul de repartizare a riscurilor.

Contractul de concesiune se atribuie pe baza criteriului ofertei celei mai avantajoase din punct de vedere economic, stabilita in baza unor criterii obiective care garanteaza evaluarea ofertelor in condiții de concurenta reala.

In sensul alin. (1), criteriile obiective trebuie sa aiba legătură directa cu obiectul concesiunii si se pot referi la oricare dintre următoarele:

  • a) gradul de preluare a unor riscuri de către concesionar;


  • b) nivelul plăților actualizate efectuate de către PMP si CJP;

  • c) nivelul tarifelor de utilizare;

  • d) modalitatea de execuție a lucrarilor/prestare a serviciilor bazata pe indicatori de performanta de ordin calitativ, ethnic,. Funcțional, financiar etc.;

  • e) modul de asigurare a protecției mediului;

  • f) modul de rezolvare a unor probleme sociale;

  • g) nivelul redeventei;

  • h) durata concesiunii;

  • i) inovarea.

PMP si CJP pot utiliza criteriile de mai sus si in mod combinate, in funcție de obiectul concesiunii si in măsură in care respectivele criterii sunt compatibile.

  • 3. Participarea unui partener privat - PPP

In lipsa turbinei care aparține grupului Veolia, este necesar un aport de energie din alta sursa. In orice opțiune selectata, va exista un contract de furnizare de energie, reglementa de ANRE, intre operatorul delegate si partea privata care asigura energia termica.

Cele doua opțiuni identificate sunt:

3.1.CET existent

In zona municipiului Ploiești au fost identificate 2 CET-uri. In perspectiva selectării acestei opțiuni, trebuie asigurata concurenta si trebuie invitați la procedura de selecție toti posibilii proprietari de CET-uri interesați sa-si dezvolte activitatea in aceasta direcție. Investitorului i se poate cere prin caietul de sarcini sa construiască infrastructura de legătură pentru conectarea CET-ului la rețeaua municipiului.

  • 3.2.CET noua

Singura opțiune identificata in cadrul Strategiei este Instalație de valorificare energetica a deșeurilor (IVE). In aceasta situație, se va realiza o investiție in infrastructura de legătură pentru conectarea IVE la rețeaua municipiului (poate fi un parteneriat public-privat - PPP, din perspectiva OUG nr. 39/2018 privind PPP).

RomCapital

invest •••

PPP are ca obiect -realizarea sau, după caz; reabiiîtarea sT/'sâu extinderea unui bun sau a unor bunuri care vor aparține patrimoniului partenerului public si/sau operarea unui serviciu public. Partenerul privat asigura finanțarea necesara realizării investițiilor din resurse proprii si/sau din resurse atrase din partea unor finanțatori.

PMP si OP poate contribui la finanțarea realizării investițiilor cu resurse financiare publice provenind inclusiv din fonduri externe nerambursabile post-aderare si din contribuția naționala aferenta acestora, in condițiile prevăzute de legislația naționala si cea a Uniunii Europene.

Cota de contribuție a partenerului public la finanțarea realizării investițiilor dintr-un contract de PPP reprezentata de resurse financiare de alta natura decât fonduri externe nerambursabiie si contribuția naționala aferenta unor astfel de fonduri, nu poate depăși 25% din valoarea totala a investiției.

In vederea încheierii si începerii executării obligațiilor dintr-un contract de PPP este necesara parcurgerea următoarelor etape:

  • a) realizarea de către PMP si CJP a unui studiu de fundamentare/oportunitate;

  • b) parcurgerea procedurii de atribuire a contractului de PPP;

  • c) semnarea contractului de PPP;

  • d) îndeplinirea tuturor condițiilor suspensive prevăzute in contractul de PPP, inclusiv a închiderii financiare.

Studiul de fundamentare trebuie sa evidențieze următoarele elemente principale care justifica, din punct de vedere economic, implementarea proiectului in PPP:

  • a) gradul de suportabilitate a proiectului si comparația optiunilor/aranjamentelor contractuale alternative pentru implementarea proiectului;

  • b) structura de distribuire a riscurilor pentru fiecare opțiune alternativa de implementare a proiectului;

  • c) finantabilitatea proiectului;

  • f) eficienta economica a proiectului.

Gradul de suportabilitate a proiectului reprezintă posibilitatea generica a proiectului de a mobiliza resursele financiare necesare acoperirii costurilor. Gradul de suportabilitate a proiectului privește capacitatea financiara a partenerului public si a oricăror altor entitati publice implicate, necesare îndeplinirii obligațiilor de natura financiara asumate in cadrul contractului de parteneriat public-privat si, j           după caz, capacitatea financiara a beneficiarilor directi ai utilizării bunului/bunurilor sau serviciului public

ce formează obiectul parteneriatului public-privat.

Studiul de fundamentare cuprinde o identificare a categoriilor de riscuri aferente implementării proiectului, cuantificarea acestora si o prezentare a unor alternative de alocare a riscurilor intre părțile contractante. Studiul de fundamentare trebuie sa analizeze si sa stabilească finantabilitatea proiectului in regim de PPP.

Un proiect este considerat finantabil daca structura sa tehnica, financiara si juridica permite, in condițiile pieței, atragerea de credite si/sau a altor resurse financiare in vederea asigurării finanțării proiectului pe toata durata de viata a acestuia.

Eficienta economica a proiectului este demonstrata prin întocmirea si includerea, in cadrul studiului de fundamentare si a unei analize cost-beneficiu.

Contractul de parteneriat public-privat reglementează cel puțin următoarele aspecte:

  • a) obiectul proiectului realizat in parteneriat public-privat;

  • b) condițiile de infiintare si funcționare a societății de proiect;

RomCapttat

Invest •••

  • c) termenele de realizare a lucrărilor;

  • d) drepturile constituite in favoarea PMP si CJP. inclusiv cu privire la bunurile cu care PMP si CJP contribuie la realizarea proiectului de parteneriat public-privat;

  • e) drepturile si obligațiile partenerului public si ale PMP si CJP, pe parcursul derulării proiectului de parteneriat public-privat, inclusiv obligațiile PMP si OP si ale societății de proiect menite sa garanteze respectarea destinației bunurilor implicate in proiectul de parteneriat public-privat si a condițiilor de realizare a serviciului public;

  • f) regimul juridic al bunurilor implicate in proiect, inclusiv al bunurilor realizate sau dobândite in cursul derulării proiectului si modalitatea de transfer al acestor bunuri la încetarea contractului, cu respectarea dispozițiilor legale in materia proprietății publice;

  • g) durata contractului;

  • h) modalitatea de finanțare si etapele proiectului de parteneriat public-privat;

  • i) remunerarea PMP si CJP, indicând in detaliu modalitatea de calcul si de plata, inclusiv posibilitatea compensarilor/deducerilor intre sumele de plata cuvenite PMP si CJP si orice eventuale daune sau alte sume de plata datorate de către partenerul privat;

  • j) modalitatea de alocare a riscurilor in cadrul proiectului de parteneriat public-privat;

  • k) caracteristicile si obiectivele de performanta ale bunului sau bunurilor ce vor fi realizate in cadrul proiectului, precum si indicatorii de performanta a serviciului public ce formează obiectul proiectului;

  • l) modalitatea de monitorizare si control de către PMP si CJP al respectării obligațiilor PMP si CJP si ale societății de proiect;

  • m) procedura de aprobare de către PMP si CJP a contractelor încheiate de partenerul privat si societatea de proiect cu afiliatii PMP si CJP;

  • n) garanțiile de buna execuție ce vor fi asigurate de partenerul privat;

  • o) asigurările ce vor fi incheiate si menținute pe parcursul derulării proiectului de parteneriat public-privat;

  • p) proceduri de preluare a drepturilor si obligațiilor PMP si CJP de către finanțatorii proiectului si/sau un nou partener privat;

  • q) răspunderea contractuala, inclusiv sancțiunile si penalitățile aplicabile PMP si CJP in cazul neexecutarii obligațiilor sale, in special in cazul neatingerii sau nementinerii obiectivelor ori indicatorilor de performanta, precum si posibilitatea compensării sumelor astfel datorate de partenerul privat cu plățile datorate de PMP si CJP in temeiul contractului de parteneriat public-privat;

  • r) dreptul partenerului public de a modifica unilateral anumite parti ale contractului si dreptul partenerului public de a denunța unilateral contractul, precum si condițiile de exercitare a acestor drepturi in conformitate cu prevederile art. 35, inclusiv modalitatea de stabilire si plata a eventualei compensații datorate PMP si CJP;

  • s) mecanisme de impartire a profitului din refinantare;

  • t) procedura si limitele subcontractarii;

  • u) cauzele de incetare a contractului si condițiile in care se asigura continuitatea serviciului public realizat in cadrul parteneriatului public-privat;

  • v) orice alte aspecte care, in conformitate cu prevederile prezentei legi, sunt parte a contractului de parteneriat public-privat;

  • w) clauze care sa reglementeze compensațiile datorate de parti in caz de incetare a contractului inainte de termen.

RomCapital

Invest •••

Durata contractului de parteneriat pubtic-prTvăt se stabilește, in principal, in funcție de perioada de amortizare a investițiilor ce urmeaza sa fie realizate de către societatea de proiect si in funcție de modalitatea de finanțare a acestor investiții.


B. MONTAJUL INSTITUȚIONAL IN FUNCȚIE DE SCENARIILE TEHNICE

După selectarea opțiunii optime de acoperire a curbei de consum, pe baza criteriilor tehnice si economice, PMP si CJP vor decide ce modalitate de operare se potrivește cel mai bine. In schema de mai jos am indicat sintetizat optiuniledescrise mai sus. Detaliile legate de ce presupune fiecare soluție instituționala se regăsesc in secțiunile 1 (gestiune directa, infiintarea unei societăți sau serviciu propriu), 2 (delegare prin concesiune conform Legii 100/2018 - continuarea contractului sau lansarea unei proceduri noi) si 3 (PPP, respective Legea 99/2016) din Cap. V.A. De asemenea, fiecare Opțiune are descries in cadrul Analizei tehnice, particularitati / condiții de implementare si e nevoie sa fie analizate in mod integrat.

Decizia privind modul de operare se va face ținând cont de următorii indicatori financiari: Valoarea Actualizata Neta (VAN), Rata Interna de Rentabilitate (RIR) si Durata de amortizare (Da) rezultate din studiul de oportunitate. Prin compararea RIR si a modului de repartizare a riscurilor se va decide intre gestiunea directa si gestiunea delegat. De regula, in cazul in care, ca urmare a analizei de risc, PMP si CJP constata ca o parte semnificativa a riscului va fi transferat operatorului economic, contractul va fi considerat contract de concesiune, urmând a se aplica prevederile Legii 100/2012 privind concesiunile de lucrări si concesiunile de servicii.

Pe termen scurt6

Opțiunea 1 presupune derularea unui studiu de oportunitate care sa decidă intre gestiune directa si gestiune delegata. Daca rezultatul studiului este gestiunea delegata se are in vedere pastrarea actualui operator dat fiind faptul ca acesta utilizează (prin închiriere) o turbina de gaze a grupului din care face parte. Aceasta opțiune este sustenabila, in forma actuala, doar daca se prelungește contractul de delegare prin concesiune cu actualul operator (turbina cu gaze de 25 MWe aparține Veolia) si doar daca turbina este menținută in funcțiune la parametrii necesari, prin investiții ale operatorului.

Opțiunea 2 presupune derularea unui studiu de oportunitate care sa decidă intre gestiune directa si gestiune delegata. Aceasta opțiune se poate aplica in situația in care contractul existent de concesiune al serviciului de alimentare centralizata cu energie termica incheiat cu actualul operator nu se prelungește, iar intre parti nu se poate ajunge la o intelegere pentru închirierea de la actualul operator a instalației de cogenerare cu turbina cu gaze de 25 MWe. Aceasta opțiune este fezabila doar daca se incheie un contract cu operatorul CET Teleajen, in vederea preluării de la acesta a unei cantitati de energie termica, pe toata perioada anului. Importanta este completarea necesarului de energie de la un CET privat existent. Soluția devine complexa prin gestionarea mai multor contracte de operare. Din punct de vedere tehnic aceasta opțiune este fezabila, dar conduce la creșterea costului unitar al energiei termice produse in CET Brazi pentru ca, deși nu mai produce energie in perioada de vara, cheltuielile constante raman aproximativ la același nivel. Analiza financiara va stabili oportunitatea si fezabilitatea acestei opțiuni.

Opțiunea 3 presupune derularea unui studiu de oportunitate care sa decidă intre gestiune directa si gestiune delegata. întrucât se renunța complet la turbina de gaze a actualului operator, gestiunea delegata are in vedere selectarea unui operator nou, dar are mai mult sens gestiunea directa. Aceasta opțiune este aplicabila in cazul in care prețul de vanzare al energiei termice produse in CET Teleajen este mai mare decât prețul de producere in CET Brazi. Totodată, analiza financiara arata un CUD (281,5 RON/Gcal) la concurenta cu cel din Opțiunea 1. Deci analiza trebuie făcută pe termen lung si cu o evaluare

Este momentul când se decide intre gestiunea directa si cea delegate, iar in cazul celei delegate se decide asupra continuării cu actualul operator sau selectarea unui nou. Fiecare din aceasta opțiune este detaliata la nivel legal si strategic in capitolele anterioare.

RomCapital

In vest •••

adecvata a componentei de grant / fonduri nerambursabile pentru realizarea investițiilor, cu impact in tarif si suportabilitate.

Opțiunea 4 presupune derularea unui studiu de oportunitate care sa decidă intre gestiune directa si gestiune delegata. Rezultatul studiului poate fi oricare dintre opțiuni. Importanta este completarea necesarului de energie de la un CET privat existent. Soluția devine complexa prin gestionarea mai multor contracte de operare. Aceasta opțiune este aplicabila in cazul in care prețul de vanzare al energiei termice produse in CET privat Brazi este mai mic decât prețul de producere in CET Brazi CJ si in situația in care operatorul privat se angajeaza contractual sa asigure cantitatea de energie termica conform curbei clasate de consum cu variații intre 20Gcal/h si 130 Gcal/h.

Pe termen mediu si lung

Opțiunea 1 presupune derularea unui studiu de oportunitate care sa decidă intre gestiune directa si gestiune delegata. Rezultatul studiului poate fi oricare dintre opțiuni dar are mai mult sens gestiunea directa intrucat autoritatile locale realizează investițiile si isi acopera întregul necesar de consum. Opțiunea descrisa este sustenabila din punct de vedere tehnic insa costurile de operare sunt ridicate, ceea ce inseamna ca si energia electrica obtinuta va avea un preț mai mare pe piața din Romania. Este importanta componenta de fonduri nerambursabile obtinuta pentru finanțarea investițiilor. Din punct de vedere al analizei financiare, aceasta opțiune are CUD cel mai mic (380,1 RON/Gcal) ceea ce o face mai fezabila. Trebuie totuși intarit aparatul administrativ cu asistente tehnice de management sau contractate servicii de management.

Opțiunea 2 presupune derularea unui studiu de oportunitate care sa decidă intre gestiune directa si gestiune delegata. Indiferent de rezultatul studiului, se are in vedere construirea unei CET noua prin PPP prin care se asigura necesarul de energie termica conform procedurii descrise mai sus. Soluția devine complexa prin gestionarea mai multor contracte de operare, dar pe termen lung ramane o provocare. Instituțional, poate fi contractata separat o asistenta care sa detalieze si particularizeze tipurile de PPP disponibile si sa recomande cea mai buna opțiune pentru autoritatile locale.

Opțiunea 3 presupune derularea unui studiu de oportunitate care sa decidă intre gestiune directa si gestiune delegata. Indiferent de rezultatul studiului, se are in vedere asigurarea necesarul de energie termica dintr-un CET existent, printr-un contract de PPP. Soluția devine complexa prin gestionarea mai multor contracte de operare, dar pe termen lung ramane o provocare. Din punct de vedere tehnic, aceasta opțiune este fezabila, insa faptul ca in perioada de vara sursele din CET Brazi nu funcționează iar cantitatea de energie electrica produsa in cogenerare scade simțitor, va determina creșterea costului de producere a energiei. Pentru a se evita aceasta situație, energia termica achizitionata de la CETTeleajen sau alta sursa alternativa, trebuia sa aiba un preț mai mic comparativ cu costul unitar din CET Brazi.


Opțiunea 4 presupune derularea unui studiu de oportunitate care sa decidă intre gestiune directa si gestiune delegata. Indiferent de rezultatul studiului, se are in vedere asigurarea necesarul de energie termica dintr-un CET existent dar si dintr-un CET nou, prin 2 contracte de PPP. Soluția este foarte complicata prin gestionarea mai multor contracte de operare.


RomCapital

Invest


Opțiune

Gestiune directa

Gestiune delegate

Participare privata

Continuare contract curent

Contract

nou

TG Veolia

CETTeleajen + rețea

CET noua + rețea

Pe termen scurt

Opțiunea 1

X

X

închiriere

Opțiunea 2

X

X

X

Contract PPP pentru rețea si contract de furnizare pentru energie

Opțiunea 3

X

X

Opțiunea 4

X

3

<

X

X

un

Contract PPP pentru rețea si contract de furnizare pentru energie

Pe   termen

mediu si lung

Opțiunea 1

X

X

X

Opțiunea 2

X

X

X

Societate mixta Contract de furnizare pentru energie din IVE

Opțiunea 3

X

x

X

Contract PPP pentru rețea si contract de furnizare pentru energie

Opțiunea 4

X

X

1

X

Contract PPP pentru rețea si contract de furnizare pentru energie

Societate mixta Contract de furnizare pentru energie din IVE

Tabel 57. Montajul instituțional


RomCapitaT

Invest •««

  • 2. PLANUL DE ACȚIUNI PENTRU IMPLEMENTAREA STRATEGIEI SI MASURI POLITICE SI ADMINISTRATIVE PENTRU SUSȚINEREA PROGRAMULUI STRATEGIC PROPUS

Exista doua categorii de acțiuni ce se vor pregăti si implementa in perioada 2018-2024:

  • c.  Pregătirea - se refera la activitati de intocmirea caietelor de sarcini pentru achiziționarea diverselor servicii si trebuie demarate urgent, incepand cu august 2018.

  • d.  Implementare - se refera la concesiune si proiect de investiții:

  • a.  Concesiune: stabilirea si implementarea montajului instituțional.

  • b.  Proiect de investiții: determinarea sursei de finanțare si pregătirea proiectului.

ambele cu finalizare in următoarele 12 luni.

Planificarea si realizarea lucrărilor se va face astfel incat la finele anului 2023 noile echipamente propuse prin strategie sa fie in funcțiune.

Planul detaliat de acțiuni este descris in Anexa 1 - Plan de masuri politice si administrative pentru susținerea programului strategic 2019 - 2043.

Acțiunile strategice se prezintă astfel:

Acțiune

Termen

Responsabil

Lansare procedura de atribuire pentru contractual de pregătire a studiului de oportunitate / fundamentare pentru delegarea serviciilor (poate fi achiziție directa) cu decizie cum se impart costurile de investiții

1 septembrie 2018

PMP/CJP

Derulare procedura

30 septembrie2018

PMP/CJP

Finalizare studiu

30 noiembrie2018

PMP/CJP

Prelungire contract curent (6 luni) / Derulare procedura de concesiune pentru un contract nou de delegare (pregătire + achiziție 1 an)

30     septembrie

20196

PMP/CJP

Lansare procedura de licitație deschisa pentru atribuirea unor contracte de asistenta tehnica pentru pregătirea studiilor de fezabilitate si a Aplicațiilor de finanțare pentru investițiile in infrastructura (infrastructura de baza + IVE).

30 septembrie 2018

PMP/CJP

Demarare negocieri cu AM POIM pentru acceptarea investiției IVE pe Axa 6.1 si/sau Ministerul Mediului - MM pentru deschiderea liniei de finanțare a IVE a deșeurilor din Programul norvegian

1 septembrie 2018

PMP/CJP

AM/MM

Decizii AM/MM

30 septembrie 2018

PMP/CJP

Pregătire caiete de sarcini

30 septembrie 2018

PMP/CJP

Derulare proceduri de atribuire

31 decembrie 2018

PMP/CJP

Finalizare studii

30 iunie 2019

PMP/CJP

RomCapftal ♦.% invest •••

AprobareAplicații

30 septembrie 2019

PMP/CJP

Finalizare caiete de sarcini pentru lucrării

30 septembrie 2019

PMP/CJP

Contractare lucrări

31 decembrie 2019

Derulare investiții

2020-2023

PMP/CJP

Lansare procedura atribuire pentru reevaluarea impactului asupra Sistemului de Management Integrat al Deșeurilor (poate fi procedura simplificata)

1 septembrie 2018

PMP/CJP

Derulare procedura

31 decembrie 2018

PMP/CJP

Finalizare studiu

31 martie 2019

PMP/CJP

Constituirea Unitatii de Management a Proiectelor - UMP

31 decembrie 2018

PMP/CJP

Selectarea resurselor umane calificate

31 octobrie 2018

PMP/CJP

Finalizarea procedurilor de Înființare (decizii/fise de post/ROF)

31 decembrie 2018

PMP/CJP

Tabel 58. Plan de acțiuni strategice

RomCapital

Invest •••

  • VI. CONCLUZII

In urma analizei de opțiuni, Consultantul a identificat masuri investitionale necesare pe termen scurt (2018-2023) si pe termen mediu si lung (2024-2043). Aceasta prioritizare a fost urmata de analiza financiara care a reliefat ca pe termen scurt opțiunea recomandata este Opțiunea 1 la concurenta cu Opțiunea 3:

Opțiune

Echipamente

Acoperirea curbei de consum

Acțiuni necesare in intervalul 2019 - 2023

Opțiunea 1

TG 25 MWe (VeOlia)

CAE 5 + TA 5

CAE 2

Instalația de cogenerare existenta, cu putere electrica de 25 MWe, funcționează in baza tot timpul anului;

CAE 5 si TA 5 acopera cea mai mare parte a curbei de consum;

Vârful de consum este acoperit de CAF 2, care poate funcționa in regim derogatoriu din punct de vedere al emisiilor pana la sfârșitul anului 2022.

In anul 2019 se procedează la inlocuirea instalației de ardere aferenta CA 5 + TA 5, pentru asigurarea incadrarii in valorile limita admise pentru concentrația de NOx;

In anul 2023 CAF 2 se înlocuiește cu 2 CAF noi de cate 50 Gcal/h fiecare.

Opțiunea 3

CAE 5 + TA 5

CAF2

Baza consumului este acoperita de CAF 2.

CAE 5 si TA 5 acopera cea mai mare parte a curbei de consum;

Vârful de consum este acoperit de CAF 2, care poate funcționa in regim derogatoriu din punct de vedere al emisiilor pana la sfârșitul anului 2022.

In anul 2019 se procedează la inlocuirea instalației de ardere aferenta CA 5 + TA 5, pentru asigurarea incadrarii in valorile limita admise pentru concentrația de NOx si pulberi;

In anul 2023 CAF 2 se înlocuiește cu 2 CAF noi de cate 50 Gcal/h fiecare.

Tabel 59. Optiunia fezabile pe termen scurt

Totuși, toate cele trei opțiuni pot fi considerate fezabile din punct de vedere financiar. Evaluarea se va face pe termen lung iar determinate sunt decizile privind finanțările nerambursabile.

Pe termen lung, Opțiunea fezabila este Opțiunea 1:

Echipamente noi in

sursa

Acoperirea curbei de consum

Observații

1 turbina cu gaze cu putere de 25 MWe cu cazan recuperator pe abur

  • 1 turbina cu gaze cu putere de 45 MWe cu cazan recuperator pe apa fierbinte;

  • 2 CAF cu debit de 50 Gcal/h

Baza consumului este acoperita de turbine cu gaze de 25 MWe; Turbina cu gaze de 45 MWe va acoperi consumul in perioadele tranzitorii, toamna-iarna si iarna-primavara, precum si consumul mediu de iarna. Pentru a se acoperi întreg consumul este necesar ca la CAF aferent acestei turbine, sa fie montat un arzator suplimentar pentru a obține circa 12 Gcal/h;

Vârful de consum va fi acoperit in sezonul rece de cele 2 CAF-uri de 50 Gcal/h. In restul anului acestea vor avea rolul de rezerva pentru celelalte echipamente.

Achiziția celor 2 CAF-uri se va realiza in perioada 2019-2022, astfel incat in anul 2023 acestea sa poata funcționa, cu respectarea cerințelor de mediu.


RomCapital ♦%

In vest •••


Tabel 60. Opțiunea fezabila pe termen lung


Privit din perspectiva costurilor de operare Opțiunea care generează cele mai reduse valori pentru cei doi indicatori (opțiunea care generează cele mai reduse costuri de investiție si operare nete) este Opțiunea 1.

Privit din perspectiva costurilor de investiții si ținând cont de valorile foarte apropiate intre Opțiunea 1 si Opțiunea 3 (variație de 1.9%) contează extrem de mult componenta de granturi si subvenții pentru finanțarea investițiilor (avand impact in strategia de tarifare).

Instituțional, se poate decide intre gestiune delegate/gestiune directa in baza unui studiu de fundamentare/oportunitate, iar in cazul in care se opteaza pe termen lung pentru instalația de valorificare energetica se va proceda urgent la contractarea unui studiu de fezabilitate care sa include si o analiza a opțiunilor PPP in paralel cu derularea negocierilor cu autoritatile finanțatoare pentru asigurarea disponibilităților bănești nerambursabile.


Acțiunile prioritare si decisive pentru implementarea strategiei sunt cele legate de lansarea procedurilor de achiziții pentru contractarea studiului de oportunitate, studiului de fezabilitate si aplicațiilor de finanțare, constituirea UMP.


Acțiune

Termen

Responsabil

Lansare procedura de atribuire pentru contractual de pregătire a studiului de oportunitate / fundamentare pentru delegarea serviciilor (poate fi achiziție directa)

1 septembrie 2018

PMP/CJP

Derulare procedura

30 septembrie 2018

PMP/CJP

Finalizare studiu

30 noiembrie 2018

PMP/CJP

Prelungire contract curent (6 luni) / Derulare procedura de concesiune pentru un contract nou de delegare (pregătire + achiziție 1 an)

30 septembrie 2019

PMP/CJP

Lansare procedura de licitație deschisa pentru atribuirea unor contracte de asistenta tehnica pentru pregătirea studiilor de fezabilitate si a Aplicațiilor de finanțare pentru investițiile in infrastructura

30 septembrie 2018

PMP/CJP

Demarare negocieri cu AM POIM pentru acceptarea investiției in infrastructura de termoficare a municipiului Ploiești pe Axa 7.1

1 august 2018

PMP/CJP

Decizii AM/MM

30 septembrie 2018

PMP/CJP

Pregătire caiete de sarcini SF POIM/MDRAP

30 septembrie 2018

PMP/CJP

Derulare proceduri de atribuire

31 decembrie 2018

PMP/CJP

Finalizare studii (SF si dosarele de achiziții lucrări)

30 iunie 2019

PMP/CJP

Aprobare Aplicații/ lansare procedure achiziție lucrări

30 septembrie 2019

PMP/CJP

Derulare investiții

2020-2023

PMP/CJP

Constituirea Unitatii de Management a Proiectelor

31 decembrie 2018

PMP/CJP

Selectarea resurselor umane calificate

31 octobrie 2018

PMP/CJP

Finalizarea procedurilor de infiintare (decizii/fise de post/ROF)

31 decembrie 2018

PMP/CJP

Tabel 61. Plan de acțiuni strategice


Rectificare bugetara si includerea fondurilor necesare pentru acțiunile din 2018 Decizie privind împărțirea costurilor de investita Alocarea in bugetele locale a sumelor necesare acțiunilor Decizie Autoritatea de Management POIM privind disponibilitatea, surselor de finanțare.#™ swf, Decizie Autoritatea de Management POIM privind disponibilitatea surselorde finanțare prin axa 7.1 Lansare procedura de atribuire pentru contractual de pregătire a studiului de oportunitate / fundamentare pentru delegarea serviciilor {poate fi achiziție directa) procedura


Derulare procedura Finalizare studiu


A. Gestiune directa


B, Gestiune delegata B. 1. Contract nou


Constituire servicil/societate pentru operare Preluare bunuri si organizarea operării (la finalizarea contractului curent}

B.2. Prelungire contract curent


Pregătire procedura

Derulare procedura

Preluare bunuri si organizarea operării

Derulare procedura de negociere

C. PPP-CETTeleajen sau altCET existent

Aprobare tarif de către ANRE Pregătire contract de furnizare energie termica Aprobare contract de către ANRE A. Asistenta tehnica pentru pregătirea documentației necesare accesării finanțării (studiu de fezabilitate, analiza cost beneficiu, analiza instituționala, evaluarea impactului de mediu, aplicație) si a documentațiilor de atribuire pentru investiile propuse

Pregătire caiet de sarcini si lansare procedura de achiziție contract servicii Derulare procedura Pregătire studii de fezabilitate Evaluare si aprobare Aplicație implementare Investirii pentru echipamente

Termen


01.09.2018^

  • 31.10.2018

  • 31.12.2018

31.10.2018


01.09.2018

30.09.2019 i

30.11.2018


31,01,2019


31,10.2019


31,01.2019

31.07.2019

31.10.2019


30.04.2019


30.04.2019

31.12.2018

30.04.2019


CAE 5 - prioritar

Rectificare bugetara pentru includerea in buget a fondurilor pentru înlocuire instalații de ardere CAE5 Pregătire documentație de atribuire pentru contractare lucrarea de înlocuire arzotoare CAE S


Derulare procedura de contractare conform Legii 93/2016, asa cum a fost modificata si completata si HG 395/2018 (procedura simplificata)

01,09.2018


31.12,2018


întocmire documentații de proiectare, pentru obținerea avizelor si a autorizației de construcție

30.04.2019


Fabricarea echipamentelor 31.07.2019 Execuție montaj, probe si punere in funcțiune 31.10.2019

Organizare procedura pentru contractarea proiectării si execuției lucrărilor de reabilitare a rețelelor termice.

Execuție documentație de proiectare, concomitent cu execuția lucrărilor de reabilitare rețele termicefactrune permisa de prevederile HG 907/2026}.

30.10.2019


31.12.2023


Pregătire documentație de atribuire 31.03,2020 Derulare procedura de licitație pentru contractare proiectare si execuție a lucrărilor

Executarea documentației de proiectare: proiect tehnic, detalii de execuție, documentații pentru obținere avize, ocorduri si autorizație de 31.01.2021 construcție.

Execuție fabricație echipamente componente CAF-uri 30.06.2021 Execuție lucrări de montaj, probe si punere in funcțiune a celor 2 cazane de apa fierbinte

30.10.2020


31,03,2022


Aiteactiuni


Pregătire documentație de atribuire 31,03.2020 Derulare procedura de licitație pentru contractare proiectare si execuție a ■lucrărilor de montare a turbinelor cu gaze.

Executarea documentației de proiectare: proiect tehnic, detalii de execuție, documentata pentru obținere avize, acorduri si autorizație de 30.04.2021 construcție

Execuție fabricație echipamente componente Instalației de cogenearre cu

turbina cu gaze

Execuție lucrări de montaj,probe si punere In funcțiune p instalației de cogenerare cu turbina cu gaze.

31,12.2022


B. Pregătire SF instalație de valorificare energetica

Pregătire caiet de sarcini si lansare procedura

Derulare procedura

Pregătire studii de fezabilitate

Aprobare Aplicație

Pregătire contract PPP pentru finantare/operare instalație Implementare Investit!! pentru echipamentele noi

1 Asistenta tehnica pentru revizuirea studiului de fezabilitate pentru sistemul integrat de management al deșeurilor

Pregătire caiet de sarcini si lansare procedura de achiziție contract servicii

Derulare procedura

Pregătire studii de fezabilitate revizuit



30.10.2020


31.01.2019

30.04,2019

31.08.2019

31.12.2019

31.12.2019

31.12.2023


2

£

2 ir


Rectificare bugetara si includerea fondurilor necesare pentru acțiunile din 2018 Decizie privind impartirea costurilor de investiții Alocarea in bugetele locale a sumelor necesare acțiunilor Decizie Autoritatea de Management POIM privind


Termen

01.09,2018^

31.10.2018 3L 12.2018


aispnnibilitatea surselor de finatituar-pfln-’exn-i-l- -31Tl3rS&lt!_ Decizie Autoritatea de Management PQIM privind disponibilitatea surselorde finanțare prin axa 7.1 lansare procedura de atribuire pentru contractual de pregătire a studiului de oportunitate / fundamentare pentru delegarea serviciilor (poate fi achiziție directa) procedura


31,10.2018


A. Gestiune directa


Derulare procedura Finalizare studiu


01.09.2018

30.09.2019 l

30.11.2018


B. Gestiune delegata

B.l. Contract nou


Constituire servicii/societate pentru operare Preluare bunuri si organizarea operării (la finalizarea contractului curent)


31.01.2019


B.2. Prelungire contract curent


Pregătire procedura

Derulare procedura

Preluare bunuri si organizarea operării


31.01.2019

31.07.2019

31.10.2019


■'K


Derulare procedura de negociere

C, PPP - CET Teleajen sau alt CET existent

Aprobare tarif de către ANRE Pregătire contract de furnizare energie termica Aprobare contract de către ANRE A. Asistenta tehnica pentru pregătirea documentației necesare accesării finanțării (studiu de fezabilitate, analiza cost beneficiu, analiza instituționala, evaluarea impactului de mediu, aplicație) si a documentațiilor de atribuire pentru investiile propuse

Pregătire caiet de sarcini si lansare procedura de achiziție contract servicii Derulare procedura Pregătire studii de fezabilitate Evoluare k aprobare Aplicație Implementare Investiții pentru echlpomente


30,04.2019 I


CAE 5. prioritar

Rectificare bugetara pentru includerea in buget a fondurilor pentru înlocuire instalații de ardere CAE5 Ptegatire documentație de atribuire pentru contractare lucrarea de inlocuire arzatoare CAE 5


01.09.2018


30.09.2018


Derulare procedura de contractare conform Legii 98/2016, asa cum o fost modificata s) completata si HG 395/2018 (procedura simplificata)


31.12.2018


întocmire documentații de proiectare, pentru obținerea avizelor si a autorizației de construcție

Fabricarea echipamentelor 31,07.2019

Execuție montaj, probe si punere in funcțiune 31.10.2019


30.04.2019


Rețele

Organizare procedura pentru contractarea proiectării si execuției lucrărilor de reabilitare a rețelelor termice.


30.10.2019


M Execuție documentație de proiectare, concomitent cu execuția lucrărilor de


reabilitare rețele termicefactiune permisa de prevederile HG 907/2016).


31.12.2023


CAF


Pregătire documentație de atribuire 31.03.2020 Derulare procedura de licitație pentru contractare proiectare sl execuție a lucrărilor Executarea documentației de proiectare: proiect tehnic, detalii de execuție, documentații pentru obținere avize, acorduri si autorizație de 31.01.2021 construcție.

Execuție fabricație echipamente componente CAF-uri 30.06.2021 Execuție lucrări de montaj, probe si punere in funcțiune a celor 2 cazane de apa fierbinte


30.10.2020


31.03.2022


fa TG45


Alte acțiuni


Pregătire documentație de atribuire 31.03,2020 Derulare procedura de licitație pentru contractare proiectare si execuție a lucrărilor de montare a turbinelor cu gaze. Executarea documentației de proiectare: proiect tehnic, detalii de execuție, documentata pentru obținere avize, ocordurl si autorizație de 30.04.2021 construcție Execuție fabricotie echipamente componente instalației de cogenearre cu turbina cu gaze Execuție lucrări de montaj,probe si punere in funcțiune a instalației de cogenerare cu turbina cu gaze.

B. Pregătire SF instaîatie de valorificare energetica

Pregătire caiet de sarcini si lansare procedura Derulare procedura Pregătire studii de fezabilitate Aprobare Aplicație Pregătire contract PPP pentru fmantare/operare instalație Implementare Investiții pentru echipamentele noi Asistenta tehnica pentru revizuirea studiului de fezabilitate pentru sistemul integrat de management al deșeurilor


30.10.2020


31.12.2022


31.01.2019

30.04.2019

31.08.2019

31.12.2019

31.12.2019

31.12,2023




Rectificare bugetara si includerea fondurilor necesare pentru acțiunile din 2018 Decizie privind impartirea costurilor de investiții Alocarea in bugetele locale a sumelor necesare acțiunilor Decizie Autoritatea de Management POIM privind dispuiiibiiitatea surselor dc finanțare >vln n ■u.S J. ~&eaz>e'Autarîtateo de Management POIM privind disponibilitatea surselorde finanțare prin axa 7.2

Lansare procedura de atribuire pentru contractual de pregătire a studiului de oportunitate / fundamentare pentru delegarea serviciilor (poate fi achiziție directa) procedura


Derulare procedura Finalizare studiu


A. Gestiune directa


B. Gestiune delegata B.1, Contract nou


Constituire servicii/socletate pentru operare

Preluare bunuri si organizarea operării (la finalizarea contractului curent)


B.2. Prelungire contract curent


Pregătire procedura

Derulare procedura

Preluore bunuri si organizarea operării


Derulare procedura de negociere

C. PPP - CET Teleajen sau alt CET existent

Aprobare tarif de către ANRE Pregătire contract de furnizare energie termica Aprobare contract de către ANRE A. Asistenta tehnica pentru pregătirea documentației necesare accesării finanțării (studiu de fezabilitate, analiza cost beneficiu, analiza instituționala, evaluarea impactului de mediu, aplicație) si a documentațiilor de atribuire pentru Investiile propuse

Pregătire caiet de sarcini si lansare procedura de achiziție contract servicii Derulare procedura Pregătire studii de fezabilitate Evaluare sl aprobare Aplicație Implementare Investiții pentru echipamente


CAE 5 - prioritar

Rectificare bugetara pentru includerea in buget a fondurilor pentru înlocuire instalați! de ardere CAES Pregătire documentație de atribuire pentru contractare lucrarea de înlocuire arzătoare CAE S


>U!S          procedura de contractare conform Legii 93/2016, asa cum a fost

. i|


modificata sl completata si HG 395/2018 (procedura simplificata)


-31.-70.r201B-


01.09.2018

30.09.2019 |

30.11.2018


3101.2019


31.10,2019


30.04.2019 l


30.09.2018 8

31.12.2018

30.06.2019

30.09.2019

31.12.2023


01.09.2018


30,09.2018


31.12.2018


întocmire documentata de proiectare, pentru obținerea avizelor sl a autorizației de construcție

Fabricarea echipamentelor 31.07.2019

Execuție montaj, probe si punere in funcțiune 31.10.2019


30.04.2D19


■s

1


Rețele

Organizare procedura pentru contractarea proiectării sl execuției lucrărilor de reabilitare a rețelelor termice.


Execuție documentație de proiectare, concomitent cu execuția lucrărilor de reabilitare rețele termicefactiune permisa de prevederile HG 907/2016).


CAF


Alte acțiuni


30.10.2019


31.12.2023


r-~


Pregătire documentație de atribuire 31.03.2020 Derulare procedura de licitație pentru contractare proiectare si execuție a lucrărilor Executarea documentației de proiectare: proiect tehnic, detalii de execuție, documentații pentru obținere avize, acorduri si autorizație de 31.01.2021 construcție.

Execuție fabricație echipamente componente CAF-uri 30.06.2021 Execuție lucrări de montaj, probe si punere in funcțiune a celor 2 cazane de apa fierbinte


30.10.2020




45


31.03.2022


Pregătire documentație de atribuire 31.03.2020 Derulare procedura de licitație pentru contractare proiectare si execuție a lucrărilor de montare a turbinelor cu gaze. Executarea documentației de proiectare: proiect tehnic, detalii de execuție, documentații pentru obținere avize, acorduri si autorizație de 30.04.2021 construcție Execuție fabricație echipamente componente instalației de cogenearre cu turbina cu gaze Execuție lucrări de montaj,probe si punere in funcțiune a Instalației de cogenerare cu turbina cu gaze. B. Pregătire SF Instalație de valorificare energetica

Pregătire caiet de sarcini si lansare procedura Derulare procedura Pregătire studii de fezabilitate Aprobare Aplicație Pregătire contract PPP pentru finantare/operare Instalație Implementare Investiții pentru echipamentele noi Asistenta tehnica pentru revizuirea studiului de fezabilitate pentru sistemul integrat de management al deșeurilor


30.10,2020


31.08.2021


31.12.2022


31.01.2019

30.04.2019

31.08.2019

31.12.2019

31.12.2019

31.12,2023


..... ...1

E





Rectificare bugetara si includerea fondurilor necesare pentru acțiunile din 2018 Decizie privind impartirea costurilor de Investiții Alocarea in bugetele locale a sumelor necesare acțiunilor Decizie Autoritatea de Management PQIM privind disponibilitatea surselor de fnip/aocn-ț Deci2ie Autoritatea de Management POIM privind disponibilitatea surselorde finanțare prin axa 7.1

Lansare procedura de atribuire pentru contractual de pregătire a studiului de oportunitate / fundamentare pentru delegarea serviciilor (poate fi achiziție directa) procedura


A, Gestiune directa


Derulare procedura Finalizare studiu


B. Gestiune delegata 8,1. Contract nou


Constituire serviciî/socletate pentru operare Preluare bunuri si organizarea operării (ta finalizarea contractului curent)


B.2. Prelungire contract curent


Pregătire procedura

Derulare procedura

Preluare bunuri si organizarea operării


Derulare procedura de negociere

C. PPP - CETTeleajen sau alt CET existent

Aprobare tarif de către ANRE Pregotire contract de furnizare energie termica Aprobare contract de către ANRE A. Asistenta tehnica pentru pregătirea documentației necesare accesării finanțării (studiu de fezabilitate, analiza cost beneficiu, analiza instituționala, evaluarea impactului de mediu, aplicație) si a documentațiilor de atribuire pentru investiiie propuse

Pregătire caiet de sarcini si lansare procedura de achiziție contract servicii Derulare procedura Pregătire studii de fezabilitate Evaluare si aprobare Aplicație Implementare Investiții pentru echipamente


CAE 5 - prioritar

Rectificare bugetara pentru includerea in buget a fondurilor pentru înlocuire Instalata de ardere CAE5 Pregătire documentație de atribuire pentru contractare lucrarea de înlocuire arzatoare CAE 5


Derulare procedura de contractare conform Legii 98/2016, asa cum a fost modificata si completata si HG 395/2018 (procedura simplificata)


Termen

01.09.2018^

  • 31.10.2018

  • 31.12.2018


-31-ierhi^


31.10.2018


31.D1.2019


31.10.2019


31.01.2019 I

31.07,2019

31,10.2019


30.04.2019 I


30.09.2018 [

31.12.2018

30.06.2019

30.09,2019

31.12,2023 1


01.09.2018


30.09.2018


31.12.2018


întocmire documentata de proiectare, pentru obținerea avizelor si a autorizației de construcție

Fabricarea echipamentelor 31.07.2019

Execuție montaj, probe si punere in funcțiune 31.10.2019


30.04.2019


-r- •


Rețele

Organizare procedura pentru contractarea proiectării si execuției lucrărilor de reabilitare a rețelelor termice.


Execuție documentație de proiectare, concomitent cu execuția lucrărilor de reabilitare rețele termice (acțiune permisa de prevederile HG 907/2016).


30.10.2019


31.12.2023


Pregătire documentație de atribuire 31.03.2020 Derulare procedura de licitație pentru contractare proiectare si execuție a

lucrărilor

Executarea documentației de proiectare: proiect tehnic, detalii de execuție, documentații pentru obținere avize, acorduri si autorizație de 31.01.2021 construcție.

Execuție fabricație echipamente componente CAF-uri 30.06.2021 Execuție lucrări de montaj, probe si punere in funcțiune a celor 2 cazane g3 2022 de apa fierbinte


30.10.2020


Pregătire documentație de atribuire 31,03,2020 Derulare procedura de licitație pentru contractare proiectare si execuție a lucrărilor de montare a turbinelor cu gaze. Executarea documentației de proiectare: proiect tehnic, detalii de execuție, documentații pentru obținere avize, acorduri si autorizație de 30.04.2021 construcție Execuție fabricație echipamente componente instalației de cogenearre cu turbina cu gaze Execuție lucrări de montaj,probe si punere in funcțiune a instalației de cogenerare cu turbina cu gaze. B. Pregătire SF Instalație de valorificare energetica

Pregătire caiet de sarcini si lansare proceduro Derulare procedura Pregătire studii de fezabilitate Aprobare Aplicație Pregătire contract PPP pentru finantare/operare instalație implementare Investita pentru echipamentele noi Asistenta tehnica pentru revizuirea studiului de fezabilitate pentru sistemul integrat de management al deșeurilor


30.10.2020


31.08.2021


31.01.2019

30.04.2019

31.08.2019

31.12.2C19

31.12.2019

31,12.2023


01.09.2018

31.12.2018 [

30.06.2019


Rectificare bugetara si înduderea fondurilor necesare pentru acțiunile din 2018 Decizie privind împărțirea costurilor de investiții Alocarea in bugetele locale a sumelor necesare acțiunilor Decizie Autoritatea de Management POIM privind dlspatfttiihnBeo surselor de finanțare arin nwe (. J 'decizie Autoritatea de Management POIM privind disponibilitatea surselorde finanțare prin axa 7.1 Lansare procedura de atribuire pentru contractual de pregătire a studiului de oportunitate / fundamentare pentru delegarea serviciilor (poate fi achiziție directa) procedura


Derulare procedura Finalizare studiu


A. Gestiune directa


B. Gestiune delegata

B.l, Contract nou


Constituire servidi/societate pentru operare Preluare bunuri si organizarea operării (lafinalizarea contractului curent)


B.2. Prelungire contract curent


Pregătire procedura

Derulare procedura

Preluare bunuri si organizarea operării


Derulare procedura de negociere

C. PPP - CETTeleajen sau alt CET existent

Aprobare tarif de către ANRE Pregătire contract de furnizare energie termica Aprobare contract de către ANRE , A. Asistenta tehnica pentru pregătirea documentației necesare accesării i finanțării (studiu de fezabilitate, analiza cost beneficiu, analiza Instituționala, evaluarea impactului de mediu, aplicație) si a documentațiilor de atribuire pentru Investiile propuse

Pregătire caiet de sarcini si lansare procedura de achiziție contract servicii Derulare procedura Pregătire studii de fezabilitate Evaluare si aprobare Aplicație Implementare Investiții pentru echipamente


CAE 5 • prioritar

Rectificare bugetara pentru înduderea In buget a fondurilor pentru înlocuire instalații de ardere CAE5 Pregătire documentație de atribuire pentru contractare lucrarea de înlocuire arzatoare CAE 5


Derulare procedura de contractare conform tegii 98/2016, asa cum a fost modificata si completata si HG 395/2018 (procedura simplificata)

întocmire documentații de proiectare, pentru obținerea avizelor si a autorizației de construcție Fabricarea echipamentelor Execuție montaj, probe si punere In funcțiune Rstrl»

Organizare procedura pentru contractarea proiectării si execuției lucrărilor de reabilitare a rețelelor termice.

Execuție documentație de proiectare, concomitent cu execuția lucrărilor de reabilitare rețele termicefactiune permisa de prevederile HG 907/2016).


CAF

Pregătire documentație de atribuire Derulare procedura de licitație pentru contractare proiectare si execuție a lucrărilor Executarea documentației de proiectare: proiect tehnic, detalii de execuție, documentații pentru obținere avize, acorduri si autorizație de construcție. Execuție fabricație echipamente componente CAF-uri Execuție lucrări de montaj, probe si punere in funcțiune a celor 2 cazane de apa fierbinte TG45

Pregătire documentație de atribuire Derulare procedura de licitație pentru contractare proiectare si execuție a lucrărilor de montare a turbinelor eu gaze. Executarea documentației de proiectare: proiect tehnic, detalii de execuție, documentații pentru obținere avize, acorduri si autorizație de construcție Execuție fabricație echipamente componente instalației de cogenearre cu turbina cu gaze Execuție lucrări de montaj,probe si punere in funcțiune a instalației de cogenerare cu turbina cu gaze.


  • 31.10.2018

  • 31.12.2018


-31-WrWlP-


31.10.2018


31.01.2019


31.10.2019


31.01.2019 I

31.07.2019

31.10.2019


01.09.2018


30.09.2018


3L12.2018

30,04.2019

31.07.2019

  • 31.10.2019

  • 30.10.2019

31.12.2023


31.03.2020

30.1D.2020

31.01.2021

30.06.2021

31.03.2022

31.03.2020

30.10.2020

30.04.2021


31,08.2021


B. Pregătire SF Instalație de valorificare energetica


Pregătire caiet de sarcini si lansare procedura


Derulare procedura •:gj                                                 Pregătire studii de fezabilitate

Aprobare Aplicație pregătire contract PPP pentru finantare/operare instalație


Implementare Investiții pentru echipamentele noi

Asistenta tehnica pentru revizuirea studiului de fezabilitate pentru c sistemul integrat de management al deșeurilor țj                  Pregătire caiet de sarcini si lansare procedura de achiziție

di                                                                 contract servicii

<                                                 Derulare procedura


Pregătire studii de fezabilitate revizuit


4.





Rectificare bugetara si includerea fondurilor necesare pentru acțiunile din 2018

Decizie privind împărțirea costurilor de Investiții Alocarea in bugetele locale a sumelor necesare acțiunilor Decizie Autoritatea de Management PO1M privind disponibilitatea surselor thtllnț»uw^!&FSs!&S-& Decizie Autoritatea de Management POIM privind disponibilitatea surselorde finanțare prin axa 7.1

Lansare procedura de atribuire pentru contractual de pregătire a studiului de oportunitate / fundamentare pentru delegarea serviciilor (poate fi achiziție directa) procedura


Derulare procedura Finalizare studiu


A. Gestiune directa


B. Gestiune delegata

8.1. Contract nou


Constituire servicil/societate pentru operare

Preluare bunuri si organizarea operării (fa finalizarea contractului curent)


8.2. Prelungire contract curent


Pregătire procedura

Derulare procedura

Preluare bunuri si organizarea operării


Derulare procedura de negociere

C. PPP - CETTeieajen sau alt CET existent

Aprobare tarif de carie ANRE Pregătire contract de furnizare energie termica Aprobare contract de carie ANRE A, Asistenta tehnica pentru pregătirea documentației necesare accesării finanțării (studiu de fezabilitate, analiza cost beneficiu, analiza instituționala, evaluarea impactului de mediu, aplicație) si a documentațiilor de atribuire pentru Investiife propuse

Pregătire colet de sarcini si lansare procedura de achiziție contract servicii Derulare procedura Pregătire studii de fezabilitate Evaluare si oprobare Aplicație Implementare Investirii pentru echipamente


CAE 5- prioritar

Rectificare bugetara pentru includerea in buget a fondurilor pentru ‘înlocuire instalații de ardere CAE5 Pregătire documentație de atribuire pentru contractare lucrarea de înlocuire arzatoare CAE 5


Derulare procedura de contractare conform Legii 98/2016, asa cum a fost modificata si completata si HG 395/2018 (procedura simplificata)


Termen

01.09.2018^

  • 31.10.2018

  • 31.12.2018


2i-.io.2ui:r


01,09.2018

30.09.2019

30.11,2018


31.01.2019


31.10.2019


31.01.2019

31.07,2019

31.10.2019


30.04.2019 I


30.04.2019 I

31.12.2018 [

30.04.2019 !


01.09.2018


30.09.2018


31.12.2018


întocmire documentata de proiectare, pentru obținerea avizelor si a autorizației de construcție Fabricarea echipamentelor 31.D7.2019

Execuție montaj, probe si punere în funcțiune 31.10.2D19


30.04.2019


Apr-23 May-23 Jun-23 Jul-23 Aug-23 Sep-23 Oct-23 Nov-23 Dec-23


Rețele

Organizare procedura pentru contractarea proiectării sl execuției lucrărilor de reabilitare a rețelelor termice.


Execuție documentație de proiectare, concomitent cu execuția lucrărilor de reabilitare rețele termiceiacțiune permisa de prevederile HG 907/2016).


30.10.2019


31.12.2023


Pregătire documentație de atribuire 3L03.2020 Derulare procedura de licitație pentru contractare proiectare si execuție a

lucrărilor

Executarea documentației de proiectare: proiect tehnic, detalii de execuție, documentarii pentru obținere avize, acorduri si autorizație de 31.01.2021 construcție.

Execuție fabricație echipamente componente CAF-uri 30.06.2021 Execuție lucrări de montaj, probe si punere in funcțiune a celor 2 cazane de apa fierbinte


30.10.2020


31.03.2022


Pregătire documentație de atribuire 31,03.2020 Derulare procedura de licitație pentru contractare proiectare si execuție a lucrărilor de montare a turbinelor cu gaze. Executarea documentației de proiectare: proiect tehnic, detalii de execuție, documentații pentru obținere avize, acorduri sl autorizație de 30,04.2021 construcție Execuție fabricație echipamente componente instalației de cogenearre cu turbina cu gaze Execuție lucrări de montaj,probe sl punere in funcțiune a instalației de cogenerore cu turbina cu gaze.

8. Pregătire $F Instalație de valorificare Energetica

Pregătire caiet de sarcini si lansare procedura Derulare procedura Pregătire studii de fezabilitate Aprobare Aplicație Pregătire contract PPP pentru fmantare/operare Instalație Implementare Investiții pentru echipamentele noi Asistenta tehnica pentru revizuirea studiului de fezabilitate pentru sistemul integrat de management al deșeurilor


30.10.2020


31.12.2022


31.01.2019

30.04.2013

31.08.2019

31.12.2019

31.12.2019

31.12.2023


01,09.2018

31.12.2018 j

30.06,2019


1

Tegea nr. 13/2007 a energiei electrice, publicata in Monitorul Oficial nr. SI din 23 ianuarie 2007.

2

HG nr. 219/2007 privind promovarea cogenerarii bazate pe cererea de energie termica utila, publicata in Monitorul Oficial nr. 200 din 23.03. 2007.

3

HG nr. 1069/2007 privind aprobarea Strategiei energetice a României pentru perioada 2007-2020, publicata in Monitorul Oficial nr. 781 din 19 noiembrie 2007

4

Axa Prioritara 7 - Creșterea eficientei energetice la nivelul sistemului centralizat de termofîcare in orașele selectate

Suma alocata - 249.478.723.00 Euro. Finanțare pana la 100% din costurile eligibile

5

Obiective specific:

7.1 Creșterea eficientei energetice in sistemele centralizate de transport si distribuție a energiei termice in orașele selectate

Acțiuni:

  • •   Modernizarea/extinderea rețelelor termice primare si secundare din sistemele de alimentare cu energie termica, inclusiv a punctelor termice; extinderea rețelei de transport si distribuția va fi finantabila doar in contextul in care reteauau existenta a fost reabilitata, iar extinderea este justificata pentru a accentua sustenabilitatea sistemului;

  • •  Achizitionarea/modernizarea echipamentelor necesare bunei funcționari a sistemelor de pompare a agentului termic;

6

Contractul operatorului curent expira in mai 2018 si exista o perioada de luni pentru predarea bunurilor